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電改將迎第二輪爆發期!首個輸配電價定價辦法出臺

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近日,國家發展改革委印發了《省級電網輸配電價定價辦法(試行)》(以下簡稱《辦法》),規定了省級電網輸配電價的定價原則、計算辦法,與之前發布的《輸配電定價成本監審辦法》,共同構成了對電網企業的成本價格監管制度框架。這也是我國歷史上第一個針對超大網絡型自然壟斷電網行業的定價辦法。  為什么要制定《省級電網輸配電價定價辦法(試行)》?  深化電力體制改革、推進價格機制改革是黨中央、國務院作出的重大決策部

  近日,國家發展改革委印發了《省級電網輸配電價定價辦法(試行)》(以下簡稱《辦法》),規定了省級電網輸配電價的定價原則、計算辦法,與之前發布的《輸配電定價成本監審辦法》,共同構成了對電網企業的成本價格監管制度框架。這也是我國歷史上第一個針對超大網絡型自然壟斷電網行業的定價辦法。

  為什么要制定《省級電網輸配電價定價辦法(試行)》?

  深化電力體制改革、推進價格機制改革是黨中央、國務院作出的重大決策部署。黨的十八屆三中全會要求,將政府定價范圍主要限定在重要公用事業、公益性服務和網絡型自然壟斷環節。《中共中央國務院關于推進價格機制改革的若干意見》(中發〔2015〕28號)、《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)明確提出按照“管住中間、放開兩頭”的思路,推進電力價格改革。

  制定出臺《辦法》,是貫徹落實黨中央、國務院重大決策部署,在新常態下把價格改革向縱深推進、建立健全政府定價制度的重要探索,有利于政府價格監管方式轉變,提高政府定價的科學性,最大限度減少自由裁量權。

  制定出臺《辦法》,是在新形勢下加強對超大網絡型自然壟斷企業價格監管的重大創新。國家電網公司、南方電網公司是世界范圍內規模巨大的電網企業。盡管網絡型自然壟斷企業具有規模經濟優勢,有利于電力資源在更大范圍內優化配置,但為更好地規范企業行為,防范企業利用壟斷地位損害發電企業和電力用戶的合法權益,必須加強監管。

  制定出臺《辦法》,有利于加快電力體制改革總體進程,推動有序放開競爭性環節定價、有序向社會資本放開配售電業務、有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃,加快構建主要由市場配置電力資源的體制機制,還原能源商品屬性。

核定輸配電價過程中要堅持哪些原則?

  《辦法》明確,核定輸配電價過程中要堅持三個方面的原則:

  (一)建立機制與合理定價相結合。以制度、規則、機制建設為核心,轉變政府價格監管方式,既要提高政府定價的科學性,最大限度減少自由裁量權;又要規范電網企業的價格行為,通過科學、規范、透明的制度形成合理的輸配電價。

  (二)彌補合理成本與約束激勵相結合。按照“準許成本加合理收益”的辦法核定輸配電價,以嚴格的成本監審為基礎,彌補電網企業準許成本并獲得合理收益;同時,建立激勵約束機制,調動電網企業加強管理、降低成本積極性,提高投資效率和管理水平。

  (三)促進電網健康發展與用戶合理負擔相結合。通過科學、合理、有效的價格信號,引導電網企業的經營行為和用戶的用電行為。既要促進電網健康可持續發展,確保電網企業提供安全可靠的電力,滿足國民經濟和社會發展的需要;又要使不同電壓等級和不同類別用戶的輸配電價合理反映輸配電成本,以盡可能低的價格為用戶提供優質的輸配電服務。

《辦法》最核心的內容是什么?

  《辦法》的核心可以概括為“三個明確”,即明確了獨立輸配電價體系的主要內容、明確了輸配電價的計算辦法、明確了對電網企業的激勵約束機制。

  (一)明確了建立獨立輸配電價體系。《辦法》規定,以提供輸配電服務相關的資產、成本為基礎,確定電網企業輸配電業務準許收入,并分電壓等級、分用戶類別核定輸配電價,建立規則明晰、水平合理、監管有力、科學透明的獨立輸配電價體系,既要確保電網企業提供安全可靠的電力,又要使輸配電價合理反映輸配電成本,以盡可能低的價格提供優質的輸配電服務。

  (二)明確了輸配電價的計算方法。《辦法》按照準許成本加合理收益的原則,既明確規定了折舊費、運行維護費、有效資產、準許收益率等指標的核定原則和具體標準,又明確規定了不得計入輸配電價定價范圍的成本費用、資產,還規定了分電壓等級、分用戶類別輸配電價的計算辦法,提出了妥善處理政策性交叉補貼的初步思路。

  (三)明確了對電網企業的激勵約束機制。《辦法》創新性地引入激勵性管制理念,建立對電網企業的激勵和約束機制。一是實行費率上限管控,材料費、修理費、其他費用等高出上限部分不計入輸配電價,激勵企業以費用上限為目標盡可能通過節約成本費用來獲得收益;二是強化投資約束機制,電網投資與電量增長、負荷增長、供電可靠性不匹配的成本費用暫不予納入輸配電價,抑制電網過度投資,鼓勵工程造價節約,減少不必要投資;三是建立投資定期校核機制,防止電網企業虛報投資,當電網企業實際投資額低于規劃投資額時,對差額投資對應的準許收入的70%予以扣減,反之,差額投資對應的準許收入不再上調;四是建立成本節約分享機制,規定企業實際借款利率、線損率低于政府核定標準的,節約部分按1:1由企業和用戶共同分享,調動企業降成本的積極性;五是建立與供電可靠性和服務質量掛鉤的輸配電價調整機制。供電可靠率、服務質量等達不到規定標準的,相應扣減電網企業準許收入。

  此外,為平穩推進輸配電價改革,《辦法》建立了平滑機制。監管周期內新增投資、電量變化較大的,在監管周期內對準許收入和輸配電價進行平滑處理;情況特殊的,可以平滑到下一周期。

請介紹《辦法》的制定過程。

  對超大網絡型自然壟斷企業進行價格監管是世界級難題,各國監管機構都經歷了多年的探索,才形成了比較完善的監管制度框架。輸配電價也是我國價格改革中最難啃的“硬骨頭”之一。在制定《辦法》過程中,認真總結試點經驗,并借鑒成熟市場經濟國家監管辦法,形成了以“準許成本加合理收益”為基礎,引入現代激勵性監管理念的監管制度框架。

  首先,《辦法》是在充分試點的基礎上制定出來的。2014年,國家發展改革委部署深圳和蒙西開展輸配電價改革試點;2015年,將試點范圍擴大到寧夏、湖北、安徽、云南和貴州等5省(區)。2016年年初,又決定在12個省級電網和華北區域電網開展輸配電價改革試點;9月決定進一步擴大試點范圍,實現全覆蓋。我們與試點省份價格主管部門、國家能源局及其派出機構進行了反復溝通,并邀請中國宏觀經濟研究院院價格研究所、華北電力大學、中國人民大學專家共同研究,形成了《辦法》初稿。

  其次,《辦法》反復征求了有關方面的意見。2015年,在輸配電價改革試點之初,國家發展改革委首先印發了《輸配電定價成本監審辦法(試行)》,對如何認定歷史成本做了規定。根據試點經驗,我們起草了《辦法》初稿后,反復征求了國資委、人力資源社會保障部、財政部、國家能源局的意見。12月16日-27日,國家發展改革委向社會公開征求了對《辦法》的意見。征求意見期間,社會各界人士通過網上留言等方式提出了近800條意見和建議,相關意見建議中肯、全面,對完善辦法具有積極的借鑒意義。多數意見認為辦法意義重大,科學合理,與國際先進電力監管理念接軌,建議盡快出臺。所提具體意見基本已在辦法中體現或在修改時采納,還有一些是在改革試點中需要研究解決的問題,將在改革過程中逐步細化落實。

  第三,《辦法》合理借鑒了國外經驗。對電網企業進行價格監管是市場經濟國家通行做法,美、英等國已有30余年的監管經驗。一年多以來,我們通過各種方式加強與美國、英國等輸配電價監管機構的溝通交流,詳細了解各國監管經驗、遇到的挑戰及解決辦法,對《辦法》補充完善到。

  需要說明的是,輸配電價改革畢竟是一個新生事物,核定輸配電價過程中還面臨很多問題和挑戰,我們將在推進改革的過程中,繼續傾聽各方面的意見和建議,為將來修訂完善輸配電價成本監審辦法和辦法打下良好基礎,也歡迎社會各界幫助我們工作。

去年中央經濟工作會議提出降低電力價格,今年中央經濟工作會議又提出降低用能成本。《辦法》能夠降成本嗎?

  “降成本”是供給側結構性改革五大任務之一,也是推進電力體制改革的重要內容。《辦法》遵循了“著力建機制、合理降成本”的理念,在建立科學、規范、透明的輸配電價監管機制的同時,努力推動降低工商企業用電成本。2015年以來,通過輸配電價改革、實施煤電價格聯動、推進電力市場化交易等方式綜合施策,已累計降低用電成本1800億元以上。

  一是實施煤電聯動機制,降低燃煤機組上網電價,相應降低工商業用電價格。煤電價格聯動機制建立以來,由于電煤價格上漲,2004年-2011年曾連續7次上調燃煤機組上網電價,并相應提高工商業銷售電價。2013年以來,電煤價格持續走低,已連續4次下調了上網電價,共下調每千瓦時7.44分錢。其中,2015年4月20日和2016年1月1日,還相應下調了工商業銷售電價和一般工商業銷售電價,下調幅度分別為每千瓦時1.8分錢和3分錢。兩次調價共減少企業用電支出900億左右。

  二是通過輸配電價改革嚴格成本監審,降低電網企業輸配電費用。2015年,國家發展改革委在深圳、蒙西、湖北、安徽、寧夏、云南、貴州開展輸配電價改革試點。通過成本監審,核減電網企業不相關資產、不合理成本后,綜合考慮未來投資增長因素后,用于降低銷售電價的部分約80億元。目前,我委正在加快審核2016年第一批12個省級電網輸配電價水平,從成本監審情況,電網歷史成本平均核減比例為16.3%。從輸配電價測算情況看,除北京、河北北網受投資大幅增長、售電量增速較低等因素,輸配電價有上漲需求外,大多數省級電網的輸配電價均將有不同程度的降低,近期我們將陸續批復12個省級電網的輸配電價,并由試點省級價格主管部門按規定對外公布分電壓等級的輸配電價。根據初步測算結果,預計還將較大幅度降低用電企業電費支出。

  需要說明的是,由于定價辦法規定了平滑機制,北京、河北北網測算出來的輸配電價較現行購銷差價有了適當提高,但暫時先不調整到位,銷售電價繼續維持現行水平。

  三是推動電力直接交易,降低大用戶電力價格。輸配電價改革的目的之一,就是通過制定獨立輸配電價,推動電力市場交易。據測算,2015年全國電力直接交易4300億千瓦時,按每千瓦時平均降低5分錢測算,減輕了用電成本215億元。2016年電力市場交易規模又進一步擴大,初步測算,2016年電力直接交易將達7000億千瓦時,按每千瓦時降低6.4分錢測算,全年可降低用電費用450億元。

  四是完善基本電價執行方式,減輕大工業用戶基本電費支出。針對用電企業反映在經濟下行壓力較大、部分企業無法滿負荷用電的情況下,向電網企業申請調整基本電價計費方式周期長、限制多,用電負擔凸顯的問題,6月30日出臺了完善基本電價執行方式的改革舉措,放寬用電企業申請調整計費方式、減容、暫停的政策條件,電力用戶可根據企業實際需要選擇最有利的計費方式。據測算,可減輕大工業用戶基本電費支出150億元。

  五是推動跨省跨區電力交易,降低受電地區用電成本。2015年4月,國家發展改革委發文降低了部分跨省跨區的輸電價格,平均降價幅度每千瓦時2分錢,并完善跨省跨區電力市場化價格機制,由送電、售電市場主體通過協商或競價的方式確定送受電量、價格。2016年,跨省跨區送電價格根據受電省份燃煤標桿電價變動幅度同步降低,將有利于降低受電省份企業用電成本。在原有計劃之外,新增跨省跨區用電通過市場協商進一步降低價格。指導北京、廣州兩大交易中心,進一步組織跨省跨區電力直接交易,將西部地區“棄風”、“棄光”、“棄水”的電力以較低的價格送到東部負荷中心,既降低東部地區用電成本,又促進西部地區可再生能源發展。例如,“銀東直流跨區送電直接交易”共成交90億千瓦時,每千瓦時降價6分錢,減少山東用電企業支出5.4億元。北京市創新工作方法,由電力公司統一代理(自愿選擇其他售電公司代理的除外)郊區工商業用戶掛牌采購區外電力,郊區工商電價平均降低2.44分錢,促進了非首都功能疏解。

在輸配電價改革方面,還將開展哪些工作?

  目前,我們已經實現了省級電網輸配電價改革試點的全覆蓋。近期即將公布第二批12個省級電網的輸配電價,剩余14個省級電網輸配電價成本監審的實地審核即將完成,并轉入輸配電價測算階段,預計明年二季度將全部向社會公布。接下來,根據電力體制改革和價格機制改革的總體部署,我們還將開展以下工作:

  第一,合理核定區域電網和跨省跨區電網輸電價格。華北電網的成本監審工作已經完成,并對輸配電價作了初步測算,明年將啟動東北、西北、華中、華東等區域電網的輸配電價核定;同時,還將合理制定或調整跨區跨省線路的輸電價格,促進跨省區電力交易的發展和西部可再生能源的消納。

  第二,指導地方核定地方電網和新增配電網配電價格。為有序向社會資本開放配售電業務,國家發展改革委已經發布了第一批105個新增配電網試點;四川、廣西、云南等地還有一些地方小電網。明年,我們將參照省級電網輸配電價辦法,指導地方科學核定地方電網和新增配電網配電價格。

  第三,研究建立常態化監管制度。我們已初步建立了有關電網企業按規定上報日常運行的數據信息,并將以相關信息為基礎構建電價監管的數據庫,定期對電網企業的投資、生產、運營數據進行核查,不斷提高價格監管的科學性合理性。

  第四,積極推動電力市場化交易。輸配電價改革在“管住中間”建立了制度框架的基礎上,也為“放開兩頭”、推進電力市場化交易提供了重要基礎。我們將積極與有關部門一道,共同研究電力市場交易的規則、辦法,共同推動建立統一開放、競爭有序的電力市場體系,不斷擴大市場決定電力交易、電價的范圍,構建主要由市場決定電力資源配置的體制機制。

根據完善后的煤電價格聯動機制,2016年1月1日下調了電價,下半年煤價大幅上漲。請問2017年會不會上調發電價格?

  經國務院批準,發展改革委于2015年底完善了煤電價格聯動機制。完善后的煤電價格聯動機制規定,依據向社會公布的中國電煤價格指數和上一年度煤電企業供電標準煤耗,測算煤電標桿上網電價。每期電煤價格按照上一年11月至當年10月電煤價格平均數確定。本期全國電煤價格指數平均為每噸347.5元,中國電力企業聯合會公布的年度燃煤電廠供電標準煤耗為每千瓦時319克。

  根據煤電價格聯動計算公式測算,2017年煤電標桿上網電價全國平均應上漲每千瓦時0.18分錢。由于聯動機制規定,標桿上網電價調整水平不足每千瓦時0.20分錢時,當年不調整,調價金額納入下一周期累計計算。據此,2017年1月1日全國煤電標桿上網電價將不作調整。

  在當前形勢下,煤電標桿上網電價不調整,客觀上有利于穩定市場預期,有利于穩定實體經濟用能成本,有利于促進煤電行業供給側結構性改革。我們將密切跟蹤電煤價格走勢,繼續采取釋放先進產能、調配鐵路運力、推動簽訂長協、穩定市場預期等措施,推動電煤價格盡快合理回歸,促進燃煤發電行業平穩健康發展。

《省級電網輸配電價定價辦法(試行)》


第一章 總則

  第一條 為科學合理核定電網企業輸配電價, 建立規則明晰、水平合理、 監管有力、 科學透明的獨立輸配電價體系, 根據《中華人民共和國價格法》、《 中華人民共和國電力法》、《 中共中央國務院關于推進價格機制改革的若干意見》(中發〔2015〕28 號)、《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9 號) 的相關規定, 制定本辦法。

  第二條 本辦法適用于省級電網共用網絡輸配電價(以下簡稱“ 省級電網輸配電價”) 的核定。 省級電網輸配電價, 是指省級電網企業為使用其經營范圍內共用網絡的用戶提供輸配電服務的價格。

  第三條 核定省級電網輸配電價遵循以下原則:

  (一) 建立機制與合理定價相結合。以制度、 規則、 機制建設為核心, 轉變政府價格監管方式, 既要提高政府定價的科學性,最大限度減少自由裁量權; 又要規范電網企業的價格行為,通過科學、 規范、 透明的制度形成合理的輸配電價。

  (二) 彌補合理成本與約束激勵相結合。按照“ 準許成本加合理收益” 的辦法核定輸配電價, 以嚴格的成本監審為基礎,彌補電網企業準許成本并獲得合理收益; 同時, 建立激勵約束機制,調動電網企業加強管理、 降低成本積極性, 提高投資效率和管理水平。

  (三) 促進電網健康發展與用戶合理負擔相結合。通過科學、合理、 有效的價格信號, 引導電網企業的經營行為和用戶的用電行為。 既要促進電網健康可持續發展, 確保電網企業提供安全可靠的電力, 滿足國民經濟和社會發展的需要; 又要使不同電壓等級和不同類別用戶的輸配電價合理反映輸配電成本, 以盡可能低的價格為用戶提供優質的輸配電服務。

  第四條 核定省級電網輸配電價, 先核定電網企業輸配電業務的準許收入, 再以準許收入為基礎核定輸配電價。

  第五條 省級電網輸配電價實行事前核定, 即在每一監管周期開始前核定。 監管周期暫定為三年。

  第六條 電網企業應對各電壓等級的資產、 費用、 供輸售電量、 負荷、 用戶報裝容量、 線變損率等實行單獨計量、合理歸集,并按要求報送政府價格主管部門。

第二章 準許收入的計算方法

  第七條 省級電網輸配電準許收入的計算公式為:準許收入=準許成本+準許收益+價內稅金

  其中: 準許成本=基期準許成本+監管周期新增(減少) 準許成本準許收益=可計提收益的有效資產×準許收益率

  第八條 準許成本的計算。

  (一) 準許成本由折舊費和運行維護費構成,區分基期準許成本和監管周期新增(減少) 準許成本分別核定。

  (二) 基期準許成本,是指根據《 國家發展改革委國家能源局關于印發<輸配電定價成本監審辦法(試行) >的通知》(發改價格〔2015〕1347 號) 等規定, 經成本監審核定的歷史成本。

  (三) 監管周期新增(減少) 準許成本, 是指電網企業在監管期初前一年及監管周期內預計合理新增或減少的準許成本。

  1、 監管周期新增準許成本。

  (1) 折舊費。

  折舊費的計算公式為:

  折舊費=規劃新增輸配電固定資產投資額×新增投資計入固定資產比率×定價折舊率

  其中: 規劃新增輸配電固定資產投資額。 按照有權限的政府主管部門預測的、符合電力規劃的電網投資計劃, 并根據固定資產投資增長應與規劃電量增長、 負荷增長、 供電可靠性相匹配的原則統籌核定。

  新增投資計入固定資產比率。 指規劃新增輸配電固定資產投資額轉為用于計提折舊的新增輸配電固定資產原值的比率。原則上參考電網企業輸配電固定資產的歷史轉資情況, 并考慮今后經濟發展需求, 輸配電線路設備投資進度及實際利用效率等因素統籌核定。 首個監管周期, 新增投資計入固定資產比率按不超過75%計算。定價折舊率。 根據新增的輸配電固定資產分類定價折舊年限(附后) 和新增固定資產結構核定。 新增固定資產結構無法確定的, 可參照歷史資產實際結構核定。

  (2)運行維護費。運行維護費由材料費、 修理費、 職工薪酬、其他費用組成, 按以下方法分別核定。材料費。 參考電網經營企業監管期初前三年歷史費率水平,以及同類型電網企業的先進成本標準,按照不高于監管周期新增固定資產原值的1%核定。修理費。 參考電網經營企業監管期初前三年歷史費率水平,以及同類型電網企業的先進成本標準,按照不高于監管周期新增固定資產原值的1.5%核定。職工薪酬。 參考國務院國有資產管理部門核定的職工工資總額核定。

  其他費用。 參考不高于電網經營企業監管期初前三年歷史費率水平的70%, 同時不高于監管周期新增固定資產原值的2.5%核定。

  2、 監管周期減少準許成本。

  (1)監管周期內退役、 報廢的固定資產和攤銷完畢的無形資產, 相應減少的成本費用。成本費用率標準參照監管期初前三年歷史費率水平。

  (2)監管周期內已計提完折舊仍在使用的固定資產, 不再計提定價折舊費。

  3、 監管周期新增輸配電資產增長與電量增長、 負荷增長、 供電可靠性提升的偏差部分,相關輸配電資產產生的折舊費、 運行維護費可以暫不計入該監管周期輸配電價。

  第九條 準許收益的計算。

  (一) 準許收益的計算公式為:

  準許收益=可計提收益的有效資產×準許收益率

  (二) 可計提收益的有效資產, 是指電網企業投資(包括政府投資或財政撥款投資) 形成的, 為提供共用網絡輸配電服務所需的, 允許計提投資回報的輸配電資產, 包括固定資產凈值、 無形資產凈值和營運資本。

  1、 可計提收益的固定資產范圍。 包括但不限于: 輸配電線路、變電配電設備,電網運行維護與應急搶修資產, 電網通信、 技術監督、 計量檢定等專業服務資產。 以下資產不得納入可計提收益的固定資產范圍:

  (1) 與省內共用網絡輸配電業務無關的固定資產。 該類固定資產包括但不限于:電網企業的輔助性業務單位、 多種經營企業及“ 三產” 資產, 如賓館、招待所、 辦事處、 醫療單位等固定資產; 發電資產(指電網所屬且已單獨核定上網電價的電廠,2002年國務院發布的電力體制改革方案中明確由電網保留的內部核算電廠除外) ; 抽水蓄能電站; 與輸配電業務無關的對外股權投資;投資性固定資產(如房地產等) ; 其他需扣除的與省內共用網絡輸配電業務無關的固定資產等。

  (2)應由有權限的政府主管部門審批而未經批準投資建設的固定資產,或允許企業自主安排, 但不符合電力規劃、 未履行必要備案程序投資建設的固定資產。

  (3)國家單獨核定輸電價格的跨省跨區專項輸電工程固定資產。

  (4) 企事業單位、 用戶投資或政府無償移交的非電網企業投資部分對應的輸配電固定資產。

  (5) 其他不應計提收益的輸配電固定資產。

  2、 可計提收益的無形資產, 主要包括軟件、 專利權、 非專利技術、商標權、 著作權、 特許權、 土地使用權等方面。

  3、 可計提收益的營運資本, 指電網企業為提供輸配電服務,除固定資產投資以外的正常運營所需要的周轉資金。

  (三) 可計提收益的有效資產的計算公式為:可計提收益的有效資產=基期有效資產±監管周期新增(減少) 有效資產

  1、 基期有效資產。 可計提收益的基期有效資產中, 固定資產凈值和無形資產凈值通過成本監審核定; 營運資本按不高于監管周期前一年電力主營業務收入的10%核定。

  2、 監管周期新增有效資產。 根據規劃新增輸配電固定資產投資額乘以新增投資計入固定資產比率并扣減監管周期相應折舊費核定。

  3、 監管周期減少有效資產。 根據監管周期內預計退役、 報廢或已計提完折舊的固定資產核定。

  (四) 準許收益率的計算公式為:

  準許收益率=權益資本收益率×(1-資產負債率)+債務資本收益率×資產負債率

  其中: 權益資本收益率, 等于政策性有效資產(政府投資或財政撥款等形成的輸配電資產,包括財政專項支持的城鄉電網完善、 無電地區建設、 老城區配電改造等資金支持部分對應的輸配電固定資產) 的比重和非政策性有效資產的比重與各自對應的權益資本收益率的加權平均。其中, 政策性有效資產的權益資本收益率, 按1%核定; 非政策性有效資產的權益資本收益率,按本監管周期初始年前一年1 月1 日-6 月30 日國家10 年期國債平均收益率加不超過4 個百分點核定。 首個監管周期, 權益資本收益率可參考省級電網企業監管周期前三年實際稅后凈資產收益率核定。債務資本收益率。參考同期人民幣貸款基準利率與電網企業實際融資結構和借款利率核定, 如電網企業實際借款利率高于基準利率, 按照基準利率核定; 如電網企業實際借款利率低于基準利率,按照實際借款利率加二者差額的50%核定。

  資產負債率。 參照監管期初前三年電網企業實際資產負債率平均值核定。

  為引導電網合理投資, 條件成熟的地區, 準許收益率可在上述定價公式基礎上, 根據電網的資產實際利用率、供電可靠性及服務質量相應上下浮動。

  第十條 價內稅金依據現行國家相關稅法規定核定, 計算公式為:

  價內稅金=所得稅+城市維護建設稅+教育費附加

  其中: 所得稅=可計提收益的有效資產×(1-資產負債率)×權益資本收益率÷(1-所得稅率) ×所得稅率所得稅率。 按照稅法有關規定核定。

  城市維護建設稅及教育費附加=(不含增值稅的準許收入×增值稅稅率-準許成本進項稅抵扣額) ×(城市維護建設稅稅率+教育費附加計征比率)

  第十一條 通過輸配電價回收的準許收入, 是指通過核定省級電網輸配電價向所有使用共用網絡的電力用戶回收的準許收入,不包括以下項目:

  1、 通過其他獨立或專門渠道向特定電力用戶回收的收入, 包括但不限于:電氣化鐵路供電配套工程還貸電價加價收入、 自備電廠備用容量費、 可再生能源電價附加收入(對應電網企業投資的接網工程)、 高可靠性供電收入、 一省兩貸或多貸農網還貸資金收入;

  2、 省內共用網絡服務于跨省跨區電力交易取得的輸電收入等;
  3、 特定項目或特殊情況的政府補貼收入, 如國家對農村電網維護費免征的增值稅及其附加等;

  4、 已經在準許成本中扣除的項目;

  5、 其他應予扣除的項目。

第三章 輸配電價的計算方法

  第十二條 省級電網平均輸配電價的計算公式為:

  省級電網平均輸配電價(含增值稅) =通過輸配電價回收的準許收入(含增值稅) ÷省級電網共用網絡輸配電量其中, 省級電網共用網絡輸配電量, 參考歷史電量增長情況以及有權限的省級政府主管部門根據電力投資增長和電力供需情況預測的電量增長情況等因素核定。

  第十三條 依據不同電壓等級和用戶的用電特性和成本結構,分別制定分電壓等級、 分用戶類別輸配電價。

  (一) 電壓等級分為500 千伏(750 千伏) 、220 千伏(330 千伏) 、110 千伏(66 千伏) 、35 千伏、10 千伏(20 千伏) 和不滿1千伏等6 個電壓等級。相鄰電壓等級用戶數較少的, 電壓等級可適當合并。

  (二) 用戶類別分類,以現行銷售電價分類為基礎, 原則上分為大工業用電、 一般工商業及其它用電、 居民用電和農業用電類別。

  第十四條 計算分電壓等級輸配電價, 先將準許收入按資產價值、 峰荷責任、 輸配電量、 用電戶數等因素分配至各分電壓等級,下一電壓等級的準許總收入由本電壓等級準許收入和上一電壓等級傳導的準許收入構成。各電壓等級輸配電價為該電壓等級準許總收入除以本電壓等級的輸送電量。

  第十五條 分用戶類別輸配電價, 應以分電壓等級輸配電價為基礎, 綜合考慮政策性交叉補貼、 用戶負荷特性、 與現行銷售電價水平基本銜接等因素統籌核定。條件成熟的地區, 可在不擴大交叉補貼規模情況下, 結合政策性交叉補貼的理順, 逐步調整到合理水平。

  第十六條 現行目錄銷售電價中執行兩部制電價的用戶應當執行兩部制輸配電價, 其他用戶可根據自身用電情況自主選擇執行兩部制輸配電價或者單一電量制輸配電價。有條件的地區, 可以探索結合負荷率等因素制定輸配電價套餐, 由電力用戶選擇執行。

  第十七條 省級電網綜合線損率參考監管周期初始年前三年實際綜合線損率平均值核定。 實際運行中線損率超過核定值的風險由電網企業承擔,實際運行中線損率低于核定值的收益由電網企業和電力用戶各分享50%。

  第十八條 結合電力體制改革進程, 妥善處理政策性交叉補貼。 輸配電價改革初期, 暫按居民和農業用電量乘以其合理輸配電價與實際輸配電價之差計算居民、農業用電等享受的政策性交叉補貼總額。 具備條件的地區, 可進一步測算更加準確合理的分電壓等級、 分用戶類別政策性交叉補貼。

  第十九條 政策性交叉補貼由省級電網企業測算并申報, 經省級政府價格主管部門審核后報送國家發展改革委。

第四章 輸配電價的調整機制

  第二十條 監管周期內電網企業新增投資、 電量變化較大的,應在監管周期內對各年準許收入和輸配電價進行平滑處理。 情況特殊的,可在下一個監管周期平滑處理。

  第二十一條 建立定期校核機制。 電網企業應定期向省級政府價格主管部門上報輸配電投資規劃完成進度及情況。 當電網企業實際投資額低于監管周期規劃新增輸配電固定資產投資額時,對差額投資對應的準許收入的70%予以扣減。 當電網企業實際投資額超過監管周期規劃新增輸配電固定資產投資額時, 差額投資對應的準許收入不再上調。

  第二十二條 監管周期內遇有國家重大政策調整、 發生重大自然災害、 不可抗力等因素造成的成本重大變化, 電網企業可以建議政府價格主管部門對準許收入和輸配電價作適當調整。

  第二十三條 具備條件的地區, 可建立考核電網企業供電可靠率、 服務質量等的輸配電價調整機制。 政府價格主管部門可根據政府能源主管部門的考核結果,適當調整下一監管周期準許收入; 供電可靠率、 服務質量等超過規定標準一定幅度的,可適當提高下一監管周期準許收入; 達不到規定標準的, 應降低下一監管周期準許收入。

  第五章 附則

  第二十四條 本辦法由國家發展改革委負責解釋。

  第二十五條 本辦法自發布之日起實施,有效期5 年。

  附件

  電網企業固定資產分類定價折舊年限

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