輸配電價改革自深圳破冰、蒙西深入，截至 2018 年初，相繼已經有三批共28個試點地區公布了輸配電價，由于各省級電網結構、客戶類別占比不同等多種因素造成已公布的輸配電價數據差異很大，現對 28個省級電網的輸配電價數據進行研究。

包含項目

已公布省級電網輸配電價均含增值稅，但不含政府性基金及附加;除深圳外，均含交叉補貼;除初期核定輸配電價的深圳、內蒙古、云南、貴州 4 省市外，后期核定的均含線損。由此可以推斷即將出臺的其他省網輸配電價包含項目將基本固定，均含增值稅、交叉補貼、線損，不含政府性基金及附加。各省級電網輸配電價包含項目見表 1。

輸配電價結構

格式基本統一。除深圳作為第一個試點，未按用戶類別僅按電壓等級和年份分別制定輸配電價，其他均統一格式：采用一般工商業及其他用電和大工業用電類別及分電壓等級制定，大工業輸配電價執行兩部制。但廣東省分地市出臺了輸配電價。

電壓等級設置略有區別。由于各省份電網結構不同，輸配電價中電壓等級設置也不相同。北京、天津單列了 220千伏和 110 千伏一般工商業及其他用電;寧夏、蒙西分別單列了 330 千伏和 500 千伏大工業用電，其他省級電網電壓等級設置基本相同。

與銷售電價結構保持銜接。部分省網輸配電價中保留了大工業銷售電價中的優惠電價。寧夏、廣西、蒙西、福建、甘肅在大工業輸配電價中保留了電石等優惠電價。

綜合線損率標準

由于網架結構、管理水平等因素造成省網間的綜合線損率各不相同，各省級電網輸配電價第一監管周期綜合線損率標準具備以下特點：

省網公布的第一監管周期綜合線損率標準相差大，相互之間無可比性。在表 2 各省網第一監管周期綜合線損率標準匯總表中: 綜合線損標準達到 8%以上的 2 個，7%～8%之間 5 個、6%～7%之間 9 個、5%～6%之間 2 個、4%～5%之間 9 個、4%以下 2 個。綜合線損標準最高的河南省網是最低的寧夏省網的 2.37 倍。省網的綜合線損率與統計口徑、當地電源特點、是否包含抽蓄電站等諸多因素相關。各省網的省情不同，綜合線損也高低不同,因此各省網綜合線損標準之間也就沒有可比性。

綜合線損率標準測算基本符合《省級電網輸配電價定價辦法》要求。國家發改委《省級電網輸配電價定價辦法》第十七條規定：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。

根據國家相關部門發布的 2013～2015 年各省網綜合線損平均值與公布標準的差值,平均波動 0.44%,總體差距不大。差距較大的省份是四川 3.05%，山西 2.13%，云南 1.9%，河南 -1.9%。廣西 2015 年 3.93%為特例，2014年和 2013 年分別為 6.8%、6.89%，因此公布 6.8%可以理解;四川、云南、山西在測算中可能考慮外送電量大幅度增加的因素;貴州雖然差距 1.19%，但 2015 年綜合線損已達4.2%，與 4.38%僅差 0.18%，在合理范圍內。在 28 個省中差值小于零的僅 8 個省，各省在綜合線損標準測算中既參考監管周期初始年前三年實際綜合線損率平均值，又考慮了監管周期內可能出現的綜合線損波動的因素，同時有偏緊的趨勢。

深圳和蒙西綜合線損標準測算略顯保守。深圳和蒙西第一監管周期為 2015~2017 年，2015 年實際綜合線損分別為 3.54%和 4.35%，公布的標準分別為 4.1%、5.15%，兩省均低于標準值 0.5%以上，測算略顯保守，作為輸配電價改革試點的頭兩個省份，保守測算較為穩妥。

輸配電價改革中電網企業的收益變化

在本次輸配電價改革中，客戶可以自主選擇執行統一的銷售電價或協商電價，客戶自主性增加，電網企業僅獲取合理收益。如果將銷售電價中扣除相應的標桿電價、基金、輸配電價，就可以大概計算出電網企業每度電改革前后的收益變化情況。即：電網企業的每千瓦時的收益變化= 銷售電價 - 基金 - 輸配電價 - 標桿電價。蒙西、云南、貴州輸配電價中未包含線損電價，這三個省網讓利還應扣除線損電價。線損電價為 ，其中

上網電價， 線損率。

為了方便比較標桿電價統一采用火電的標桿電價,現將已公布輸配電價省份的電網企業每度電的收益變化匯總如表 3。

表 3 中電網企業收益變化可以分為四類：

一是一般工商業及其他用電和大工業用電收益全部減少，如河北、陜西、山西、北京、天津、云南、山西、四川、福建、吉林。貴州僅不滿 1 千伏一般工商業及其他用電收益增加，其他用電收益減少。海南僅 1～10 千伏大工業用電收益增加，其他用電收益減少。

二是大工業用電收益減少，一般工商業及其他用電收益增加，如湖北、安徽、江蘇;廣西和蒙西僅 1～10 千伏大工業用電收益增加，其他大工業用電收益減少。

三是一般工商業及其他用電和大工業用電收益全部增加，如湖南、重慶、浙江、山東、甘肅、上海、青海、江西、廣東、河南。

四是基本維持原狀，如寧夏僅 330 千伏大工業用電收益減少，其他全部維持原狀，沒有變化。

電網企業的收益減少預示著讓利給企業，企業開展直購電能夠獲得更多的利益，企業的積極性大。而對電網企業收益增加的省份，開展直購電的空間只能來自電廠，空間有限，對客戶缺乏吸引力。

輸配電價中不同電壓等級間的電價差《省級電網輸配電價定價辦法》第十四條規定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。

目前，湖北、安徽、云南、寧夏、河北、陜西、湖南、山西、浙江、福建、山東、江蘇、江西、廣東、吉林、河南 16 個省網仍然沿用銷售電價中不同電壓間的電價差，廣西、云南一般工商業用電沿用銷售電價中不同電壓間的電價差，其他省份未沿用。

當前輸配電價存在的問題監管周期內綜合線損標準修正不及時，將有失公平。

2013～2015 年，35 個省網中有 9 個省網年間綜合線損波動超過 1%，平均波動達到 0.85%。劇烈的波動必將影響輸配電價測算的準確性，國家發改委《省級電網輸配電價定價辦法》第十七條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%。如果發生非電網企業管理責任造成綜合線損增加，例如電網電量結構發生變化，讓電網企業承擔損失，可能有失公平。

部分省網未能真實反映各電壓等級、各分類用戶的輸配電價水平。部分省網公布的輸配電價有的維持改革前的水平;有的雖然進行測算，但人為進行平均，即將原輸配電價按統一金額核減;有的大工業用電核減，一般工商業及其他用電補貼等。這些都將造成公布的輸配電價不能反映各電壓等級和各分類用電的真實輸配電價水平。可能引起大工業用戶參與電力直接交易積極性，一般工商業及其他用戶無法開展。

當前參與電力直接交易與執行現有的目錄銷售電價政策的雙軌制，造成電網企業承擔了額外損失。從自身經濟發展的需要，部分省網人為將一般工商業用電及其他客戶測算的輸配電價讓利空間調整給大工業客戶，造成大工業客戶的輸配電價遠遠低于原有水平，參與直接交易積極;而一般工商業輸配電價高于原有的水平，缺乏參與直接交易的積極性，電網企業無法通過一般工商業客戶參與電力直接交易獲得補償。另外大工業客戶用電量大，給電網企業造成的額外損失可觀。

對當前輸配電價改革的建議

設置綜合線損波動上下限。為了減少調整頻次，建議可以設定綜合線損波動上下限，波動超過 1%，在監管周期內調整綜合線損率標準，否則不作調整。

在考慮與現行銷售電價水平基本銜接的同時袁應真實反映輸配電價水平。在輸配電價測算中，雖然應該考慮與現行銷售電價水平基本銜接，但仍然要能真實地反映各電壓等級、各分類客戶的輸配電價水平，避免完全照搬銷售電價不同電壓間的電價差。

在監管周期內應每年開展輸配電價執行清算。鑒于當前參與電力直接交易與執行現有的目錄銷售電價政策雙軌制，電網企業承擔了部分額外損失。因此每年年末應進行本年輸配電價執行清算，發現實際與偏差相差達到一定規模，應及時調整輸配電價。

文 大連理工大學 吳環宇 國網安徽省電力有限公司淮南供電公司 吳成然