从深圳开始，中国终于要推出独立的输配电价了。在此之前，中国的电力改革推进了12年，一直没能确立一套合理的输配电价标准及核定方法。

　　输配电价的确定关系重大，难度也极大，原因在于核定电网的输配成本非常困难，特别是在需要核定成本的对象是一个总资产2.57万亿元、投资跨越金融、制造、矿业、地产等多个领域的超级电网——国网的情况下。

　　“目前的输配电价只是购销差价，并不是按照输配电成本核算出来的。”电力行业多位资深人士如此评价。

　　作为电价制定的权威部门，发改委在2007年、2008两年公布了前一年的输配电价和销售电价，但业内人士认为这一输配电价只是前一年实际的购销差价。

　　按照2007年公布的输配电价，最高的几个省分别是：海南0.215元/千瓦时，新疆和上海均为0.196元/千瓦时，广东0.18元/千瓦时，重庆0.173元/千瓦时，江苏和黑龙江0.16元/千瓦时，京津唐0.156元/千瓦时；输配电价在0.1元以下的是河北、山东、河南、贵州、内蒙西，最低的河南为0.082元/千瓦时。

　　各省差异极大，30个省份的平均价格大约是0.13元/千瓦时，2008年的平均价则为0.14元/千瓦时，2011年为0.12元/千瓦时。业内人士称，中国的输配电价一般占销售电价的25%左右。

　　输配电价和地域有关，还和电压等级有关，一般分1-10千伏、35千伏、110千伏、220千伏及以上四个等级。目前发改委还核定跨省区的电价，包括点对网、网对网两类。此前电监会曾建议尽快制定分等级的输配电价，并对大型跨区域线路单独核算。

　　因电网具有自然垄断性，根据电网的实际成本确定输配电价对于建立一个有效的电力市场至关重要。只有明确输配电价，消费者与发电厂商之间才能直接交易或通过其它中间商进行电力交易——只须根据输配电价另交一笔过网费即可。

　　但目前的输配电成本到底是多少？有无虚增？电网公司在输配电中是否赚钱？没人能说得清，因为没有人能真正搞清电网公司的成本包括什么，是否把不应该纳入的成本也摊进去了，这直接涉及到电网公司的资产界定、投资效率、折旧率等一系列问题。这些财务数据以电网公司上报为主，近年来电监会在抽查中发现不少问题，却难以对庞杂的电网投资进行彻底清查。

　　不过，亦有专业人士称，只要摸清几个供电局就能把成本结构查清楚，并没有想象得那么难。

　　今年年初，国家能源局已把提出单独核定输配电价的实施方案确定为2014年的重点工作之一。这次，输配电价能厘清吗？

　　
    “其他费用”占比高

　　目前，国家电网的输配电成本以自己上报为主。比如国家能源局河南监管办每月披露的河南省电力公司的数据（包括输配电成本）就是河南电力自己报送的。尽管发改委价格司有电力处和成本核算处，但人力物力有限，且业内人士认为受电网公司影响很大，最近两个月价格司被调查的官员就主要负责管理电价和药价。

　　2005年3月发改委颁布的《输配电价管理暂行办法》（发改价格[2005]514号）规定得很清楚，电价改革初期，共用网络输配电价由电网平均销售电价（不含代收的政府性基金）扣除平均购电价和输配电损耗后确定，逐步向成本加收益管理方式过渡。

　　在成本加收益管理方式下，政府价格主管部门对电网经营企业输、配电业务总体收入进行监管，并以核定的准许收入为基础制定各类输、配电价（编者注：这里说的是输、配电价，意味着分开核算）。共用网络服务和专项服务的准许收入应分别核定，准许收入由准许成本、准许收益和税金构成。

　　那么，如何核定准许成本和准许收益就很关键。准许成本由折旧费和运行维护费用构成。其中，折旧费以政府价格主管部门核准的有效资产中可计提折旧的固定资产原值和国务院价格主管部门制定的定价折旧率为基础，运行维护费用原则上以电网经营企业的社会平均成本为基础核定。

　　以2012年华东电网的输配电价为例，能源局华东电监办发布的2012报告显示，输配电成本（含财务费用、农网维护费）为1811亿元，同比增加33%；单位输配电成本159.97元/千千瓦时。

　　在1811亿元的成本构成中，31.83%是折旧，其他费用占29.19%，职工薪酬占12.21%，材料费占7.94%，修理费占8.71%，财务费用占4.07%，委托运行维护费占3.47%，输电费占2.58%。

　　输配电成本上涨的原因，一是浙江61家趸售县公司上划，增加成本188亿元，其次是农网维护费并入。增长最大的是“其他费用”，增长229.57亿元，占输配电成本总增加额的50%。

　　在东北电网2012年的输配电成本中，上述“其他成本”的占比也达到26%。但其他成本到底包括什么各地并未详细披露。

　　2012年5月，电监会调查了10省市的输配电价，并发布了《10省（市、区）电网公司2011年输配电成本监管报告》。10个省的输配电总成本2153亿元，折旧、其他费用、工资这三项分别占总成本的37.99%、28.81%、19.57%。

　　“国网内部的成本核算已经到了五级科目，但上报电监会的主要是上述一级科目，详细情况我们可以去了解，但人力和时间不够。”一位基层电监局的人士称。

　　“其他费用到底包括什么？如果这块能降低，输配电成本就能下来。”一位业内人士称。

　　从电监会2012年的调查来看，“其它费用”的构成极其庞杂。2010年北京市电力公司将“延庆生态智能发配用一体化示范启动资金、延庆生态智能发配用一体化示范项目技术咨询费、新能源发电示范项目启动资金、延庆供电公司智能生态果园越冬管理费、延庆供电公司智能生态果园临时电源”这五项本应作为工程项目支出的0.62亿元也纳入“输配电成本-其它”科目。

　　2011年北京市电力公司将“张山营生态园项目赔偿款、评估新能源示范项目土地及地上物赔偿款”等七项共3.62亿元工程项目支出也纳入上述科目。

　　电监会的调查显示，除上述“输配电成本支出范围、费用分摊不规范”之外，还发现其他问题，比如将资本性支出直接作为费用性支出，未按照实际在编人员发放职工工资。

　　2011年，山西省电力公司工资总额33.98亿元，在编3.0675万人，人均年工资11.07万元，而在编人员中有445人的工资由所在的多经企业、集团企业发放，其在省公司的工资总额指标被分解到其他在编人员，致使其他在编人员人均年工资提高到11.24万元。辽宁2011年也有类似问题，人均年工资从10.17万提高到10.46万元。

    高折旧与低投资效率

　　成本中最大的是占比30%以上的是折旧。这些年来，电网投资的折旧很快，也就是提取的折旧率较高，相当多的省份达到8%以上。2013年国网的审计报告显示，1.76万亿的固定资产净值，当年新增的折旧就超过1900亿元。

　　折旧还与投资规模有关，近年来新建的电网投资成本都比较高，而目前利用率并不高，比如国网2009年投运的首条“晋东南-南阳-荆门”特高压1000千伏交流输变电工程，设计的输送功率是500万千瓦，据称“最大的输送功率达到了572万千瓦，创造了世界交流输电的新纪录”，但实际运行长期在一二百万千瓦之间，主要因为设备有限制，需求没那么大。电监会的调查显示，这条交流特高压一直处于平均利用率较低的水平，2013年1-4月的平均利用率仅为43.11%，2011年、2012年则更低。

　　电监会统计，截至2010年底，全国60%的交流500千伏省间联络线平均输送功率占经济输送功率的比例小于50%，其中有26%的交流500千伏省间联络线的比例为30%-50%，而34%的交流500千伏省间联络线的比例小于30%。

　　投资成本提高，利用率上不去，每年提取的折旧就上去了，由此推高输配电成本。

　　对于国网的交流特高压投资，专家们从安全性和经济性上提出过诸多质疑。电监会当年也过测算，显示直流特高压的净资产收益率很高，交流特高压则低得多。

　　“国家电网的很多投资项目是不讲经济性的，项目审批时预测的送电量根本就达不到。建直流特高压能省一半的钱，为什么要建交流特高压？不该花的钱不花，成本就能降下来，但他们现在随便花，这就把成本抬上去了，整个国民经济都要为此支付代价。”一位业内观察家评论说。

　　原电力规划设计总院规划处长、国家电网建设公司顾问丁功扬认为，其实输配电价的成本不难核算，调研几个经营正常的供电局就能把成本结构搞清楚。这么多年来，输配电价占销售电价的25%，基本没变过。他认为，目前0.14-0.15元的平均输配电价还比较合理，但需要搞清其详细结构，使其透明化。同时，输、配分离也容易核定，一般主干网输电占40%，配电网因为投资大和分散一般占到60%。

　　在他看来，比较简单易行的分拆办法是把供电局从国网剥离，成立省级供电公司，这样配网和售电就都剥离出来了，国网只收取主干网的过路费。

　　有效资产难界定

　　按规定，电网的准许收益等于有效资产乘以加权平均资金成本。有效资产由政府价格主管部门核定，包括固定资产净值、流动资产和无形资产（包括土地使用权价值、专利和非专利技术价值）三部分，不含应当从电网经营企业分离出去的辅业、多经及三产资产。

　　输配电价的管理办法明确指出不包括辅业、多经和三产，但实际上国网这些年并未将这块剥离干净，一些公司表面上剥离实际上还靠国网生存，没有分开，他们的资产、人员成本等是否计入国网并不清楚。业内人士普遍认为，如果把这块算清楚，分拆之后成本也能降低。

　　一位地方电监局的人士称，有效资产中辅助机构的资产如何核定最困难，需要监管部门去核查实际资产状况。比如国网在很多地方有培训中心，既有对内服务的培训，也有给发电厂、用户的电工培训等等，培训中心大楼的资产、人员如何划分？哪些是内部核算的，哪些是提供外部服务的？现在也没有细则规范其财务。

　　电监会的调查显示，2011年广西电网公司北海培训中心、桂林培训中心、电力科技研究院发生主营业务成本0.22亿元、0.35亿元、0.9亿元，未进行合理分摊，全部列支输配电成本。

　　广东电网公司分公司电力科学研究院对发电企业等外部单位提供技术服务，2011年取得业务收入1.1亿元，发生的业务成本0.69亿元也全部列入输配电成本。

　　湖北省电力公司则将充电站资产计提的折旧计入输配电成本，这块显然不属于输配电业务。电监会报告称，每年各省电力公司都大量投资充电桩、充电站和电动汽车研究，年投资数亿元，反映在输配电成本中，既没有投入使用也没有任何回报，虚增了输配电成本。

　　山东省电力集团东营供电公司2010年研发费用支出总计554万元，其中电力企业重要资料安全管理系统研发费等共计192万元，从实际用途看应属于技术改造，但也没有进行资本化，直接计入输配电成本。该公司还将应当列入“广告宣传费用”的国网品牌标识推广项目费用91万元例如输配电成本中的“外包检修费-房屋维修科目”。

　　新疆电力公司还存在广告费、党团活动经费、会议费和职教费科目互相调整的情况，未能真实反映实际支出。

　　2011年，太原供电公司与鼎能物业管理有限公司（太原供电公司三产企业）签订物业服务合同，物业服务费为4.33元/平方米•月，而山西省电力公司与晋盛达物业公司（山西省电力公司的三产企业）签订的物业服务合同中，提供的相近服务价格则达到32元，价格形成有失公允。

　　为了加强监管，2011年11月电监会印发了《输配电成本监管暂行办法》，更详细地规定了电网应该报送的输配电成本应包括以下明细：材料费、职工薪酬、折旧费、修理费、其他费用以及输电费和委托运营维护费等。以2012年的监管报告来看，电监会可以掌握上述大类的数据。

　　此外，电网企业发生的各类投资、筹资、兼并重组和资产处置等重大事项对输配电成本产生重大变化的也要报送。电监会的这一文件还特别强调，电力监管机构对影响电网企业输配电成本的内部交易和关联交易实施监管：（一）电网企业发生的重大内部交易情况，包括购销业务、提供或接受劳务、资金往来等。（二）电网企业发生的重大关联交易情况，包括购销业务、提供或接受劳务、资金往来等。（三）电网企业重大内部交易和关联交易价格的公允性，以及对输供电成本的影响。

　　“有些三产、多经公司剥离后，还与国网有往来，明的关联变成暗的关联，这块也应该被监管。”一位监管机构的人士认为：“但国网里的这类公司很多，需要聘请专业机构审计评估，但电监会无权启动这个调查。”

　　不过，该规定中也留了一个口子，称“电网企业应当及时、准确地向电力监管机构报送输配电成本信息，并保证内容的真实性、完整性”，“电力监管机构认为必要时，可以采取约谈方式或者要求电网企业另行聘请具有相应资质的中介机构，提供专项复核报告，也可以组织专项检查”。

　　电监会多年来一直试图约束和监管电网公司的各种关联交易，不过，执行效果大打折扣。尽管电监会发布了一些监管报告，但国网资产过于庞杂，新增投资巨大，监管难以到位。所以人们通常将其称为“管不住的电网”，想管住中间必须先把其它资产剥离干净，但实际上国网这些年是资产越来越庞杂。将电网公司上市，引入资本市场监管亦曾是各方力推目标，南网当年筹备上市只剩最后一环，待国土部对土地确权就可启动，却因2008年冰灾而搁置。

　　国网吃亏了吗？

　　能源局河南监管办披露的今年1-7月河南省电力公司数据显示，主营业务成本累计667.64亿元，同比增长0.67%。其中：购电成本534.31亿元，占主营业务成本的80%，同比下降5.55%；而输配电成本125.17亿元（相当于每度电输配电成本为0.0889元），占主营业务成本的18.75%，同比增长40%。

　　据悉，输配电成本同比增长40%的原因是去年河南省电力公司接收了24个原本属于地方政府的县级供电公司，原来叫代管点，只是代管，人财物归地方政府。这些代管点大多亏损，人员负担沉重，甚至一个县的供电公司就养好几百人。这类资产目前全国只有河南等三个省还未接收完。不过，县级供电公司也有经营得好的，比如浙江，据悉当时浙江不想卖国网抢着接。“国网想搞大一统，当时农网改造的方案并不是由国网全部上收，原来农网就是配网和售电独立，并入之后反而混在一起了。”一位业内人士称。

　　国网有关人士曾表示，上网电价上调1分钱，国网就损失400亿。国网受调价影响最大的是2008年和2009年。2008年逢煤价大幅上涨，发电企业大面积亏损，当年7月1日和8月20日发改委两次上调上网电价，其中上网电价平均提高了4.14分/千瓦时，输配电价平均提高了0.36分/千瓦时，而销售电价平均只提高了2.61分/千瓦时。

　　2008年的发电量是34334亿度，按照上述估算，全年少赚400亿元，但是7月份才调价，主要影响体现在在下半年，全年大概少赚二三百亿元。这确实使国网当年的利润大幅下降——2006年、2007年国网净利分别为178亿元、347亿元，2008年收入增到1.14万亿元，但净利润只有46亿元。

　　2009年影响更甚，据报道国网1-9月亏损160亿元，国资委披露全年亏损23.4亿元，但国网审计报告显示亏损17.18亿元。四季度亏损收窄的原因是2009年11月20日起，发改委将销售电价一下子整体上调了0.028分。当然各省存在差异。西北电监局2009年监管报告称，当年陕西、甘肃和青海处于亏损经营状态，分别亏损5.92亿元、7.01亿元和3.95亿元。

　　河南省电力公司的一位人士称，那两年河南亏损了几十亿，尽管2010年之后实现微利，但截至去年底仍累计亏损约28亿元。他印象中，像河南这样的省级电力公司有四五家。

　　不过，河南的情况有些特殊，河南在全国的输配电价最低，但今年上半年也实现盈利。国家能源局河南监管办披露的数据显示，今年1-7月份售电量1407.32亿千瓦时，主营业务收入685.13亿元，主营业务成本累计667.64亿元，同比增长0.67%。1-7月份累计盈利2.51亿元。

　　从国网的审计报告看，2010年至2013年这四年的盈利又恢复并超过以往水平，净利分别为324亿元、389亿元、804亿元、517亿元。显然国网完全有能力消化2009年的亏损。而且，2009年11月销售电价上调幅度也很大。此后的2011年4月出现过单边上调16个省平均上网电价（平均上调1.2分），2011年12月1日起就同步上调，销售电价全国平均每千瓦时上调0.03分钱，所有发电企业平均起来上调0.025，同时居民阶梯电价指导意见也推出，基本用电价格不变，二三档提价。所以2012年、2013年国网盈利增长很快，分别达到804亿元、517亿元。

　　况且，2010年以来煤价大幅下调，从上述河南省电力公司数据可以看出，购电成本下降了5.55%，而销售电价并未随之下调。煤电联动至今也未实现足额、及时地联动。所以，在这些年的电价调整中国网并不吃亏。

　　省电力公司有利润

　　很多人认为，拆分国网的一个现实问题是西北、东北电网的亏损怎么办？如果持续亏损，未来其配电网投资如何解决？

　　从国网披露的各省电力公司的情况看，并没有这么悲观，江苏电力、山东电力等在省内多年蝉联收入百强的冠军，一般的省电力公司在地方上也能挤入收入百强前3名或前5名。但这些省电力公司的盈利并不高，国网的盈利也不高：2013年国网的收入是2.05万亿，净利润517亿元，净利润率只有2.5%，净资产收益率只有4.7%。

　　在国网系统中排名第一的江苏电力，2013年售电4190亿度，收入2630亿元，蝉联江苏百强榜首，但利润总额只有67.9亿元，下降4.6%，下降原因主要是省内燃气装机快速增长，推动购电成本上升。

　　排名第二的山东电力营业收入2055亿元，浙江电力收入1848亿元。2012年华东（四省一市）电网企业实现利润总额172.71亿元，同比增56%。其中江苏电力收入2558亿元，净利49.6亿元；浙江电力收入1897亿元，净利40.48亿元；福建电力收入763亿元，净利17.96亿元；上海电力收入774亿元，净利9.92亿元；安徽电力收入677亿元，净利4.71亿元。

　　东北和西北电力公司被认为有可能亏损，但国网数据显示售电量只有514亿度的吉林电力利润总额也有2亿元。而吉林电力2013年的发电量仅为751亿度，在国网系统中排倒数第四，仅好于青海、海南、西藏。

　　在西北，新疆电力2007年主营业务收入突破100亿元，实现利润5000万元，提前实现整体扭亏为盈目标。有报道称，“从国家电网公司系统惟一亏损的省级公司到开始盈利，新疆电力公司走过了6年的风雨历程。”这显示新疆当时是唯一亏损的省级电力公司。

　　2013年宁夏电力的收入是370亿元，青海是215亿元。西北电网2013年的平均输配电价是0.133（133.47元/千千瓦时），比2009年的0.141元还下降了，说明用电量增长快于成本增长。

　　不过，西北的几家电力公司仍有可能实际上是亏损的，因为这几年投资上升快，仅仅青藏联网工程就投资162亿元，但送电量只有60万千瓦。此外，新疆也有比较大的投资，但有消息人士称，新疆有的项目是用经营较好的浙江电力来投，虽然项目和浙江没关系，这可以看做是国网内部的交叉补贴。

　　这种交叉补贴还体现为“内部捐赠”,如北京市电力公司帮扶甘肃省电力公司5.4亿元、山东省电力公司帮扶新疆电力公司11.17亿元、湖北帮扶青海6亿元。电监会报告认为，这不符合国家相关捐赠政策规定，不属于对外捐赠，不应当列入营业外支出，影响各省的输电成本和利润的真实性。

　　西藏情况比较特殊，从发电量和投资规模看肯定是亏损的。国网西藏电力有限公司是国家电网公司控股、西藏自治区人民政府参股的有限公司，注册资本30亿元。截至2013年12月底，西藏地市电网总装机容量达到111.24万千瓦，地市电网发电量23.27亿千瓦时，售电量25.87亿千瓦时。2007-2011年，西藏电力资产总额从94.6亿元增加到204亿元；主营业务收入从6.6亿元增加到13.3亿元。

　　如果说，国网在2012年、2013年的整体盈利水平好于2007年，那么省电力公司的情况也不应该更糟，目前亏损的应是极少数。不过也有业内人士称，国网披露的省电力公司的利润数据中没有扣除税收，如果扣除有可能亏损。一位在地方做过电力监管的官员表示，更大的问题在于，这些数字并不能反应真实的情况，据他了解各省公司的利润，都是根据国网下的分配指标确定的。

　　国网赚钱是多了还是少了？以目前的庞杂投资看，很难判断。如果对比其它国家的劳动生产率和资本回报率，国网的利润是低了。2013年国网售电超过5万亿度，如果每度电赚两三分钱，也应该有千亿的利润。“去年五大发电集团的盈利是740亿元，国网净利是517亿元。”

　　亦有国网内部人士评论称：“国网不愿意把利润做得太高，也不想太低。因为太高人家会说你垄断利润，太低会说你成本高，员工挣得多。”

　　国网的用工总量超过186万人，全员劳动生产率则各省差异大。吉林是每人每年30.5万元，山东电力是超过35.5万元，福建是62.28万元。而国网系统待遇高是有名的，2011年安徽电力就曾被媒体质疑业绩不好还分房分车。

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