营财一体应对输配电价改革

刘 畅， 朱 靖， 虞 亮， 刘维民

(1.国网肥东供电公司， 安徽 合肥 231600；2.国网安徽省电力有限公司检修分公司， 安徽 合肥 230000；3.国网合肥供电公司， 安徽 合肥 230022)

输配电价改革目标是建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的电价监管体系，将输配电价从形成机制上与发、售电分开，将电力垄断环节与竞争领域隔离，对公司经营和发展具有复杂而深远的影响。

安徽被国家批准作为国家电网公司首批实施输配电价改革的省份。自第一轮输配电价改革实施以来，国网安徽省电力有限公司构建了适应输配电价改革的电价管理新机制，推动建立了较为科学的独立省级输配电价制度，在保障电网更好更快发展和服务地方经济建设中发挥了重要作用，取得了有益的改革成效。在正在进行的新一轮成本监审，核定输配电价的过程中，也应做到营财一体，争取合理电价水平，保持公司良性发展。

一、改革背景

(一)输配电价改革工作进展

2015年3月，国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，正式拉开了第一轮输配电价改革序幕。2015年4月，安徽被国家批准作为国家电网公司首批实施输配电价改革的省份。自改革启动以来，公司构建了适应输配电价改革的电价管理新机制，在保障电网更好更快发展和服务地方经济建设中发挥了重要作用，取得了重大改革成效。

按2015年销售电价结构，核定大工业和一般工商业各电压等级的输配电价(含电价交叉补贴和线损)，可用于多品种电力交易；支持电网发挥队伍、技术、信用等优势，继续承担电费结算职责，有利于为全体市场主体提供安全、高效、便捷的电费结算服务。

增量配电网价格制定遵循用户优先、效率优先原则，明确增量配电网向终端用户的销售电价不高于政府核定的目录销售电价、增量配电网的配电价格不高于省级电网相应电压等级的输配电价价差。

结合安徽电网实际合理确定核价关键参数。全额传导了特高压资产输电费、华东500千伏资产输电费，以及抽水蓄能电站容量电费等上级网络成本，实现了全网络电网资产成本的最大化。国网安徽省电力有限公司作为输配电价改革试点单位，积极争取有利核价参数，为其他网省公司提供了有益借鉴。

(二)改革面临的形势与任务

2019年，输配电价改革将从“建机制”转到“强监管”阶段，改革向建立监管体系、制定监管细则、提升监管能力、强化过程监管推进，对公司经营管理提出了更严、更细、更高的要求。

输配电价监管政策将逐步出台完善，监管制度化更严。国家发改委将会同财政部、国家能源局研究制定符合输配电监管要求的输配电成本核算制度，按照业务活动、业务环节归集成本，以满足分电压等级、分用户类别核价要求，实现用户之间的公平负担、电网企业之间的对标可比。

国家将逐步建立多维协同监管体系，监管协同性更强。输配电价改革实质上是国家为电网企业明确了三年监管期的“政府总预算”。包含了投资规模、准许成本、合理收益、电价水平与结构等要素。监管体系更加健全。在监管周期内，国家发改委会同国资委、财政部、国家能源局加强对电网企业的协同监管，逐步构建涉及资产、收入、成本、价格和运营的全维度监管体系，监管目标更加明确。正在组织相关研究机构，开展输配电准许收入与电网企业运营效率、供电服务质量等挂钩考核机制研究。

国家加强定价监管和市场价格监控，监管覆盖面更广。国家发改委继续按照“管住中间、放开两头”的改革思路，进一步加强政府定价监管和市场价格监控。一是加强中间环节输配电价监管，二是加强发、售电市场价格监控。深度参与电力现货市场建设，研究建立科学的价格规则和电费结算规则，在市场价格规则和异常波动监控方面发挥更大作用，防范价格与电费结算风险。

当前，电价水平与当地经济规模排名基本相当，降低用能成本压力巨大，公司经营发展面临重大挑战。需要以监管规则为标尺，对内衔接核价要求和监管规定，强化经营管理行为的合规性，对外争取政策支持，防范外部环境变化带来的风险，持续推动优化经营管理，为下一个监管周期核价创造有利条件，特别要注重营财一体应优化经营管理策略。

二、营财一体优化经营管理具体措施

按照依法合规、精益高效、保障发展的原则，严格落实国家电网公司统一部署，结合省情网情，建立适应新时期输配电价改革和政府监管要求的工作机制，不断夯实输配电有效资产基础，增扩准许收入来源，加强成本管控，完善价格机制，营财一体优化经营管理，提升运营效率，促进公司和电网持续健康发展。

(一)强化电力资产管理

加强资产分类管理。按照监管要求，严格区分监管类资产和非监管类资产，通过sap系统进行全面清理。规范关联交易，过程规范、价格公允。对于租赁资产也要严格按照国网固定资产管理办法要求执行。对接核价和监管的要求，将电网企业监管和非监管资产、存量和增量资产合理区分，相应完善固定资产卡片信息，健全差异化管控制度。完成固定资产卡片梳理，制定监管资产清单。

适应监管要求，将现行电网资产区分为监管类资产和非监管类资产进行差异化管控。监管类资产，要更加注重合规、精益管理，结合改革要求进行一次全面的资产清理。对于在首个监管周期被核减的资产事项(如培训中心等)要逐一整改，尽快清理监管类企业拥有的非监管资产。服务主业的非监管类资产，应采取市场招标等方式，以市场公允价格纳入输配电价定价范围。

营财一体，着力加强四类特殊资产管理。(1)对于用户移交资产。通过研究接收用户工程的优先次序，有序接收居民小区配套供电工程，及时安排更新改造并争取纳入有效资产。优先接收具有共用网络性质的用户工程和送出工程以及公司电网尚未覆盖区域的电力设施。对用户专用、质量较差的资产经过评估后谨慎接收。对于产权清晰、手续齐全且具备收购条件的可进行有偿收购。进一步规范用户工程资产入账手续，防止用户工程入账影响公司经营业绩指标考核。(2)对于逾龄资产。应加强状态评估，优先安排可使用逾龄资产技改项目，及时报废处置无运营价值逾龄资产。(3)对于电能表。重点在于着力提升智能电表功能应用，优化电能表轮换周期，均衡年度间电能表投入。对符合形成固定资产条件的电能表支出列入资本性支出项目，安装投运后应及时办理转资手续。(4)对于无形资产。则要加强科技研发、信息化、土地购置等立项、投入及成果管理，凡形成知识产权、软件著作权、土地使用权的，全额纳入无形资产予以规范管理。

加大对政府补贴类电网项目管理模式的研究。农网改造升级等政策性工程均需取得批复等有效文件作为纳入输配电定价范围并获取合理收益的支撑性材料。对拟列入农网改造升级等政策性工程均按程序申报省发改委可研批复。按照国家发改委下达的农网改造升级等政策性工程年度投资计划，及时分解下达投资项目。工程实施完成后，涉及规模变更的，按办法要求履行报批手续。

加强智慧车联网、综合能源服务等新业态资产管理。深入开展电动汽车公司、综合能源服务公司等纳入输配电业务监管范围的可行性研究，例如争取将电动汽车公司充换电设施纳入输配电有效资产。开展新业态业务开展情况分析；加强与政府相关部门联系，跟踪政策变化情况；加强充电设施、综合能源等业务资产管理。

加强电网资产处置和报废管理。科学评估逾龄资产情况。准确预计逾龄资产价值和物理使用寿命，建立逾龄资产台账，谋划监管应对策略。运用资产多维系统展示平台，开展资产数据分析，监控逾龄资产情况，进而提出有针对性的管控对策。加强资产报废管理。规范资产报废退出管理流程，确保资产实物管理和价值管理的有效衔接，合理预估报废资产残值，并进行公开竞价处置。按照固定资产管理办法要求，经实物管理部门书面审批后，按程序进行资产报废。

开展输配电核价资产和成本摸底调查。对首个监管周期输配电价执行情况、新增电网投资转资情况、各项核价参数实际执行水平，开展全面摸底调查，及时发现问题，采取有效措施进行规范，为第二个监管周期输配电价核价奠定基础。

(二)加强购电成本管理

强化购电费结算管理。保持电力市场稳定运行，防范市场结算资金安全风险，按照电网企业统购统销经营模式，统筹安排购电费月度结算，按月及时、准确完成电费资金支付，重点做好直接交易、超低排放、考核电费清算等工作。定时与交易中心核对结算电量，定期自查结算价格，确保电费结算准确及时；及时做到与电力调度控制中心核对超低排放电量，做好考核电费清算；关注直接交易成交价格，及时准确清算直接交易上网侧购电费。

优化发电计划安排。结合优先发电计划放开，建立电源之间电价交叉补贴机制，优化跨省跨区购电机制，加大低价外购电量比例，合理控制购电成本。调度应与交易密切配合，在不增加当地机组调峰压力的情况下，开展电力置换，临时置换电量做到当月结零。

加强新能源结算管理。根据国家最新政策要求，完成光伏标杆电费结算，并及时转付国家财政补贴。优化光伏结算系统，提升结算效率。加强市县公司新能源机组结算指导，定期抽查市县公司新能源机组的结算价格、结算电量是否准确，结算是否及时，优化可再生能源结算系统。

优化成本结构管控。加强输配电成本分项管控，提升公司成本合规性，降低下一监管周期成本被核减的风险。深入研究折旧政策策略，采取合理的定价折旧方式，支持公司经营和电网发展。加强折旧率政策与公司经营效益、利润水平的关系分析，做好存量折旧率与增量折旧率、财务折旧率与定价折旧率的趋同衔接，争取合理的定价折旧策略保障公司输配电准许收入最大化且逐年平稳增长，满足电网发展资本金需求，保持关键经营指标稳健。财务折旧政策调整遵循“四应一不”原则并按照“分别制定、集中审批”方式开展，即：各类资产折旧年限应与定价折旧逐步趋同，应符合公司统一折旧年限区间要求，应满足电网投资所需资本金要求，应反映本地电网支持经济发展的更新速度，不挤占合理运维费成本空间。

根据近三年的资产分析报告，研究折旧政策与实际管理的趋同性；根据上级折旧政策调整情况，实时跟踪关键指标情况。完成财务折旧调整方案，根据批复全面执行到位。

(三)完善市场营销体系

严格执行国家电价政策。严格执行价格主管部门批复的销售电价和输配电价，规范两部制电价执行方式。定期和不定期开展电价政策执行稽核和检查，严禁执行各方违规出台的优惠电价，建立常态化价格检查机制，形成检查报告，督促基层单位开展整改，保证最大程度回收准许收入。

规范自备电厂管理。严格执行国家规范自备电厂管理相关政策，加强自备电厂政府性基金附加和电价交叉补贴等征收，确保自备电厂用户公平承担社会责任，促进自备电厂有序发展。

配合能源局开展余热、余压、余气自备电厂一次能源性质核查，确保自备电厂准确享受相关政策；定期组织梳理自备电厂两项基金征收情况，将欠费情况报政府主管部门，督促自备电厂公平承担社会责任。组织测算我省电价交叉补贴标准，促请省物价部门出台交叉补贴标准，及时征收自备电厂承担的交叉补贴。

强化市场服务能力。强化市场化电费结算服务，保障结算效率和资金安全，公平高效做好各类项目并网服务。加强电费回收管理。落实电费风险防范“一户一策”，精准打击窃电行为，确保电费颗粒归仓。规范预收电费管理，做到依法合规、有理有据，除有欠费记录、产能过剩行业等高风险用户外，与电力用户自愿协商确定收费方式，不强制预收。

督促市县公司建立高风险用户“一户一策”台账。摸排营业范围内钢铁、铝业、煤炭等行业经营情况，对高风险、高耗能企业建立“一户一策”台账并动态更新。密切关注“贸易战”、“去产能”等国际国内形势变化对市县公司某一类或几类行业企业的影响，严防电费风险。

完善收费政策管理。加强公司收费政策管理，配合政府部门清理非电网企业转供电加价。全面开展收费政策梳理，严格把关各项收费政策。主动配合政府，全面排查产业园区、商业综合体转供加价情况，摸清加价范围、覆盖户数、加价水平、用能成本增加情况等信息。积极促请地方政府价格主管部门对转供加价情况组织治理，配合开展清理规范，并对清理规范结果进行跟踪评估。配合政府受理社会监督，协助客户向价格监督检查部门反映问题，推动产业园区、商业综合体等转供电主体进一步厘清电价和其他费用，促使更多工商业客户享受调价措施红利。

积极拓展电力市场。加大电能替代力度，拓展市场空间，深化互联网+系统应用，增扩收入来源，规避实际收入小于准许收入风险。组建综合能源服务公司，补齐配强人员力量，加强资质建设。构建综合能源服务业务运作体系。开展综合能源市场调研，深入挖掘潜力客户，推进重点项目实施。推动35蒸吨以下工业燃煤锅炉及玻璃、陶瓷行业工业窑炉、港口岸电电能替代工作，建立典型示范项目，召开现场推介会，推进重点项目实施。

优化业扩报装程序，实行配电网全容量开放、信息公开、供电方案专家会审制，提高业扩项目接电效率，全力提升办电速度。明确电网投资界面，优化业扩配套电网项目管理，提高配套电网物资供应效率，加快工程建设速度。确保高低压业扩环节精简和非居民用电平均接电时间分别压降要求，打赢优化营商环境攻坚战。

(四)建立准许收入管控机制

加强监管期准许收入执行偏差管控。动态跟踪售电量结构和增速变化、降低用能成本情况、市场交易规则调整等因素，定期分析实际投资与准许投资、实际成本与准许成本、实际收入与准许收入的差异，有针对性地完善公司内部管理及考核措施。

按月编制电价执行情况简报，过程管控准许收入完成情况；按年度开展经营预测，编制年度购售电预算；分析准许收入月度执行情况，按月编制月度购售电预算。结合最新电价调整情况，对平衡账户盈亏情况进行预测分析。

强化直接交易管控。积极向政府能源主管部门沟通汇报，切实反映电网运行和公司经营情况和困难。提出直接交易规模合理建议，努力兼顾各方利益诉求。合理控制直接交易规模，积极疏导电价矛盾。

积极促请建立输配电价、准许收入调整机制。根据监管周期内政府部门批准增补的电网投资项目等，及时调整准许收入和输配电价。

加强准许收入扣减项目的执行监控。加强核价扣减项目管理，如高可靠性电费、自备电厂备容费、外送电输电费等，严格执行各项政策，扩展收入来源。严格执行国家各项收费标准，严格执行国家电价政策，并将执行情况纳入企业考核指标。

落实降低用能成本各项措施。配合完成销售电价分类结构调整，增加用户选择权，既满足政府降低用能成本要求，又增强公司收入稳定性。完成三轮电价调整模拟测算，测算大工业两部制套餐、工商同价影响分析。做好一般工商业降价措施第三方评估工作。认真落实降低一般工商业10%的八项具体措施，配合政府相关部门做好降价效果第三方后评估工作。

(五)完善政府定价机制

开展电网输配电核价关键参数研究。根据国家发改委统一安排，结合电网企业经营情况，对《输配电定价成本监审办法(试行)》、《省级电网输配电价定价办法(试行)》提出修订建议，研究关于电网输配电定价办法和成本监审办法，梳理各项核价参数，提出合理化建议，争取核价参数科学合理。

研究完善居民阶梯电价方案。测算我省居民用电享受电价交叉补贴额度，分析居民分时、阶梯电价政策影响，为下一步政策调整做好基础准备，做好分时电价日常监管分析，研究分时电价执行情况清算应对方案。

研究推进分布式直接交易试点。积极申报试点项目，研究分布式价格管理机制，电网企业过网费的界定，按照最优输电路径结算输电费用。研究供电不足情况下的保底服务机制，完善辅助服务机制。做好分布式试点方案评估，组建课题组研究分布式能源直接交易价格机制、过网费界定相关策略。

积极防控公司和电网运营风险。开展输配电价常态监管体系建设。根据国家发改委要求，按期上报输配电价常态监管报表，分析信息披露机制。配合中电联完成监管数据库建设，持续完善信息披露机制。

加强购售电合同管理。完善合同会签机制，规范购售电合同管理，防范法律风险。特别注重加强临时性购售电合同管理，及时清理到期的临时性购售电合同。强化合同会签程序，规范流程管理，提升合同管理及时性、规范性，确保合同条款符合国家政策及外部监管要求。

(六)提升运营管理绩效

输配电价改革对公司和电网运营产生了深刻而复杂的影响，随着政府监管要求逐步提高，公司和电网运营管理机制有待进一步研究完善。公司围绕提升运营绩效、防控运营风险、加强电网综合线损管理、增强新业务市场化竞争力等方面加强电网运营管理，提升公司和电网运营绩效。输配电价改革后，政府监管部门建立激励约束机制，实际线损超过核价标准部分，由电网企业自行承担损失，节约线损成本电网企业分享50%。目前，公司购售不同期，月度之间线损率波动过大，不利于开展线损分析管理。研究解决购售电不同期的问题，优化抄表收费业务流程和考核机制。

继续开展同期线损系统建设，强化线损“四分”管理，推进高损单元治理，强化线损率月度波动考核。深化台区线损综合治理，开展高损台区升级改造，进一步明确责任主体，差异化设定考核指标。持续推进同期线损管理系统建设与应用，实现基础数据自动采集、“四分”管理全覆盖。

落实台区线损责任机制，逐级建立线损管理责任制，加强营配调贯通工作协同，建立分层监督机制。梳理高损台区清单，开展高损台区销号治理，持续跟踪。加快台区三相不平衡治理，理顺三相不平衡治理机制。联合运检部明确台区配变数据采集传输、三相不平衡台区认定、不平衡台区治理任务下发及治理效果反馈等工作细化流程。配合运检部门共同开展台区三相不平衡治理。保障同期售电量完整准确。提升台区采集覆盖率、成功率，规范电能量系统采集专线用户采集档案。持续保持反窃电高压态势。

大力推进市县业务集约融合。探索现代电网管理运营服务模式，以强化业务横向协同、优化纵向管控、精简优化业务流程、提升精益化管理水平等为重点，大力推进市县业务集约融合试点工作，积极探索可复制、可推广的现代化管理经验，认真总结试点经验，成熟后进行推广。

完善供电服务指挥中心建设。大力推进供电服务指挥中心建设，切实提高服务效率和服务水平。

组织对已建成的供电服务指挥系统进行评估，制定系统改造提升建设方案，完成供电服务指挥中心机构成立、人员到位、业务调整和流程优化等工作。根据新的业务界面、工作流程开展供电服务指挥工作，不断磨合、总结工作经验，同步完善流程机制，持续完善提升系统业务功能和性能。

三、优化经营管理营财深度融合

财务部门在输配电价改革第二轮成本监审期应持续加大“两金”清理力度。深化应收账款和存货“两金”清理，巩固库存物资清理成果。协同营销部门，开展应收电费营财核对清理工作。在保障物资需求的前提下，进一步压降存货库存，协同物资部门开展利库工作。严格考核机制，以上级下达任务为基准，切实加强考核和管控。同时，强化运营监测职能。深化开展专题分析工作，加强监测成果应用，更好地发挥运监中心作用。主要开展深化优质服务监测分析。注重营销稽查、量价费损、电费回收、台区线损、95598投诉等监测分析工作，制定和执行好分月工作计划。深化物资采购监测分析。开展库存物资、废旧物资管理等专题监测分析。深化项目管理监测分析。持续从合法合规、执行进度、效率效益等视角监测项目计划预算执行情况，适时开展结转项目预算执行情况、项目转资、固定资产报废等专题监测。适时发布分析成果，强化闭环管理。

增强新业务市场竞争力。做好增量配电前期可行性研究，推动通过市场招标等方式选择投资主体，减少行政指定，规范投资决策流程，对于优质项目积极争取控股，做到没有发展前景的项目不参与，其他项目谨慎参与，避免因增量配电投资产生新的经营亏损单位。按照相关要求，针对不同项目区别对待，对于发展前景不明确的园区项目放弃参与。对拟参与的增量项目，依据批复的电网规划、签订的合作意向协议等，按照增量配电投资项目可行性研究内容深度规定，客观公正完成可研报告编制。增量投资项目可研要按“三重一大”规定，履行投资决策程序。强化增量配电公司运营管控。配合做好新试点项目申报工作，以成熟的项目为示范，规范配售电公司指标分解管控。根据实际情况合理设定控股增量配电公司年度利润目标，考核评价利润等指标完成情况。

规范增量配电价格管理。积极配合价格主管部门做好省级增量配电价格定价办法制定工作，落实国家发改委《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》的各项规定，明确增量配电与电网适用相同的监管政策和核价参数，明确增量配电网向终端用户的销售电价不高于政府核定的目录销售电价、增量配电网的配电价格不高于电网相应电压等级的输配电价价差，保障增量配电改革有序推进。配合政府物价部门做好增量配电定价方法、调整机制、结算规则的研究，出台相关实施细则，做好电费结算。

财务部门应切实负担起统筹协调、整体推进优化经营管理策略工作。做好电网投资能力评估和项目预算管理，提高有效资产投入产出效益；开展电网核价资产和成本摸底调查，妥善处置逾龄资产；加强折旧政策研究，探索按资产类别实行差异化折旧政策；加强运维费管控，适应监管要求合理调整成本核算规则，建立多维反映会计信息体系，研究输配电成本信息披露方式；做好资金成本管控和税务筹划；加强购电成本管理，完善上级电网输电费、抽水蓄能容量电费传导机制；研究建立输配电价和准许收入调整机制，防范准许收入不足风险；研究规范内部关联交易；完善政府定价机制，落实降低用户用能成本各项措施；加强跨区跨省电网资产代维费管理，配合做好总部跨区电网资产成本监审和核价工作；研究建立与电力市场发展阶段相适应的价格规则和电费结算规则，防范市场价格与结算风险。

营销部则在加强与财务协调的基础上，重点加强电价政策执行管理，规范自备电厂管理，完善电费核算和回收考核机制，持续压降管理线损，防范准许收入不足风险；做好降低用能成本各项措施落地执行，配合清理非电网企业转供电加价，促进电能替代；研究面向客户和市场的供电企业管理新体系，规范用户工程管理，提高售电服务质量和效率，大力实施报装接电专项治理行动，优化相关业务流程和考核机制，改善营商环境。

财务部和营销部密切配合，落实国资委管控目标要求，统筹做好用户资产接收重点业务事项及预算安排，保障降杠杆工作推进；结合经营业绩指标及改革改制工作要求，进一步规范用户资产接收及入账手续。营财一体，迎接新一轮输配电价改革，优化经营管理。