输配电价改革下电网企业财务管理目标分析与路径探索

肖 矗,张 波,刘 娟

(1.榆林学院 审计处,陕西 榆林 719000;2.国家电网陕西省电力有限公司 榆林供电公司,陕西 榆林 719000)

2015年3月15日,《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》发布,拉开了新一轮电力体制改革的序幕。这次改革以“管住中间、放开两头”[1]为体制架构。“放开两头”,即放开发电、售电两头环节,“符合市场准入条件的电力用户,可以直接与发电公司交易,也可以自主选择与售电公司交易,或选择不参与市场交易”[2]。对于非市场化业务,即对于不参与市场交易的电力用户来讲,购售电价格仍执行现有的目录电价;而对于市场化业务,即与发电公司或售电公司进行交易的电力用户,购售电价由买卖双方自主协商,国家不再管控;“管住中间”,即管住输电、配电中间环节,输配电价由国家统一核定。由于电网企业正是处于中间环节,因此改革的重点就是如何核定电网企业的输配电价。

成本是价格形成的重要基础,科学核定输配电价,必须要先行审核其成本。2014年10月,深圳开始输配电价成本监审试点工作,至2017年,已经实现了对省级、区域、跨省跨区三个层次电网的成本监审全覆盖,第一轮成本监审工作成绩斐然。2019年1月,在新修订的省级电网、区域电网、跨省跨区专项工程输配电价定价办法以及《企业产品成本核算制度——电网经营行业》(以下简称“成本核算制度”)等文件的指导下,第二轮成本监审工作启动。与上次相比,本轮成本监审呈现两个变化:一是电网企业要同步实行产品成本核算,以满足科学核价的需要;二是此轮成本监审一次性覆盖所有层次的电网,监审政策也更深更细。

电价改革首先冲击的是电网企业的财务管理。由于市场化用户的用电价格由两部分组成,分别是向发电方或售电方支付的购电价与向电网企业支付的输配电价。一般来说,成本监管伊始,市场化用户较少,输配电价还未被广泛使用,电网企业传统业务受市场化业务的冲击较小,原有财务管理模式尚能维持;但在第二个成本监管周期内(2020～2022年),市场化用户逐渐增多,输配电价使用范围不断扩大,改革的影响在逐步显现。随着第三个成本监管周期的到来,改革政策日趋完善,市场化交易将大幅增加,输配电价必将得到广泛应用,因此对电网企业而言,在总结前两轮成本监审经验的基础上,尽快梳理财务管理新目标,细化任务,优化方案,做出适应性改变,则变得尤为迫切。

一、财务管理目标分析

我国现有大部分电网企业属于公用事业国有企业,其财务管理目标,首先要保障民生,满足经济和社会发展的用电需求;其次要创造利润,满足国家和上级企业各项业绩考核要求。但在此次改革背景下,上述“两个满足”已远远不够,电网企业财务管理还需满足以下三方面的要求。

一要满足成本监审的需要。此次改革改变了电力商品的定价基础,提出“输配电价逐步过渡到按‘准许成本加合理收益’原则,分电压等级核定”[3],这就意味着电网企业的输配电成本要分别按照准许成本和电压等级两个维度归集,而各维度下又有若干类别,以《省级电网输配电价定价办法》(发改价格规〔2020〕101号,下称《监审办法》)为例,准许成本由折旧费和运行维护费构成,而后者又由材料费、修理费、人工费、其他运营费用组成;以电网企业为例,一般拥有220kV、110kV、35kV、10kV、0.4kV等多个电压等级(后文所涉电压等级均按此列举)。若电网企业输配电成本未按照上述两个维度归集核算,则在提供成本监审数据时就需要将近年来的成本资料按《监审办法》规定的口径重新统计分析,既耗时费力,也不利于核查,因此电网企业要按照“成本核算制度”的要求,建立健全输配电成本归集体系,准确、合理归集输配电成本费用,为即将到来的第三轮成本监审打好基础。

二要满足准许收入最优的需要。此次改革提出了“准许收入”的概念:对于市场化交易所形成的业务收入,电网企业不能通过“售电收入”扣除“购电成本”赚取购销差价,而要以“‘准许成本加合理收益’的方法核定输配电准许收入”[4]。随着改革的深入,市场化交易规模不断扩大,准许收入也将逐步取代原有的售电收入,成为电网企业主要收入来源。因此,准许收入应成为电网企业财务管理的重点。

《监审办法》指出,准许收入为准许成本、准许收益与价内税金之和,准许成本、准许收益、价内税金又各有构成要素和计算办法(详见图1)。准许收入指标内涵丰富,因此要关注每一构成要素的增减变动情况,建立动态测算模型,实时测算,加强源头控制,确保准许收入最优。

图1 准许收入计算公式

三要满足盈利模式变化的需要。由于发电企业生产出电能后,必须经不同电压等级的电网输配至终端才能使用,因此输配电价实质上是电网企业提供电网服务的“服务费收入”。在准许收入逐步取代原有售电收入的过程中,电网企业的盈利模式也相应发生了变化:一方面,电网企业逐步回归输配电服务的功能定位,其商业属性逐步弱化,服务属性渐渐凸显,最终电网企业退出商业领域,成为一种新型的服务行业;另一方面,此次改革的初衷之一,就是要在售电侧引入充分的市场竞争,打破电网企业一家售电的局面,以此让电费降下来。当某区域用电量保持相对稳定时,降价空间相当于蚕食了电网企业原有的部分售电收入,因此在改革初期,电网企业主营业务收入下降将不可避免,所以电网企业首先要改变观念,将服务质量提高提到战略层面上来,其次还要积极应对收入下降的局面,提前布局,在扩充准许收入的同时,拓展各种非准许收入业务。

总之,以上三个新“满足”对电网企业财务管理提出了新要求,满足成本监审目标,要在成本核算上做文章;满足准许收入最优目标,要从分析准许成本、准许收益以及有效资产等构成因素入手;满足盈利模式改变,则与收入管理直接相关。因此要实现三个新目标,就离不开对成本、收入、资产这三方面的管理。

二、满足成本监审目标之路径探索

(一)成本核算应按照“电压品种法”设置账套

对某省电网企业的调研结果表明,目前大部分电网企业成本类科目只有“生产成本”总分类科目及“输配电成本”明细科目,导致成本核算完全不能满足成本监审的需要:一是将行政管理部门为组织和管理生产经营活动而发生的管理费用、为售电而发生的销售费用、电力销售机构发生的各项费用一并计入了“生产成本——输配电成本”科目,没有区分期间费用;二是未按照电压等级归集各项输配电成本。因此,电网企业首要任务就是尽快按现有的电压等级设置产品品种,按“成本核算制度”所规定的折旧费、直接材料、直接人工和其他运营费用四个成本项目归集输配电成本,以便能及时准确提供各项成本监审数据。具体可按以下步骤开展:

第一步:确定费用要素,增设成本核算科目。“成本核算制度”提出电网企业费用要素有20项,每一项核算范围也有明确的规定(详见表1),这些费用要素与电网企业目前“输配电成本”科目下的细目基本一致,因此只需要增设“其他运营费用”科目,用以归集和分配各电压品种的共同费用,同时设置“管理费用”“销售费用”为一级科目,用以核算期间费用。这样,各项费用要素就有了各自的核算科目。

表1 电网企业“电压品种法”账套核算体系

第二步:制定共同费用分摊办法。由于“其他运营费用”科目所归集的大部分是各电压品种的共同费用,现实中很难溯源到具体电压,因此有必要制定科学合理的共同费用分摊方法。归集“其他运营费用”的同时,通过辅助核算同时归集至各业务部门,月末则按各部门运营的电压品种或售电量比例,将共同费用分摊至各电压品种下“其他运营费”成本项目。由于成本监审资料按年度报送,为减少财务人员计算工作量,可以先按上年末的比例分摊共同费用,当年12月,再按实际实际比例调整。

第三步:确定核算级次。大部分电网企业为兼顾考核,对成本类科目设置有部门辅助核算。因此可以考虑不改变现有的账套结构,将各个电压也一并采用辅助核算进行成本归集,即对“输配电成本”科目分别增设电压品种和成本项目辅助核算,最终形成了如表1所示的输配电成本账套核算体系。当有业务计入“输配电成本”科目时,需要同时选择所属的电压、成本项目和部门,这样一来,输配电成本可以实现按照电压、成本项目、业务部门分别统计,为收集成本监审数据创造了便利条件。

(二)固定资产要新增业务活动分类标准

目前,电网企业的“固定资产”科目下,主要有“维管资产”和“主业资产”两个明细科目,资产管理软件中固定资产按照经济活动分为工具、运输设备、计量设备、机械及检修、土地、建筑物、房屋等。目前这种分类使固定资产折旧无法按照不同的电压归集,因此应对固定资产按照业务活动分类标准重新分类。

第一步:增加业务活动分类维度。固定资产应按业务活动,分为管理业务、售电业务、基建业务、输配电业务、共同业务等5类。管理业务类固定资产主要包括管理用房屋、建筑物、运输设备、通讯设备、自动化设备等。售电业务类固定资产主要包括用电计量装置、售电用房、建筑物、通讯设备、自动化设备等。基建业务类固定资产包括工程管理部门使用的固定资产。输配电业务类固定资产主要包括输变电设备、线路、用电计量设备、自动化控制设备、变电所房屋建筑物、检修维护设备、运输设备等。以上分类应在不影响固定资产完整性的情况下进行,否则应归入“共同业务”类。

第二步:增加电压品种分类维度。“输配电业务”类固定资产,还要按照各个电压进一步分类:明确标识有电压等级的,按照所标识的电压等级直接归入相应类别,未标识电压等级的,如变电所房屋建筑物等固定资产,在不影响完整性的情况下,按所运营的电压等级或其他逻辑规则合理分类,否则,应归入“共同电压”类。

第三步:设置折旧费的记账路径。与上述“其他运营费用”分摊原则相类似,对于“共同业务”类与“共同电压”类固定资产,应按照逻辑规则事先设置折旧费分摊比例。管理业务、售电业务、基建业务类固定资产,其折旧直接计入 “管理费用”“销售费用”“在建工程”科目;输配电业务类固定资产,其折旧不仅要计入“生产成本—输配电成本—折旧费”科目,还要按所属电压分别进入“XX电压/折旧费”辅助核算系统,其中“共同电压”类输配电资产,其折旧按照规定的比例分摊计入各电压;“共同业务”类固定资产,其折旧按照规定的比例分摊计入各科目。最终如表2所示,所有的折旧额都进入了相应的成本、损益类科目,与“电压品种法”接轨。

表2 电网企业固定资产分类及折旧费对应关系

(三)收入应按用户类别及电压等级分别归集

收入与成本直接相关,国家规定电网企业应当“分电压等级、用户类别单独核定并合理归集输配电的生产经营成本(费用)及收入等数据”[5],即电网企业在改造成本核算的同时,应分别按电压等级和用户类别归集收入。目前电网企业收入主要在“主营业务收入”和“其他业务收入”两个科目中核算,二级科目按收入中心设置,三级科目按收入类别设置(详见表3)。为匹配“电压品种法”成本核算,收入核算体系应做如下改造:

表3 电网企业收入账套核算体系

首先,收入类总账科目不变,在原有收入类别的基础上,增设“输配电收入”二级科目,核算市场化交易所带来的“准许收入”。其次,按用户类别设置三级收入科目。假设“售电收入”科目按“居民”“农业”设置明细账, “输配电收入”科目按照“大工业”“一般工商业”设置明细账,除售电收入、输配电收入以外的其他收入类型,保持原有明细科目不变。最后,按部门、品种设置辅助核算:所有收入科目按照收入中心设置,以归集各中心的收入数据;“售电收入”“输配电收入”按5个电压品种增加辅助核算,以归集各电压产生的收入数据(见表2)。

新的核算体系下,收入与成本的配比关系十分明显:与“售电收入”对应的是“购电成本”(企业原有账套中反映),与“输配电收入”对应的是上述经改造后的“输配电成本”,同一收入中心、同一电压产品,在辅助核算账套内也可以统计同期的收入与成本数据。多角度的收入、成本数据,为企业多角度分析利润情况奠定强大的数据基础。

三、满足准许收入最优目标之路径探索

(一)建立动态输配电成本管理模型

由于准许收入要按照准许成本加合理收益确定,因此,准许成本成为准许收入是否最优的重要影响因素之一。构成准许成本的各项数据,主要来源于“输配电成本”科目和成本辅助核算账套内。从长远看,市场化交易会使用电成本下降,电力消费者有强烈的利益动机选择市场化交易,因此电网企业的“输配电收入”一定会代替“售电收入”,成为其收入的主要来源,“输配电成本”也会逐步代替“购电成本”,成为其成本中的大头,因此电网企业成本管理的重心应向“输配电成本”转移。

首先,树立成本管理新理念。改革前,电网企业是买卖电力商品的主体,买卖价均要执行政府定价,其成本降低了,利润自然就增加了。因此“降本增效”一直是其重要的成本管理目标。改革后,成本监审以三年为一个周期,某轮“准许成本”是基于上一轮该数额调整而成。因此,“降本”虽然可以使本周期利润“增效”,但同时降低了下一周期“准许成本”的基数,使下一周期准许收入“降价”,为此针对输配电成本,电网企业应权衡降本所致本期利润“增效”与下期收入“降价”幅度,适度的降本增效,也许更适合目前电网企业的处境。

其次,建立输配电成本测算模型。“适度降本增效”策略,就是要比较降本前后的利润,据此,可以利用“利润无差别点”原理,构建一个动态输配电成本测算模型。

利润(Profit)为收入(Income)与成本(Cost)的差额,因此可设:

P0=I0-C0

P1=I1-C1

其中,P0表示本监管周期内某电压产品(如220 kV)的年“准许收益”(假设不考虑价内税金);P1表示下个监管周期内某电压产品(如220 kV)的年“准许收益”(假设不考虑价内税金);I0表示本监管周期内国家就某电压产品(如220 kV)所核定的输配电价,即某电压产品本周期内的年“准许收入”;I1表示下个监管周期内国家就某电压产品(如220 kV)所核定的输配电价,即某电压产品下个周期内的年“准许收入”;C0表示某电压产品(如220 kV)的年“准许成本”;C1表示对某电压产品(如220 kV)采取降本措施后预计的年“准许成本”。

由于成本监审周期一般为三年,即“准许收入”在三年内保持不变,因此I0在前三年保持不变,I1在下个三年保持不变,但是由于企业的降本措施可以在任何时间发生,因此C1可以任意出现在本周期或下个周期。现假设电网企业有两种成本方案可选。

方案一:企业预计在本周期和下个监管周期内对某电压商品不采取任何降本措施,则“准许成本”在两个周期内大体维持在C0水平保持不变。由于核定的“准许收入”以“准许成本”为计算基础,

因此这两个周期内“准许收入”也不会发生变化,一直为I0。可以推测出此方案两个周期(6年)的利润总额为:

P方案一=6(I0-C0)

①

方案二:若企业在本监管周期的某年计划降低某电压产品的输配电成本,用n表示在本周期内新“准许成本”C1可以维持的时间,如本周期第二年企业拟采取降本措施,那么在本周期剩下的两年内C1可以一直保持不变,这时n=2。在下个监管周期内,由于准许成本已经变为C1,因此核定的准许收入也会相应发生变化,为I1,这样两个周期的利润总额为:

P方案二=3(I0-C0)+n(C0-C1)+3(I1-C1)

②

式中,3(I0-C0)为本周期某电压产品的“准许收入”总额,n(C0-C1)为降本所致本周期利润的增加,3(I1-C1)为下个周期某电压产品的“准许收入”总额。

目前电网企业的电子化程度较高,利用各种管理软件、计量软件,可以较方便地取得①和②式中各项参数的具体数值:I0可以在政府的价格文件中查到,C0可按各类输配电价定价办法的规定,结合“电压品种法”对输配电成本的各类归集数据统计,I1、C1要在I0、C0的基础上,结合企业年初成本计划进行测算。当企业按照成本计划测算出的准许成本为C1时,就可以利用①式和②式比较各方案的利润情况,选择利润较高的方案。上述模型以两个周期为例,若降本措施影响一段较长的时期,也可以按照此思路比较多个周期的利润总额。

(二)做足做实有效资产

此次改革提出了“可计提收益的有效资产”(下称“有效资产”)的概念,它是指“电网企业投资形成的输配电线路、变电配电设备以及其他与输配电业务相关的资产”[6]。有效资产的多寡可直接影响准许收益的高低,有效资产中输配电固定资产所产生的折旧额及运营维护成本的多少,可直接影响准许成本的高低。而准许收益和准许成本又是影响准许收入的重要因素,因此电网企业应重点关注有效资产,在投资、转固、使用、报废等环节精准施策,做实做足有效资产,保障准许收入最优。

1.精准投资。精准投资,就是要在有效资产的源头发力,确保投资后的新增资产能形成有效资产。以有效资产中“可计提收益的固定资产”为例,要使投资最终形成有效资产,必须投资于输配电固定资产领域,且事先要经过政府核定,满足电费增长目标、电压负荷情况、供电可靠性等电力规划,履行完必要的审批手续才可开工建设,这样最终形成的固定资产,其计提的折旧才能作为“折旧费”充实准许成本,其净值才可构成“可计提收益的有效资产”提高准许收益。

有效资产的提出,改变了电网企业固定资产投资监管模式:改革前,先投资再核价,电网企业投资成本总是能在投资后核定的目录电价中得到回收,投资一般不会形成亏损,因此其在投资成本控制上占据了颇为有利的主动地位;改革后,先核价再投资,电网企业的投资成本开始与电价水平和盈利能力挂钩,未取得相关审批手续的、不符合电力规划的、与输配电业务无关的固定资产投资,其投资成本无法创造利润,电网企业不得不控制投资成本。

监管模式的改变,使得过去依靠用电量高速增长支撑大规模投资的电网发展方式难以为继,电网企业固定资产投资必须积极转型。一要集中投资领域,符合电力规划的情况下,合理加大输配电网络建设的投资力度,提升准许收入水平。二要聚焦投资收益。电网企业不能再以投资速度和规模作为首要目标,而应以净利润为核心,在不提高输配电价的条件下,严格测算投资能力,加强对投资计划合理性的事前审查,确保投资项目能够取得相关审批手续,确保投资能够形成有效资产,才可进行投资。

2.分类转固。分类转固,就是要综合衡量准许收入整体情况,规划输配电在建工程转固比率。由于准许成本和有效资产是以基期数额为基数,加减监管周期内预计新增和减少因素计算而成的,即本期新增输配电固定资产投资成本,在下个周期内才能作为成本扣除。同时由于“准许收入”中“折旧费”的计算规定了75%的转固率上限,即“预计新增输配电固定资产投资额可计入当期预计新增输配电固定资产原值的比率,原则上不超过上一监管周期的转固率,最高不超过75%”[7],意味着超出规定比例的投资成本无法从“准许收入”中收回弥补。因此,电网企业应谨慎规划下一个监管周期内的转固率,以争取最优政策支持。具体来说,一要合理控制建设周期,使其与成本监审周期基本同步,才能扩大有效资产,较快收回投资成本。二要合理控制转固比率,使其不超75%的上限,才能充实准许成本,提升准许收入。

3.延长寿命。延长寿命,就是非必要不报废,尽量延长有效资产使用时间。《监审办法》中规定了各类有效资产的折旧年限,大大超出电网企业现行折旧年限,且当期减少的有效资产,要从“有效资产”中剔除,而当期增加的维修成本,却可按一定比例计入“准许成本”。因此,电网企业一方面在“有效资产”的购置环节,要更侧重于质量指标,确保有限的投资能形成高效、稳定、长期的固定资产,而不能继续实行“低价中标”策略;另一方面在“有效资产”的报废环节,要专业评估,谨慎应对,如能采取新技术手段维护、改造、升级,则应该继续使用,尽量维持有效资产规模。

四、满足盈利模式变化之路径探索

(一)做优做强平台

本次电力体制改革旨在将电网企业由集电力输送、调度交易、统购统销为一体的电力行业全能者,逐步转变为连接发电企业与电力消费者的平台服务提供者,并对服务质量和水平进行监管,对不达标的企业扣减其“准许收入”。因此电网企业应主动出击,实施转型策略,增强服务意识,做优做强平台。具体措施包括:一是尽量减少停电时长和次数,提升供电服务水平,例如完善应急预案、应用先进技术手段排除安全隐患、积极推行“一停多检”“零点检修”“带电配网”等作业,减少检修次数等;二是针对不同类型客户,提升售电服务水平,例如实行重点单位保电措施,推行大客户服务制,完善居民欠费不停电措施,利用公众号、缴费平台、电话热线等方式拓宽意见收集渠道等。

(二)聚焦增供扩销

由于本次改革允许新的售电企业进入市场,电网企业的售电业务开始由相对垄断向市场平等竞争转变,售电收入下降不可避免。因此电网企业应主动开拓市场,通过保存现有客户、吸引新客户以增加供电量等方式增加收入。

首先要巩固存量市场,确保现有客户不流失。为此,电网企业应加强客户联系,多渠道建立信息服务平台,减少信息不对称的同时关注重要客户,提供个性化服务,从而提高客户粘性,尽量保留现有客户。

其次要开拓市场,吸引新客户,具体可采用以下措施:一是开展“大项目”营销,关注新增、扩建园区和新建工厂等大型项目建设,及早介入,争夺供电权。二是采取“差别定价”促销,针对不同目标市场制定不同价格套餐,争取市场份额。三是推行电能替代服务,大力宣传电采暖,采用促销手段扩大采暖季售电量。四是积极布局充电桩建设,随着新能源汽车市场份额的不断提高,电网企业应积极对接汽车经销商、公路建设、市政服务和居民小区,争夺充电桩建设网点,开拓市场并占据先机。

最后要立足供电量稳步增长。电网企业应密切关注国家的能源政策,防止出现因“双碳”政策导致发电厂关停、供电量短缺问题,应尽快优化区域电网结构,推进可再生能源发电项目并网工程,增加新能源电厂的发电量。

五、研究展望

(一)关于标准成本法的应用

标准成本法是指企业按照产品品种各项成本因素事先确定标准成本,再与生产过程中的实际成本定期比较,找出成本差异的原因,并对重大差异及时纠正,从而实现成本控制[8]。

当电网企业的输配电成本能够按照“电压”品种分别予以归集和核算后,就具备了使用标准成本法的基础,但是在目前输配电价核准制下,成本下降会导致准许收入减少,企业主动去“降成本”显然缺乏政策激励,利益驱动下,某些企业甚至可能会有目的的“升成本”,这与标准成本法控制成本之初衷背道而驰。

输配电价改革的目的就在于通过成本监审,慢慢挤出电价“水分”,降低企业和社会用电成本,让电力用户真正获得实惠。当“水分”逐渐挤出,成本监审周期拉长,输配电价较长时期内稳定不变,降成本所带来的收益才会完全落入企业的口袋,企业才有动力去“降成本”,标准成本法才会切实发挥作用。

(二)关于“分用户”核算成本

《监审办法》提出要“依据不同电压等级和用户的用电特性和成本结构,分别制定分电压等级、分用户类别的输配电价”,即电网企业的输配电成本要同时按“电压”和“用户”两个品种维度来归集,才能满足成本监审需要。而“成本核算制度”第六条指出本制度“依据不同电压等级和用户的用电特性和成本结构,分电压等级确定输配电产品类别,进行成本核算”,意味着目前电网企业的成本核算只能“分电压等级”,尚未实现“分用户类别”。

由于电网企业的绝大部分输配电固定资产无法与最终用户建立明确的对应关系,若要分用户核算输配电成本,占比较大的折旧费只能作为间接费用分摊至各用户,间接费用过大,则会影响各类用户输配电成本的准确性,进而影响按此核定的各类用户输配电价,最终可能导致改革目标发生偏离,这也许是改革实践中一直未采用“分用户类别”核算成本的主要原因。因此本文仅就“分电压等级”做了成本核算方面的设想,今后电网企业应密切关注改革动向,在输配电资产的客户分类上,一定要做好调研,未雨绸缪。