【摘 要】
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我国电力体制改革起步较晚,目前跨区跨省输电交易尚未形成统一的定价机制,缺乏定价的制度基础和理论依据。此外,我国跨省区电网承担着较强的战略意义和社会价值,具有实际利用
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我国电力体制改革起步较晚,目前跨区跨省输电交易尚未形成统一的定价机制,缺乏定价的制度基础和理论依据。此外,我国跨省区电网承担着较强的战略意义和社会价值,具有实际利用小时数偏低、交易电量的波动性较大等特点,使得现行的单一制电量价格在足额回收输电成本、为输电企业提供稳定现金流等方面的应用效果较差。因此,本文首先分析了跨省区输电线路在成本回收和收益预测等方面可能面临的风险,从输电成本在电网使用各方的分摊方法、不同管制理论下准许收入的核算方法、输电服务费用的收取方式等方面,梳理了国内外现行的输电定价基本理论和方法,并进行了优缺点对比和分析,进而运用财务管理和成本会计的相关理论,讨论和建立了一套完整的跨省区输电价格机制模型,包括:1)建立输电网络节点并进行分类;2)选取不同的邮票法分摊参数对输电成本进行分摊;3)结合准许收入的成本回收理论,提出了基于现金流量折现的准许收入核算方法,对我国跨省区输电网络的准许收入进行核定;4)依据沉没成本效应,构建了以现金流量折现法为基础的,基于沉没成本和新增成本的两部制价格模型,明确了两部制价格体系中容量费用的收取办法。最后,以我国某项跨省输电网络工程为例,测算了每个单项输电合同的准许收入、容量费用收入以及容量价格和电量价格,用以验证价格机制模型的有效性。结果表明:依据本文两部制价格模型计算出的容量费用,约占总准许收入的35%左右,符合我国现阶段电力体制改革中对容量费用收取比例的规定,在易于被用户接受的同时,能够最大限度地发挥价格的调节作用;并且,本文价格机制模型测算出的年度收入更加趋近于准许收入,收入的波动幅度有了明显减小,有效抑制了输电企业在电量高峰期的超额收益,同时缓解了其在电量低谷期的现金流量压力,增强企业市场适应能力。
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