俄罗斯电力行业及输配电监管机制浅析

俄罗斯电力行业概况

2001年，俄罗斯开展了新一轮的电力改革，目标是打破俄罗斯统一电力公司的垄断地位，发展竞争机制，开放电力市场，吸引国内外私人企业投资，电价由国家制定转为自由竞争。2003年，俄罗斯通过了《电力法》，电力改革正式启动。《电力法》规定2008年7月1日为电力改革的结束期限，同时规定3年的过渡期，即从2011年起，电力行业将全面实现市场化。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理” ID:zgdlqygl 作者：杨 帆等）

2008年，俄罗斯完成了对国家电力垄断企业俄罗斯统一电力公司的资产剥离，将俄罗斯电力市场划分成了两大领域：即竞争领域和垄断领域。其中，竞争领域包括发电和售电，以资产私有化和实行市场调控为主；垄断领域包括调度和电网，以国有控股和实行国家调控为主。发电领域除核电继续由国家经营管理外，俄罗斯政府将发电资产重组为7家跨地区发电公司和14家地区性发电公司；输电领域以骨干电网为基础，组建了联邦电网公司并下设7个区域输电子公司；配售电领域以地区配电网为基础组建了12个区域性配电公司和多种形式的供电（售电）公司；同时，将调度交易机构独立，成立了电力系统操作公司。由此俄罗斯形成了7个统一能源系统（UES），分别位于俄罗斯西北部、中部、南部、乌拉尔、伏尔加河沿岸、西伯利亚和远东地区。

2012年11月，时任俄罗斯总统普京签署法令建立俄罗斯电网股份有限公司，重新将输电和大型配电资产整合纳入国家控制之下。2013年3月，俄罗斯电网公司正式成立，资产主要包括联邦电网公司（输电网）和俄罗斯区域配电控股公司（配电网）。

监管机构及职能

俄罗斯的主要电力监管机构和职能如下：

能源部主管俄罗斯电力行业的改革及发展，负责制订相应的电力法规及审批项目。

经济发展部负责从宏观经济层面对基础设施整体价格上涨限额进行评估。

联邦物价局成立于2004年，是由联邦法案授权行使对商品和服务的价格实施调控的行政机构，负责对输配电企业收入上限、制定费率上限等进行计算。

联邦反垄断机构成立于1990年，负责监督适用于电力市场的反垄断法规的执行情况（包括输电市场非歧视准入、禁止价格垄断等），促进经济领域的竞争，对外国投资进行审查，保护消费者的权益。

区域能源委员会是地区性的监管机构，作为地方政府的代理，独立于能源部，有权代表政府建立当地的配售电费用体系并行使监管权力,负责制定地区配电价格。

俄联邦生态、技术和原子能监督局负责有关健康、安全和环境保护等法律法规的执行和监督落实。

输配电监管机制

2008年俄罗斯完成电力改革后，为了抑制电价上涨、优化电网投资、提高运行效率和促进电力现代化建设，俄罗斯监管机构开始施行输配电监管和定价机制改革，主要包括引入基于监管资产（RAB）的收入上限模式和基于成本加成基础的CPI-X监管模式。

收入上限监管模式

收入上限监管模式，周期5年。监管收入主要由运维成本、监管折旧、资本回报和调整项四个项目组成。公式如下：

监管收入=运维成本+监管折旧+资本回报+调整项

运维成本包含可控运维成本和不可控运维成本两部分。

其中可控运维成本（OP）包括材料、运维、人力和其他可控的支出，基于历史数据，每年按照CPI和监管资产规模变化比例(弹性系数n)进行调整，并需满足每年1%～2.5%的效率提升(X)要求。计算公式如下：

其中：

t:年份

X:效率提升因子

CPI:消费者物价指数

n:弹性系统

不可控运维成本包括土地租赁、税务、法律或由监管机构要求造成的成本，直接计入收入并传递给用户。

监管折旧(Repayment)通过对监管资产账面折旧实现。计算参数包括监管期开始时监管资产总额（RRAB）对应的折旧以及监管期内历年累计新增资本投资(RCapex)在当年对应的折旧。资产寿命统一规定为35年。计算公式如下：

资本回报（Return）根据 “WACC×RAB”模式计算收益，主要涉及参数包括收益率和监管资产规模：

其中，RABi0为本监管期期初监管资产总额，即当前监管期开始时受监管输配电企业用于输配电业务的资产总额，包括有形资产、无形资产,采用重置成本法计算。

Repayment为从当前监管期开始的历年资产折旧总额和本年新投Capex对应的资产折旧总和。

Capex为本监管期从期初到上年末所有资本性支出的总和。

WC为营运资本，按照输配电公司净资产与通胀率的乘积计算，其总额限制在监管收入的4%～8%范围内。

RoR为输配电企业资本投入的收益率，采用加权平均资本成本（WACC）的方法计算。WACC采用税后值，债股比3:7。其中权益成本采用4～6年期的国债收益率作为无风险利率。

与常见监管体系不同，由于俄罗斯联邦疆域广阔，各地区经济和基础设施发展程度极不均衡，输配电监管机制专门引入了地区差异系数（C）。根据地区实际情况，差异系数可以是正值、负值或零，同一个地区的配电公司差异系数相同。

调整项是为了防止电价波动过于剧烈，监管期收入通过平滑机制将各年的收入按照资本成本进行折现平均分配到各年。此外，由于实际电量不同于预测电量，造成输配电公司实际收入与监管收入的差异，将于第二年确认后在第三年计算监管收入时进行补偿。

CPI-X监管模式

CPI-X监管模式即成本加成法收入方式，这种模式主要适用于不需要大量扩张性资本投入的小规模配电公司。配电公司每年上报企业的总成本和总折旧，经监管机构批准后利用“CPI-X”作为收益率计算利润。最后将成本、折旧和利润相加得到配电公司的总收入。CPI-X模式中，X由监管机构规定，无相关制定依据，但CPI-X不能高于收入上限收入模式的回报率。目前，有1/3的区域配电公司采取这种模式计算监管收入。

输配电监管机制的变化情况

按照2008年对输配电监管机制改革的要求，俄罗斯联邦各州应在2010年12月前完成对所有输配电企业监管机制的改革。联邦物价局原计划将各地的电价每年上涨幅度限制在15%以内，但经过试点后发现，有超过半数的地区电价增长远超限额，2010年输电网电价上涨更是超过50%。

2011年2月普京总统要求政府和监管机构抑制电价过快上涨。随后，联邦物价局直接对终端电价增长设置15%的上限，并颁布了一系列减缓电价上涨的措施，包括：在重置价值的基础上降低资产计入RAB的价值，降低收益率。新旧资产采用差异化收益率，引入平滑机制等。

2014年卢布暴跌，俄罗斯国内通胀水平显著上升。为稳定电价，俄罗斯政府再次调整电价增长上限，下调到6%。2015～2019年度，俄罗斯输电电价和配电电价年度上涨幅度如表所示，配电电价明显高于政府制定电价6%的增长幅度。

结 语

俄罗斯电力改革初步完成，预期目标尚未达到。2008年俄罗斯初步完成了电力工业重组，分拆发、输、配、售、调度和交易等环节，各自独立运营，推动电力资产私有化，促进行业投资，提升运行效率。从改革效果来看，俄罗斯电力改革预期的稳定电价水平、增加电力基础设施投资、促进发电环节竞争、提高电网运营效率等目标尚未达到。

俄罗斯电力行业向国际投资者开放，但是国际化程度较低。俄罗斯对外国投资者投资电力行业并无明确的限制，但2008年5月发布的《俄罗斯战略投资法》中明确规定，外国投资者在俄罗斯投资具有战略意义的公司时需经过联邦政府批准。鉴于输配电资产的自然垄断特征，因此，大部分电力行业相关公司均被认为是具有战略重要性的公司。

电力监管参数不透明，政府行政命令对输配电业务收入影响大。收入上限监管模式回报率计算中采用的加权平均资本成本、债务成本、权益成本和杠杆率无相应计算模型，均为监管机构制定。CPI-X监管模式中，CPI为俄罗斯国家消费者价格指数，X是调整因子，不事先公布相应取值标准，完全由监管机构直接制定。由于俄罗斯输配电业务市场化程度较低，政府对行业的行政干预过多，导致输配电公司收入可预测性较低，难以合理规划投资。

现有监管模式缺乏有效激励，输配电公司缺乏电网设施更新的动力。由于政府限制电价上涨，输配电公司新增电网设施投资难以获得相应的收益，输配电公司倾向于维持老旧设备运行，而不是投资更换设备，降低了电网运行的稳定性。同时，CPI-X监管模式下，监管机构缺乏节约成本的激励手段，输配电公司既不能保留Opex结余，也不会因为Opex超支受罚，影响了输配电公司运维效率的提升。

政府出台电价限制政策，输配电行业收入回收期被拉长。近年来俄罗斯政府连续多次下调电价增长上限，政府审批的电价增长明显低于输配电公司年度电价上涨的需求，行政手段对市场经济干预过多，导致输配电企业欠收需要更长的递延时间才能得到回收，甚至可能无法收回，投资者利益无法得到有效的保障。

本文刊载于《中国电力企业管理》2021年04期，作者杨帆、曹阳、赵春璋供职于国网国际发展有限公司