许多趸售供电企业（以下简称“趸售企业”）反映，由于国家没有大工业趸售电价，对所辖供电营业区内的大工业用户执行两部制电价就会产生政策性亏损，部分趸售企业甚至因此拒绝对符合条件的大工业用户执行两部制电价，导致一些用户向有关部门和新闻媒体投诉，影响了依法管理、诚信经营的企业形象。现行电价政策中没有趸售大工业电价是有历史原因的。1976年国家颁布的《电热价格》规定：“趸售范围内的大用户和重要用户，应作为电业部门的直供用户，不实行趸售。”一般认为大工业用户应划归上级电业部门管理，因此国家未出台趸售大工业电价，且一直延续至今。在国家物价部门以往批复的各省电价表中，的确没有趸售大工业电价。那么，趸售企业对大工业用电执行两部制电价是否一定会亏损？购、售电价政策及电价水平购电价情况趸售企业的大工业购电价执行“趸售工业、非工业用电价格”。河北南网的趸售工业、非工业用电电价10千伏为0.4898元/千瓦时，35千伏为0.4798元/千瓦时，加上库区基金等加价，电价分别为0.4985元/千瓦时和0.4885元/千瓦时。根据河北省物价局冀价工字[1999]138号文，电能损耗电量不征收三峡工程建设基金（0.7分）、中央直属库区建设基金（0.07分）、农网改造还贷基金（即电建基金2分钱）等加价，市级供电企业在结算电费时按规定比例扣除：山区趸售县县城用电量按应征电量的12、平原县按10扣除；山区趸售县农村用电量按应征电量的30、平原县按25扣除。也就是说，每千瓦时电在0.4985元和0.4885元的基础上，平均扣减0.53分左右。售电价情况趸售企业对大工业用户执行的国家目录电价，10千伏为0.4778元/千瓦时、35千伏为0.4628元/千瓦时（其中包括三峡基金0.7分、地方附加1分、网改还贷2分），并按规定加收库区基金0.07分，电度单价为：10千伏大工业电价为0.4785元/千瓦时，35千伏电价0.4635元/千瓦时。基本电价按容量为18元/千伏安•月，按需量为27元/千瓦•月。大工业用电盈利分析趸售企业大工业用电10千伏购电价0.4985元、售电价0.4785元，35千伏购电价0.4885元、售电价0.4635元，每度电价差分别为-2分、-2.5分，趸售企业还要承担两级或一级线损，就算是损耗电量扣减价外加价，平均每度电才扣减0.5分多一点，岂不是明摆着亏损么？但是，大工业用电是执行两部制电价的，除了电度电价以外还有基本电价，按变压器容量或最大需量收取基本电费。加上基本电费后的盈利情况怎样呢？2006年3月，河北南网某地级市所属11个县（市、区）的趸售工业、非工业10千伏平均购电价为493.15元/兆瓦时,35千伏为482.56元/兆瓦时（含各种加价）。对该市所属部分趸售企业典型大工业用户2006年3月用电情况进行抽样调查，统计结果显示：大工业用电量1874.75万千瓦时，基本电费收入134.58万元，基本电费含量为71.79元/兆瓦时。也就是说，基本电费均摊到每一度电的单价为7.179分，那么10千伏大工业售电单价就达到0.550元、35千伏达到0.535元。当期大工业用电的购、售电价差约5.5分。可见，大工业用电对于趸售企业来说有一定的盈利空间。线损率对大工业用电盈利能力的影响线损率对购电量的影响线损率与购、售电量的关系如下：L=（Ag-As）/¬¬Ag×100所以，Ag=As/（1-L）Ag—购电量As—售电量L—线损率假定售电量不变，线损率变化对购电量的影响：趸售企业当前购电量Ag0=As/(1-L)趸售企业线损率降低a后的购电量Ag1=As/(1-L-a)那么，购电量降低的幅度：g=(Ag1-Ag0)/Ag0=(As/(1-L-a)-As/(1-L))/(As/(1-L))g=1/(1-a-L)一般而言，由于L应为正数，(1-a-L)总小于100，因此g总大于1。也就是说，线损率每降低1，购电量的降低大于1。例如，线损率由10降到9，则购电量下降1.12；线损率由30降到29，则购电量下降1.45；线损率由50降到49，则购电量下降2.04。线损率越高，降损对购电量的影响就越大。如果售电量一定（用户用电量不变），线损率升高将会使购电量增加，购电费增加；线损率降低将会使购电量减少，购电费减少。此外，由于国家规定按照一定比例扣减损耗电量的加价，线损率的高低必然会影响到趸售企业的收益。如果趸售企业的线损率低于规定的扣减比例，购电时的扣减损耗电量大于实际损耗电量，那么购电费降低，趸售企业就会受益，可以视为对降低线损的鼓励；反之，扣减损耗电量小于实际损耗电量，购电成本增加，促使趸售企业采取措施节能降耗。按照省物价局的扣减比例，趸售企业线损率要低于县城10（山区县12）、农村25（山区县30）。线损率的盈亏平衡点假定售电量、售电均价、购电均价不变，售电收入就确定了，线损率升高导致购电量增加，购电成本大于售电收入，趸售企业就会亏损；反之，趸售企业就会盈利。基于上述分析，必然存在这样一个线损率，使购电成本与售电收入相等，这就是所谓的“盈亏平衡点”，其数学模型如下：售电量×售电均价=售电量/（1-线损率）×购电均价例如：某县2006年3月大工业用电量245.38万千瓦时，电费收入136.87万元，售电均价557.77元/兆瓦时。（平原县，损耗电量按县城折扣率10计算）该县大工业用电全部按10千伏购电时（购电价495.73元/兆瓦时），其线损率盈亏平衡点为11.12；全部按35千伏购电时（购电价485.73元/兆瓦时），其线损率盈亏平衡点为12.92。也就是说，当以10千伏购电时，只要10千伏线损率低于11.12，就会盈利；当以35千伏购电时，只要35千伏、10千伏两级综合线损率低于12.92，就会盈利。该县当月实际完成10千伏线损率7.97，高压综合线损率（35千伏和10千伏）9.71；全县大工业用电中，以10千伏购电的为123.23万千瓦时，以35千伏购电的为122.15万千瓦时。计算得10千伏购电部分实现购售盈余23588.04元，35千伏购电部分实现购售盈余24230.68元，合计实现盈余47818.72元。因此，降低线损率将使购电成本减少，在售电收入一定的情况下，企业效益就会增加。河北南网自1998年以来，经过一、二、三期大规模农网改造和城网改造，趸售企业投入了大量的人力、物力，电网结构明显改善，完成上述线损率是可行的。从衡水市所属11个趸售企业来看，2005年平均综合线损率8.77，35千伏线损率2.11，10千伏线损率4.74，达到线损率“盈亏平衡点”、实现大工业用电的盈利应该不是问题，并非是“赔本赚吆喝”，“只见电量增长、不见效益增长”。趸售企业对大工业用电的营销策略坚决执行两部制电价夯实电量增长基础趸售企业的大工业、普通工业购电价是相同的，而普通工业的售电价明显高于大工业用电，其购、售电价差约0.152元/兆瓦时。因此，部分趸售企业以国家没有趸售大工业电价为由，对符合条件的大工业用户不执行两部制电价，而是执行非普工业电价赚取较高的购、售电价差。上述做法是不合适的，应当予以纠正，趸售企业必须执行国家两部制电价政策。一是规范电价管理制度、树立依法经营的企业形象，建立合法、合理、透明的收费标准，让用户满意、让政府放心；二是坚持“薄利多销”的原则，实现售电量的持续、稳定增长，才是实现长远经济效益的根本保障。没有售电量持续增长为基础，购、售电价差再大也难以保证企业的利润增长。某县严格按规定执行大工业电价，工业用户新装、增容的户数和容量不断增加，确保了售电量稳步增长。2005年大工业用电同比增长110，该趸售企业的售电量、经济效益均连年排名全市前茅。大工业用电虽然购、售电价差小，每千瓦时电的收益较低，但是这类用户的用电量大、用电情况比较稳定，相对于同等用电量的居民等其他小用户，营业抄核收及日常维护工作量很小，趸售企业管理成本大幅下降。因此，大工业用户是趸售企业的优质客户，对提高整体经济效益的作用非常明显。合理选择基本电价计费方式基本电价的计算方式有两种：按变压器容量计算，18元/千伏安•月；按用户实际最大需量计算，27元/千瓦•月。最大需量（Maximumdemand）就是在指定的时间区间内，需量周期（15分钟）中测得的平均功率最大值。由于两种方法的计费价格不一样，对不同用电情况的用户采用适当的计算方法，能够合理提高售电单价，同时可以促进用户合理选择受电变压器容量。一般认为，当用户受电变压器利用率达到67以上时，应当按照最大需量收取基本电费；低于67时，则应按变压器容量收取基本电费。（注意：供电企业应按照有关规定与用户协商，不能单方面随意变动，而且计算方式一经确定就要保持相对稳定，变更间隔一般不宜少于6个月。）某县电力局对部分大工业用户（配变109台/总容量49770千伏安）按照最大需量计收基本电费，仅2006年3月就实现增收12.81万元，大工业平均电价提高9.60元/兆瓦时，提高平均电价效果明显。预计全年可增收约150万元。执行功率因数调整电费根据水电部、国家物价局《功率因数调整电费办法》（水电财字[1983]215号）的规定，对100千伏安（千瓦）及以上的工业、非工业、农业和趸售用户实行按功率因数调整电费，根据计算出的用户每月平均功率因数，当高于或低于规定标准时，按照规定的百分数增减电费。实践证明，实行功率因数调整电费有以下几种作用：趸售企业合理增收、提高售电均价。如果用户未采取无功补偿措施使功率因数未达到规定标准时，会被增收一定比例电费，俗称“力率增收”。用户合理降低电费支出。如果用户的功率因数达到规定标准，会减收一定比例的电费，即“力率减收”。降低线路损耗，增加供电能力，使供配电设施经济运行。通过采取经济手段促使用户提高用电功率因数，可以减少线路上传输的电流，降低线路损耗功率和损耗电量；另一方面，降低了电网输送的无功功率，可以提高有功供电能力，减少电网建设和无功补偿投资。2005年，某趸售企业投资10多万元对262户安装了无功表，对所属100千伏安及以上工业用户实行功率因数调整电费，收到了良好效果。近一年来累计增收140余万元。有步骤地试行峰谷分时电价实行峰谷电价政策，趸售企业既可以实现合理增收、提高售电均价，又用经济手段削峰填谷提高了负荷率、实现电网经济运行。目前，绝大部分趸售企业没有执行峰谷电价，原因有：购电价没有实行峰谷浮动，购电成本固定，企业没有压力、也没有动力推行；担心对用户实行峰谷电价后会出现大幅减收，影响趸售企业效益；大范围推行峰谷电价，用电计量装置改造增加投资；县级供电区域内的用户接受峰谷电价有一个过程，不可避免会有阻力。其中购电价尚未实行峰谷浮动是关键因素，是政策问题。趸售企业应有步骤、有选择、有计划地试行峰谷电价，积极为今后全面推行积累经验。比如，结合尖峰电价政策，趸售企业可以对三班制生产、用电负荷均衡的大用户实行峰谷电价，这样经营风险较小、预期收益明确。