对当前和未来输配电价定价办法的认识与思考

2017年新年伊始，国家发展改革委公开发布《省级电网输配电价定价办法（试行）》（以下简称《办法》），此时距征求意见截止日期不足40天，速度之快出乎意料。对比征求意见稿，全文修改不足10处，变动之少出乎意料。除一处文字删减、两处顺序调整、三处新增限定约束外，修改主要是“以尽可能低的价格为用户提供优质的输配电服务”、“其他费用按不高于监管周期新增固定资产原值的2.5%核定”、“营运资本按不高于监管周期前一年电力主营业务收入的10%核定”，管制之严出乎意料。

对当前输配电价定价办法的认识

总的来说，《办法》听取了多方意见建议，总结了各地试点经验，借鉴了国际成熟做法，以制度、体制、机制建设为核心，有助于实现“建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系”的改革目标，是“管住中间”制度框架的重要组成，更是公益性和调节性以外的发用电计划放开、电力市场化交易、售电侧放开等“放开两头”改革的必要基础和先决条件，有助于推动我国电力市场化改革总体进程加快。

总结国内外实践经验与学术研究，输配电价的制定一般分为两步：第一步是收入的确定，是为“总”，解决“电网公司总共可收多少钱”的问题。通过确定电网企业从输配电价可获得的收入总额，既体现政府的成本收益管制举措，又以激励约束机制敦促电网降低成本、提高效率。第二步是价格的确定，是为“分”，解决“每个用户该交多少钱”的问题。通过确定电网用户以输配电价的形式应当支付的费用，既反映为不同用户提供输配电服务的真实成本，又以有效的价格信号促使用户合理使用输配电网络。

第一步：准许收入管制

在准许收入管制方面，《办法》事实上以成本加成为主，辅以上限管控、标杆对比等激励约束举措。

所谓成本加成，即以严格的成本监审为基础，电网企业的准许收入等于准许成本加合理收益。其中，准许成本由折旧费和运行维护费构成，区分基期准许成本和监管周期新增（减少）准许成本。折旧费由固定资产投资额、计入固定资产比率、定价折旧率等因素决定；运行维护费包括材料费、修理费、职工薪酬、其他费用等，主要按固定资产原值的一定比例核定。准许收益由可计提收益的有效资产、准许收益率两个因素决定。可计提收益的有效资产包括严格界定后的固定资产、无形资产、营运资本等。准许收益率由资产负债率、权益资本收益率、债务资本收益率等因素决定，其中权益资本收益率参考国家10年期国债平均收益率加不超过4个百分点核定，债务资本收益率参考人民币贷款基准利率核定。

所谓激励约束，即以上限管控、标杆对比等措施调动电网企业加强管理、降低成本的积极性，提高投资效率和管理水平。《办法》通过上限管制举措对电网企业进行严格约束，主要体现在：一是在可计提收益的有效资产中，营运资本按不高于监管周期前一年电力主营业务收入的10%核定；二是电网投资与电量增长、负荷增长、供电可靠性不匹配的成本费用不纳入准许收入，鼓励工程造价节约，追求精益投资。《办法》通过标杆对比举措对电网企业进行积极激励，主要体现在：一是以人民币贷款基准利率为标杆核定债务资本收益率，电网企业低成本借贷所节约的成本50%奖励给电网企业；二是以政府核定线损率为标杆，实际运行中的高出风险由电网企业承担，低于的收益由电网和用户各分享50%；三是准许收入与供电可靠率和服务质量挂钩，达不到标准相应降低下一监管周期准许收入，超过标准时适当提高下一监管周期准许收入。《办法》中部分举措将上限约束与标杆对比结合，主要体现在：一是监管周期新增准许成本中材料费、修理费、其他费用等运行维护费用，分别按不高于监管周期新增固定资产原值的1%、1.5%、2.5%核定，同时参考历史成本与同类型电网企业的先进成本标准；二是非政策性有效资产的权益资本收益率，按国家10年期国债平均收益率加不超过4个百分点核定，既规定了明确的上下限，又可考虑地区差异。

第二步：输配电价制定

在输配电价制定方面，《办法》主要采用了分电压等级成本传导、区分用户类别的电量邮票法。

电量邮票法以电量的多少作为承担准许收入比例的衡量标准，简单地说就是输配电价等于准许收入除以输配电量。分电压等级成本传导，是指下一电压等级的准许总收入由本电压等级准许收入和上一电压等级传导的准许收入构成。分用户类别，是指原则上分为大工业用电、一般工商业及其他用电、居民用电和农业用电三类，与现行销售电价分类保持一致。

除由邮票法决定的电量电价（计价单位为元/千瓦时）外，大工业用户还面临着基本电价，即最大需量电价（计价单位为元/千瓦˙月）或最大容量电价（计价单位为元/千伏安˙月），由用户根据实际选择对其最有利的计费方式。这一设计与现行的销售电价体系基本一致。目前已经核定的部分省级电网输配电价在电价水平上与改革前购销差价基本相当、略有下降，既保证了输配电价改革的平衡有序，又向广大用户传递了改革红利。

对未来输配电价定价办法的思考

在看到《办法》所体现出的输配电价改革的阶段性成果外，还应看到《办法》的局限性，查找和探讨未来《办法》或需改进的方面。

首先要注意，《办法》只用于核定省级电网企业为使用其经营范围内共用网络的用户提供输配电服务的价格。在省级共用网络之外，区域电网、跨省跨区电网的输电电价由国家另行核定，地方电网输配电价、增量配电网的配电电价定价办法将另行制定。

针对省级电网输配电价，当前《办法》的局限性主要体现在原则性与实操性之间的矛盾、科学性与简易性之间的权衡、公平性与公益性之间的妥协三个方面。

原则性与实操性之间的矛盾

原则性与实操性之间的矛盾，是指《办法》中部分举措实为原则性表述，如何实际操作、如何确保落实仍存不详之处。

例如，《办法》在监管周期新增准许成本的折旧费计算中提出，新增输配电固定资产投资额“根据固定资产投资增长应与规划电量增长、负荷增长、供电可靠性相匹配的原则统筹核定”，新增投资计入固定资产比率“原则上考虑今后经济发展需求、输配电线路设备投资进度及实际利用效率等因素统筹核定”。首先要明确，电量增长、负荷增长等因素是电力规划的基础前提，是电力投资的先决条件。而电网的规划与投资是多种因素共同影响、多方力量相互博弈的结果，“统筹核定”过于笼统，标准模糊、透明度低。部分电力市场化改革先行国家将电网投资的决策过程量化为简明清晰的成本—效益分析，较易理解和接受，透明度高、说服力强，或可借鉴。其次，电网投资具有不可切割性，即通常情况下不能直接建设一条最优传输容量的线路，要根据技术规格建设一条高于最优传输容量的线路，从而造成线路投运初期利用效率较低。借鉴国外经验，可考虑适当超前原则，制定线路设备在全寿命周期内不同使用年限下的利用率标准，超过标准则全部计入固定资产，达不到标准则进行相应扣减。

又如，关于如何确定省级电网共用网络的输配电量，《办法》指出要“参考历史电量增长情况以及有权限的省级政府主管部门根据电力投资增长和电力供需情况预测的电量增长情况等因素核定。”《办法》还指出，“监管周期内电网企业新增投资、电量变化较大的，应在监管周期内对各年准许收入和输配电价进行平滑处理。情况特殊的，可在下一个监管周期平滑处理。”此处需理顺的是，在准许收入已经核定的情况下，输配电价事实上由预测的输配电量决定；在输配电价已经核定的情况下，电网企业的输配收入事实上由实际的输配电量决定。而预测往往与实际存在偏差，在实际输配电量低于预测值的情况下，输配收入会低于准许收入，不利于电力工业的可持续发展。鉴于此，及时调整准许收入与输配电价、保障平衡账户高效运行至关重要，量化定义“监管周期内电量变化较大”、细化明确如何“平滑处理”，都要求尽快发布输配收入年度评估与平衡账户调整的具体实施办法与规则。

此外，《办法》在计算分电压等级输配电价中指出，“将准许收入按资产价值、峰荷责任、输配电量、用电户数等因素分配至各电压等级”。《办法》还指出，未执行两部制电价的用户“可根据自身用电情况自主选择执行两部制输配电价或单一电量制输配电价”，“有条件的地区，可以探索结合负荷率等因素制定输配电价套餐，由电力用户选择执行”。需注意的是，考虑峰荷责任是准许收入在“电力”维度上的分配，考虑输配电量是准许收入在“电量”维度上的分配，在计算输配电价时必须回答准许收入如何在“电力”与“电量”之间分配的问题。从欧盟平均情况看，63%的输电收入从“电量”维度获得，37%的输电收入从“电力”维度获得，不同国家的实践经验值得学习借鉴。要特别强调的是，笼统地将电力、电量、用户数、负荷率等影响因素进行罗列并不能提高《办法》的透明度，如何依据影响因素计算输配电价的具体办法需尽早详细公布。

总而言之，《办法》中仍存在较多的“统筹核定”，没能更好地落实其应遵循的“最大限度减少自由裁量权”原则。原则性方向必须明确，但实操性举措仍需细化。对比国外实际，输配电价的详细计算办法仍需继续完善、尽早公开，输配电价的独立、可重复计算或为检验能否“通过科学、规范、透明的制度形成合理的输配电价”的重要标准。

科学性与简易性之间的权衡

输配电价的科学性是指输配电价在确保电网企业回收合理成本、获得监管收益之外，还应以科学准确、反映成本的价格信号，引导用户经济高效地使用输配电网。输配电价的简易性是指输配电价应简洁明了，既要便于用户的理解和接纳，又要便于价格的制定与监管。但需注意的是，科学性不可避免地提高定价方法的复杂性，因此输配电价定价办法必须在科学性与简易性之间作出权衡。可惜的是，当前《办法》从确保价格平稳、便于政府监管的角度出发，过多地向简易性倾斜，科学性显得不足。

首先，用户类别够不够？在用户分类上，《办法》“以现行销售电价分类为基础，原则上分为大工业用电、一般商业及其他用电、居民用电和农业用电类别。”值得肯定，《办法》延续了近年来销售电价要简化类别的思路，但销售电价如何分类并非输配业务应当思考的问题，售电放开背景下销售电价必将更加复杂，输配电价要从输配业务的实际来思考用户分类。从输配业务角度看，为同一类别下不同用户提供输配服务的成本显然是不一样的，例如大工业里的钢铁厂与汽水厂，一般商业及其他用电里的商场与医院，居民用电和农业用电里的大型社区中的城市居民与分布散落的农村居民。对比国外实际，输电电价的分类一般较为简单，但配电电价的分类有走向复杂的趋势，在我国输配电价中统一简化用户类别的做法有待商榷。

其次，发电要不要交钱？《办法》指出，“通过输配电价回收的准许收入，是指通过核定省级电网输配电价向所有使用共用网络的电力用户回收的准许成本。”需要指出的是，电能由发电厂生产，通过电网传输分配，才最终到达终端用户，共用网络的使用者除电力用户外，还应有发电企业。借鉴国外经验，英国、法国、葡萄牙、西班牙、奥地利、比利时、丹麦、瑞典、挪威、芬兰、爱尔兰、北爱尔兰等国家均向发电厂征收输电电价。虽然这些费用最终还是传导给了终端用户，但通过此举可影响发电企业的投资行为，促使其考虑电网结构与用户分布选择合理的位置布局，推动现有电网使用效率的提高，促进电源投资与电网投资的协调统一。

再次，成本考虑了什么？《办法》在成本监审中的准许成本包括折旧费与运行维护费，其中折旧费主要是回收投资成本；运行维护费主要是回收运行成本，包括材料费、修理费等。需要注意的是，电力系统运行除了线路设备的运行之外，电力系统的运行、电力市场的运行，输配电网运营者在维持电力电量平衡、消除系统传输阻塞、使用辅助服务提供黑启动、无功电压控制等方面的运行成本也应考虑。当然，在电力市场体系不完善的当下，将所有输配服务打包在单一的输配电价中只是短期状态。在英国、澳大利亚、瑞士、比利时等电力市场化改革先行国家，输配电服务的基础设施费用、系统服务费用分开征收，值得借鉴。当系统运行、市场运行等方面的输配成本也能够经济高效地在发电企业、电力用户中分配时，其使用输配电网的行为将被引导向更科学合理的方向，输配电网的使用效率将进一步提高。

总体上讲，我国当前的输配电价改革较多地关注了如何加强对电网企业的成本收益管制，而对如何设计科学准确、反映成本、引导行为的输配电价还缺乏广泛的关注和深入的探讨。综合国外实际，输配电价的设计还需考虑区分并网位置（引导电源—电网—用户均衡布局）、区分使用时间（分季节、分工作日周末、分峰谷提高实时使用效率）、区分设备利用率（引导用户在容量富裕地区并网）、区分用户负荷率（体现用户负荷特性）、区分电厂发电技术（体现常规电厂、新能源电厂对电网投资的不同需求）等，电力市场化改革先行国家的实践经验仍需深入学习。《办法》在其遵循原则中明确提出，“通过科学、合理、有效的价格信号，引导电网企业的经营行为和用户的用电行为”，这方面还有很长的路要走，既需要政府、企业与学界积极交流、力求共识，也需要政府治理能力与监管能力不断提高。

公平性与公益性之间的妥协

输配电价公平性的核心是反映成本，即电网用户对输配电网的投资与运行产生多少影响，就支付多少输配电费。从销售电价的公益性延续而来，输配电价公益性的核心是可负担，即电价水平要充分考虑工商业用户、居民用户的负担能力。当前电价体系中，公平性与公益性似乎站在了对立面，为其提供电力服务成本较低的用户面临着较高的电力价格，而为其提供电力服务成本较高的用户却面临着较低的电力价格。正在进行的输配电价改革，是否也是牺牲公平性向公益性妥协？不。《办法》清楚地展示了输配电价改革为公平性所作的不懈努力，但对公益性的不妥协还需更加彻底。

《办法》在遵循原则中提出“使不同电压等级和不同类别用户的输配电价合理反映输配电成本，以尽可能低的价格为用户提供优质的输配电服务”。显而易见，当前输配电价改革在实现公平性的同时，以最大可能实现输配电价的可负担。可喜的是，目前已经公布的省级电网输配电价中，高电压等级用户所面临的价格已大幅低于低电压等级用户所面临的价格，这是电力价格在公平性上的巨大进步。

在计算分用户类别输配电价中，《办法》指出“以分电压等级输配电价为基础，综合考虑政策性交叉补贴、用户负荷特性、与现行销售电价水平基本衔接等因素统筹核定。”值得肯定，区分用户负荷特性进行分类别输配电价设计是反映成本、体现公平性的重要举措，但如何将用户负荷特性科学地内置于输配电价的计算过程而非“统筹核定”仍需深入探索，毕竟大部分电力市场化改革先行国家仍未解决此问题。需特别注意的是，考虑政策性交叉补贴、与现行销售电价水平基本衔接容易造成资源配置扭曲、社会净福利损失，可轻而易举对冲掉输配电价改革在反映成本方面所作的努力，必须慎重。

对于政策性交叉补贴，要看到经过数十年经济社会的高速发展，我国工商业用户与居民用户的电价可负担能力已发生颠覆性变化。一方面，工商业用户的电价可负担能力明显降低，所面临电力价格的高低已成为部分用户是否盈利、能否生存的决定因素。要实现保增长促发展目标，工商业电价中交叉补贴等不合理因素理应去除。另一方面，居民用户的电价可负担能力大幅提高，与连续多年较快增长的可支配收入相对应的是增长极为缓慢的居民电力价格。另外，生活困难群众的保障职责应由政府承担，以增强电力价格/输配电价的经济属性，削减电网企业所担负的政府职能。值得庆幸，《办法》提出“在输配电价改革初期，暂按合理输配电价与实际输配电价之差计算政策性交叉补贴总额。具备条件的地区，可进一步测算更加准确合理的分电压等级、分用户类别政策性交叉补贴。”交叉补贴已经要求准确合理计算，后续通过改革减少补贴、逐步解决或可实现，政府以明补方式进行补贴分配或可期待。

总体上讲，交叉补贴实质上是政策选择问题，在当下市场起资源配置决定性作用的改革浪潮中，理应让政府的归政府、市场的归市场，逐步取消电力价格/输配电价的公益性，由科学合理的市场机制去引导效率提升，促进公平公正。

结语

新一轮电力市场化改革中，输配电价改革大步向前，举措催人奋进，成绩鼓舞人心。面对当前暂时的疑惑和未来可能的困难，要不忘改革初心，朝着实操性、科学性、公平性继续前进，引发更广泛的探讨、付出更多努力、谋求更大共识，不断改进输配电价定价方法、不断完善输配电价制度体系，为电力市场化改革奠定坚实基础。（本文仅代表个人观点）

（本文刊载于《中国电力企业管理》2017年3期，作者就职于国网能源研究院）

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