我国输配电价改革的成效、问题及措施建议

按照“管住中间、放开两头”的体制架构，我国输配电价改革先行先试、高效推进，形成了以准许成本加合理收益为基础、引入现代激励性监管理念的制度框架，基本完成了首个监管周期各层级电网输配电价核定，率先实现了此轮电改的“中间”突破，为“两头”放开打下了坚实基础。

输配电价改革取得的成效

高效完善输配电价改革顶层设计。围绕建立“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，有序推进并高效完成输配电价改革顶层设计。根据《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》和《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》，先后制定出台《输配电定价成本监审办法(试行)》(2015年6 月)、《关于推进输配电价改革的实施意见》(2015 年

11 月)和《省级电网输配电价定价办法(试行)》(2016 年12 月)、《区域电网输电价格定价办法(试行)》《跨省跨区专项工程输电价格定价办法(试行)》《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》(2017 年 12 月)。不到三年时间，输配电价改革顶层设计涵盖了跨省跨区专项工程、区域电网、省级电网、地方电网和增量配电网等输配电各个环节、全部领域。

基本完成首个监管周期输配电价核定。省级电网输配电价方面，按照准许成本加合理收益的原则，历经试点破冰、扩围提速到全面覆盖，32 个省级电网输配电价核定工作全部完成。区域电网输电价格方面，在按“准许成本加合理收益”核准准许收入的基础上，按两部制电价形式核定并公布了华北、华东、华中、东北、西北区域电网输电价格。跨省跨区输电价格方面，按经营期电价法，区分联网功能为主(实行单一容量电价)与输电功能为主(实行单一电量电价)，开展新投产工程输电价格核定和已核价工程输电价格复核调整工作，调整公布了宁东直流等专项工程输电价格。

初步建立电网企业激励约束机制。实行费率上限管控机制，参考历史费率水平和先进成本标准，材料费、修理费、其他费用等高出上限部分不计入输配电价。强化投资约束机制，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暂不予纳入输配电价。建立投资定期校核输配电价改革的成效、问题及措施建议机制，防止电网企业虚报投资，当电网企业实际投资额低于规划投资额时，对差额投资对应准许收入的 70%予以扣减，反之则差额投资对应的准许收入不再上调。建立成本节约分享机制，规定企业实际借款利率、线损率低于政府核定标准的，节约部分由企业和用户按 1:1 比例分享。

建立准许收益率浮动机制，具备条件的地区允许准许收益率根据电网的资产实际利用率、供电可靠性及服务质量相应上下浮动。通过引入激励性管制理念，调动电网企业加强管理、降低成本、提高效率、改进服务。

有效促进各方适应改革能力提升。通过成本监审和输配电价核定，促进了电网企业建立健全输配电成本归集体系，准确记录和合理归集输配电成本费用数据，电网企业为适应改革也积极做好电网规划、投资、财务等方面与输配电价机制的衔接，主动提升适应改革和监管的能力。初步建立政府监管长效机制，锻炼了专业监管队伍，形成了成本监审基础上的电价核定、批复、公布等制度规则和操作流程;财政部出台《企业产品成本核算制度—— — 电网经营行业》，及时规范电网经营行业产品成本核算行为;监管部门建立电网经营企业和电价信息定期报告制度，要求电网企业按月、按年报送输配电价执行情况和企业经营情况信息，监管部门据此可以对电网企业的投资、生产、运营数据进行定期核查。

有力释放输配电价改革红利。一方面，通过输配电价改革，推动电力市场交易。2015 年全国电力直接交易4300 亿千瓦时，降低用电费用 200 多亿元。2016 年全国市场化交易电量突破 1 万亿千瓦时，降低用电费用 500多亿元。2017 年市场化交易电量 1.6 万亿千瓦时，改革红利进一步释放。另一方面，通过输配电价核定挤掉不合理“水分”，直接降低各层级电网输配电价标准，仅省级电网输配电价改革就核减 32 个省级电网准许收入约 480 亿元、全国平均输配电价比原来购销价差平均每千瓦时减少将近一分钱。

成功探索顺利推进改革的方法路径。作为此轮电改率先突破的改革任务，输配电价改革经验弥足珍贵。此次输配电价改革遵循试点先行、稳妥推进的改革步骤，在试点中积极探索多种实践方式(如在成本监审中试点了本地监审、上级监审、交叉监审三种方式)，在试点成功的基础上适时扩大试点、果断全面覆盖、有序纵深推进，在改革路线图上形成了成功范式。坚持国家统一指导、地方负责实施的总体改

革策略，国家统一设计公布顶层制度做到规则透明，地方政府制定上报实施方案、允许因地制宜但不能突破大原则，确保执行不跑偏不走样，输配电价核定、批复后对外公布接受社会监督，在改革方法论上积累了成功经验。

当前输配电价改革的主要问题

改革顶层设计有待完善深化。输配电价改革顶层设计的“四梁八柱”虽已具备，但如同房屋初步建成，余下的内部装修工程还有不少。已经出台的输配电价相关办法侧重于监管期开始前的价格核定，虽有效解决了改革尽快启动的“眼前急需”，但对于监管期内和监管期结束后的价格调整多是原则性规定而缺乏实操性，需要随着改革深入进一步细化。价格核定规则本身也有待完善之处，如《省级电网输配电价定价办法(试行)》中没有具体说明基本电价的计算方法。电价政策性交叉补贴解决机制尚未理顺、补贴数额尚未厘清，目前阶段通过输配电价回收，影响输配电价独立性和促进市场交易作用的发挥。除分布式发电“过网费”考虑了交易双方所占用的电网资产和电气距离外，其他市场化交易的输配电价按邮票法收取，未能充分反映各类用户的实际输配电成本。

输配电价核定结果难言科学合理。输配电价核定在我国属于新生事物，在世界上也是监管难题。一方面，对历史成本的监审和对未来成本的预测需要财务审计、输配电等多方面的专业知识、能力和经验，政府现有监管力量和水平下还无法真正做到专业监审、科学预测。另一方面，价格核定需要电网企业建立适应监管需要的成本归集和核算机制，电网企业现有成本核算制度和提供的生产经营成本(费用)数据还不能完全满足科学核价的需要。事实上，作为输配电价改革关键环节的省级电网，首个监管周期输配

电价的核定从制度设计上考虑了与现有购销价差水平的衔接(如权益资本收益率可参考省级电网企业监管周期前三年实际税后净资产收益率核定)，显然这也是主客观条件限制下推进输配电价加快改革、推动电力市场加快建设、实现新旧机制平稳过渡的务实之举。

对电网企业激励约束仍显不足。现有激励约束机制实施难度不一，其中与电量增长、负荷增长、供电可靠性挂钩的投资约束机制和随电网资产实际利用率、供电可靠性、服务质量上下浮动的准许收益率调整机制实施难度较大，可操作的实施规则需要在实践中不断完善。电网企业通过激励性管制增加的准许收入如何使用分配没有明确，如果其中一部分不能转化为电网企业职工收入增加，其激励作用将大打折扣。

对电网企业为适应监管而改革完善内部成本核算、资产管理机制的激励约束缺失，而这一点在改革初期尤为重要。

各方适应改革能力有待进一步提升。电网企业预算管理、规划投资、资产运维、会计核算等尚未实现与准许收入监管有效衔接，分电压等级、分用户类别的资产费用尚未实现精准匹配，不适应科学核定电价、厘清交叉补贴的需要。

地方政府落实省级电网规划编制主体责任不到位，导致规划对电网投资的约束作用难以有效发挥;监管部门对电网企业历史成本严格监审和有效投资科学管控的专业能力不足，影响和制约电价水平的科学合理核定。现有监管力量、能力和手段的有限，远不能适应和满足以电网资产为基础对输配电收入、成本和价格进行全方位直接监管的需要。

输配电价改革红利释放还有很大空间。只有参与电力市场化交易的电力用户执行政府核定的输配电价，其他电力用户继续执行现行目录销售电价政策。如果把输配电价核定比喻为一座房子，如今房子盖好了，只有多住人才能有效发挥房子功能。但根据中电联统计数据，2017年全国电力市场化交易电量占全国电网销售电量比重(即销售电量市场化率)为33.5%左右，占全社会用电量比重 25.9%，电力市场化交易规模相对较小，市场尚未发挥出配置资源的决定性作用。电力现货市场尚未启动运行， “无现货、不市场”，发现价格功能无从谈起，导致电力中长期交易缺乏市场价格参考，在一定程度上影响了电力中长期市场化交易的开展。

地方电网和增量配电网配电价格核定困难不小。地方电网和增量配电网点多面广，麻雀虽小却五脏俱全，价格核定工作量大，还需考虑与已核定省级电网输配电价的衔接配合问题，核定工作面临诸多挑战。由地方政府主导配电价格制定，出于各自的利益考虑和目标偏好， 《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》有效落地、“照样”执行问题值得关注。既要保证用户承担的配电网配电价格与上一级电网输配电价之和不高于其直接接入相同电压等级对应的现行省级电网输配电价，又要保证增量

配电项目盈利水平，价格核定空间有限。要求配电网企业按照相同的原则和标准承担政策性交叉补贴，但交叉补贴水平尚未厘清且由与增量配电网企业有竞争关系的电网企业测算申报，由此产生的矛盾需巧妙调和。

输配电价改革下一步措施建议

完善输配电价核定调整机制。总结首轮监管周期成本监审和电价核定实践，以及通过首个监管期内的监管实践，对成本监审和各层级电网输配电价定价制度进行完善，将经过实践检验的成功做法固化下来并公之于众，进一步增强定价制度的系统性、全面性和操作性，用于科学指导下一个监管周期的输配电价核定工作，并待现行定价制度有效期结束后修改完善时再一并纳入相关内容。需要注意完善的内容包括

但不限于：在省级电网输配电价核定方面，明确基本电价的计算方法;在省级电网输配电价调整方面，完善电网企业各年准许收入和输配电价平滑处理机制、投资定期校核机制的实施规则;在区域电网价格调整方面，完善电网企业内部东西部电网准许收入平衡调整规则并监督实施。

进一步丰富输配电价形式。在首个监管周期内，发挥电力市场发现价格和通过各种价格形式促进竞争交易的功能，围绕实现输配电成本在各类用户间更加公平合理分担，探索多种输配电价形式，进一步反映各类用户的真实输配电成本。探索根据用户选择权放开情况，将分用户类别输配电价扩大到居民和农业用电。探索建立反映用电负荷特性、输电距离、时间信号(季节和峰谷分时)、位置信号和输电阻塞的输配电价形式。探索在有条件的地区结合负荷率、峰谷时段等因素制定输配电价套餐，由电力用户选择执行。

妥善处理政策性交叉补贴。在电网企业改进分电压等级、分用户类别资产费用归集核算，明晰分电压、分用户类别电网成本的基础上，摸清不同电压等级、不同用户类别之间的交叉补贴数额，力争在第二个监管周期内实现居民、农业等享受的交叉补贴以及工商业用户承担的交叉补贴单列，增强输配电价独立性。在首个监管周期内，坚持交叉补贴减量化与透明化同步，即使在没有完全厘清交叉补贴的情况下，也可以通过提高居民电价水平、完善居民阶梯电价、变工商业责任为政府责任、变暗补为明补等方式，适当提高居民、农业等用电价格水平，分阶段降低交叉补贴。通过政府支农、扶贫、救济资金等多渠道筹措交叉补贴资金，探索在电网企业设立交叉补贴资金专户，由电网企业代实施交叉补贴明补或特定用户电费抵扣工作。国家层面要尽快研究提出妥善处理交叉补贴的政策措施和实施步骤。

加强对电网企业的激励约束。鼓励地方政府积极探索，因地因网制宜设计与电量增长、负荷增长、供电可靠性挂钩的投资约束机制和随电网资产实际利用率、供电可靠性、服务质量上下浮动的准许收益率调整机制，对有效投资或投资的有效部分做出界定，对电网企业服务质量和电网供电可靠性等绩效考核标准、办法、流程、挂钩兑现机制等进行明确。