省级电网输配电价是完善输配电价改革的配套措施

自2014年底深圳输配电价改革试点以来，全国省级电网输配电价改革已经完成第一轮核价和执行工作，目前开始进入第二轮的成本监审阶段。近年来我国输配电价改革整体上取得了很大成绩，许多人甚至以为输配电价改革已经基本完成。其实，与提高输配电价定价效率的目标相比，与国外输配电价政策相比,目前我国输配电价改革还只是起步阶段，还有很大的差距，输配电价亟待进一步深化改革。根据管制定价原理，借鉴国外经验，笔者认为当前我国省级电网输配电价改革应该围绕以下三个方面九项工作进行深化和完善。

01

完善现行省级电网输配电价定价办法的主要措施

2017年出台的《省级电网输配电价定价办法（试行）》存在三个主要不足。一是定价方法不准确，影响了整个办法的科学性；二是年度评估与调整制度不明确、不具备可操作性；三是有效资产仅仅按合法性的相关性界定，可能诱导投资过剩。

改“准许成本加合理收益”定价方法为投资回报率定价方法。我国政府定价其实可分以两种形式。一种是政府行政定价，主要特征是没有或者不按规则“拍脑袋”决策；另一种是政府管制定价，主要特征是依据事先确定的规则进行定价决策。输配电价改革首先体现在定价机制的转变上，即从过去的行政定价转变为管制定价。

管制定价是市场经济条件下政府定价的基本形式，国外管制定价的理论研究和政策实践十分丰富，在方法上完全可以借鉴。把“准许成本加合理收益”定价方法与国外管制定价方法进行对比分析可以发现，目前我国“准许成本加合理收益”的定价方法本质上其实就是国外的投资回报率管制定价方法。投资回报率管制定价方法是国外，特别是美国政府管制定价中长期使用并不断完善的方法，这种方法通过准许成本与准许收益的核定确定准许收入，通过准许收入计算价格，然后再通过年度评估与价格调整机制形成一个保证投资者收益率水平，并引导有效投资的闭环机制。

在这种方法中，由准许成本与准许（合理）收益之和形成的准许收入只是计算初始价格的一个中间参数，核心是准许收益率或投资回报率。目前我国省级电网输配电价的“准许成本加合理收益”定价方法忽视了投资回报率这个核心，片面强调了整个定价过程中的一个环节或者参数，在方法上欠准确，在实际操作中有失误。比如核价中虽然使用了准许负债收益率和准许权益收益率的参数，而实际执行结果中，这两个参数是多少？与准许值有多少差异？现行方法并没有对此提出要求，实际执行中政府和企业也没有关注这个结果。虽然在电力企业为国家所有的背景下，这个指标的真正意义并不大，但是，如果不强调这个指标，这种方法也失去了意义。

因此，建议明确将“准许成本加合理收益”定价方法改为“投资回报率”定价方法。首先，从方法上使目前的定价方法与国际惯例一致，形成以投资回报率为核心的核价、评估与调整的闭环机制。其次，通过对投资回报率及其投资行为的管控规范企业经营行为。

相对而言，使用“投资回报率”定价方法，可以更加深刻地认识目前我国电力投资机制和价格形成机制，从而更好地设计价格的信号功能。国外投资回报率定价强调通过准许投资回报率的设定和调整引导合理的电网投资行为，避免投资不足和投资过剩两种极端行为。

从实际情况来看，目前我国电网投资基本上不考虑投资回报率，价格基本上不具备投资信号功能，电网需求和政府经济发展需要与经营者扩张需要结合在一起，成为了决定电网投资的根本力量，这种状况很容易造成投资过剩。低权益报酬率与高投资增长率并存现象反映了目前我国电力建设中的非理性甚至扭曲的一面，同时，也揭示了现行电价形成机制的内在矛盾。不明明白白地把投资回报率弄清楚，稀里糊涂地核成本和核价，只会产生更加严重的投资过剩和资源配置损失，降低管制定价的效率。这是笔者建议将“准许成本加合理收益”定价方法改为“投资回报率”定价方法的主要原因。

建立和实施年度评估与调整机制。目前我国省级电网输配电价按未来三年的预测参数计算核定和执行后，并没有形成针对实际变化值的评估和调整制度。《省级电网输配电价定价办法（试行）》中有评估与调整的规定，但是过于简单，不具体可操作性，在实际中也没有执行。这样，实际执行结果与实际测算参数的差异没有纠正机制，有些管制指标如权益报酬率等实际上失去了意义。

因此，首先要建立和实施年度评估制度。在国外管制定价政策中，年度评估是其内在的组成要素之一。与我国强调核价前的成本监审不同，国外更强调年度评估。事实上，年度评估制度建立起来后，最关键的不是用于核价的成本是否合规、合理，而是实际发生的成本是否合规、合理。所以，年度评估制度会把成本监审的重点从核价的预测成本转移到实际发生的成本。国外对被管制企业实际发生的成本采用非常严格且规范的监审制度，如对每笔实际成本，一般由第三方专业机构和监管机构专职人员给出可以纳入准许成本的具体意见后，再由监管机构的专门审核小组决策。年度评估可从每年的十一月开始，以前十个月中各月使用实际发生的核价数据，后面两个月使用基于前面十个月数据的预测数据，在对实际成本按准许成本计算准则进行核定后，按现行准许成本加合理收益方法计算实际权益收益率（计算加权收益率在方法上也可以），将实际权益收益率与准许权益收益率对比作为年度评估结论，并作为下年度输配电价调整的依据。

其次，是要建立和实施年度输配电价调整机制。根据年度评估结果，如果实际权益收益率与准许权益收益率不等，就要对下年度输配电价进行调整。调整意见一般要求年底完成，并保证在下年度实施。根据实际权益收益率与准许权益收益率相差的程度，调整可以分两种情况：如果相差程度不大，如在一个较小的标准范围内，可以通过建立平衡账户机制进行调整；如果相差程度较大，则需要直接调整下年度输配电价。调整下年度输配电价的基本做法是将本年度的基于准许收益率的准许收入差额直接结转到下年度的准许收入中，然后重新计算输配电价，并以此作为下年度输配电价。输配电价的年度评估与调整机制是管制定价的基本构成环节。表面上看，程序复杂、工作量较大，实际上，工作制度化和常态化以后，会逐渐简单。

建立基于资产使用率的有效资产核算制度。国外政府管制定价除保证电网企业获得合理收益外，还有一个重要目标是引导合理投资。在后一个目标中，政府政策的主要目标是避免投资不足。我国电力投资主要来源于国有企业，电网和发电投资都表现出一定程度的非理性因素，如在投资回报率低于社会平均收益率甚至银行贷款利率的情况下仍然大规模投资。解决这个问题主要有两个办法：一是对电网企业竞争性业务和管制性业务采用会计分计，避免多种形式的不同性质业务之间的补贴；二是建立基于资产使用率的有效资产核算制度。

目前输配电价成本监审和准许收益核定中对折旧和准许收益的核算主要以有效资产为依据，而有效资产的标准目前基本上只按合规性和相关性判断，即只要是列入规划的与输配电业务相差的资产都可以计提折旧并获得收益，而不管其使用情况。针对目前我国的实际情况，有必要增加一个标准，建立基于使用率的有效资产核算及固定资产折旧和收益制度，在充分考虑前置性的前提下，可以按使用年限，规定只有超过一定标准使用率的固定资产才可以全额计提折旧并获得收益，否则，只能按相应比例计提折旧和获取收益。这项制度不仅符合国际惯例，也特别适用于我国国情。

02

省级电网输配电价深化改革的主要路径

目前我国省级电网输配电价仅按电压等级核定，是世界上最简单的输配电价核定体系。从进一步提高输配电价的定价效率出发，我国省级电网输配电价改革需要从以下四个方面进行拓展。

扩大两部制输配电价范围。我国电价制度与国外相比，一个明显的特征是过少采用两部制电价。国外不仅销售电价中大量采用两部制电价，而且输配电价中也普遍采用两部制或者三部制电价（包括接网费）。两部制电价相比于单一电量电价的突出优点是有利于促进容量的利用，对固定成本比例较大的行业，两部制电价能够较大地增加社会福利。

目前我国电价政策侧重于成本回收或补偿，对电价引导资源最优配置的功能发现和利用不够，这与高质量发展的内在要求不相适应。目前我国省级电网输配电价在电价结构上与销售电价基本一致，仅大工业用户采用两部制电价，其它用户都采用单一电量电价。这种电价结构不利于通过提高输配电设备利用率相对降低电网容量成本，提高定价效率。

考虑到电网环节的固定成本比例比整个电力生产环节的固定成本比例更大，输配电价与销售电价的两部制电价范围相同，将意味着输配电价的定价效率更低。因此，建议在第二轮输配电价核定中，探讨进行省级电网扩大两部制输配电价范围的改革试点。考虑到用户接受程度，可逐步扩大两部制输配电价执行范围和逐步提高容量电费的比例。考虑到两部输配电价可以节约输配电容量，具体执行中可以优先考虑在电网负荷率较高和电力供应相对紧张的省开展扩大两部制输配电价范围的改革试点；结合当前电力市场改革的实际，可以优先在参与电力市场的大用户中试点。

增加接网费。决定输配电价结构的根本因素是输配电的成本结构。对于不同类型的用户，如果电网企业提供输配电业务的成本结构有明显区别，就应该尽可能加以区别，对不同类型用户按其相应的成本结构定价和收费，这样才能体现定价公平性，同时也提高定价效率。

国外输配电价一般由接网费、电网使用费、电网商业服务费以及电力政策费四个部分组成。接网费用来回收接入成本和沉没成本，以及不能直接分配给特定用户的成本特别是电网本身的资金成本，对发电企业和终端用户按容量收取固定费用。电网使用费反映电网运行和投资所产生的经常性运营和资本支出。电网商业服务费指电网企业提供仪表安装、计量、读数及电费收费等服务的成本。电力政策费指考虑政策因素需要增加的成本，如不同用户类型之间的交叉补贴费用、可再生能源固定电价（feed-in tariffs）补贴以及核电厂暂停、退役等。

我国也可以参照这种分类进行改革，当前尤其需要把接网费从输配电价中独立出来。接网费从输配电价中独立出来有两个好处：一是更好地体现公平性。不同用户对接入网络要求不同，发生的成本差异较大，而且成本容易归集，目前接网费全部由终端用户承担，在发电企业和终端用户之间不公平；进一步分析，由不同类型终端用户按电量平均分摊在终端用户之间也不公平。制定和实施接网费有利于解决这两种不公平问题。二是通过两种途径有利于提高定价效率。第一种途径是用户接网费能够反映了用户位置信息，通过引导用户选址等优化电力系统结构，降低电力系统运行成本和损耗。第二种途径是接网费在性质上类似于容量电价，征收接网费可以引导发电企业和终端用户提高电网利用率，相对降低容量成本，增加社会福利或定价效率。

探讨采用价格上限管制定价方法。目前我国省级电网输配电价不论采用“准许成本加合理收益”定价方法还是投资回报率定价方法，都是传统的政府管制定价方法，不仅不利于降低成本，而且不利于政府管制，或者政府管制的成本太高。

事实上，政府实际核价决策中，并不关注具体核价结果的合理性和准确性，而只关注核价水平；甚至只要求降低价格。根据政府定价决策的实际和需要，可以借鉴国外管制定价经验，探讨采用价格上限管制定价，即政府只规定平均的价格上限标准和监管周期内的变化（一般是降低）目标要求，不管电价结构即分电压等级价格。这样做的好处有：一定更好地满足了政府管制定价决策的需要。按照现行的方法；二是降低了核价成本；三是可能提高定价效率。电网公司通过优化电价结构，按拉姆齐定价规则可以更好地利用电网资源。

考虑用户用网特性的改革。目前我国输配电价仅按电压等级分类，没有考虑用户用网特性，而国外输配电价较多考虑用户的用网特性等因素，如用户负荷特性、用电规模以及用电密度等，这样能够更加公平、充分、合理地促进用户对电网的利用，提高输配电价效率。例如，葡萄牙在分电压等级的基础上采用分时和分季节性输配电价。法国输配电价除按电压等级分类外，还考虑不同用户的电网利用小时（输电量/申请容量）的差异，分为短利用小时与长利用小时两种类型。利用小时高的用户，容量电价高，但电度电价低，平均电价较低，反之亦然。澳大利亚对居民用户、非居民用户及商业用户在高峰时段按用电量的不同执行分段配电电价，高峰时段用电量越大配电电价越高；另外，还根据用户负荷特性的不同分为高压用户、中压用户以及低压大用户，负荷越高配电电价越低。加拿大安大略省对于不参与市场定价的用户输配电价还考虑了供电密度因素，供电密度分为城市密度、高密度和正常密度类别，密度小，输配电价高。

目前我国省级电网输配电价可以探讨采用季节性输配电价和分地时输配电价，基于利用小时或年用网负荷率的输配电价等改革。西部地区可考虑用户密度因素制定输配电价。以季节性输配电价改革为例，目前我国许多省份用电高峰与季节有直接关系，冬天或夏天空调负荷上来后，电力系统运行相对紧张，甚至出现输电堵塞，安全隐患也随之大幅度增加。在这种情况下，通过提高输配电价，可以相对抑制高峰负荷需求，减少输电和供电压力。相应地，在负荷需求淡季，相对降低输配电价，可以促进对电力系统的充分使用，在边际成本增加小的情况下更大幅度地增加输配电量，提高电网的经济效率。分时输配电价改革在原理上与季节性输配电价相同，在日负荷率较低的省，采用分时输配电价更有价值。

03

完善输配电价改革的配套措施

输配电价改革是整个电力体制，包括电力市场改革的重要内容之一，需要与其它改革相配合和适应。

与电力市场改革相配合。目前我国实际执行的输配电价政策实际上有两个，一是按《省级电网输配电价定价办法（试行）》核定的输配电价，主要适用于电力市场改革中直接交易电量的结算；二是传统的购销差价模式，主要适用于非直接交易销售电量的结算。由于各省电力市场改革程度不同，各省按不同输配电价结算的电量比例也相应存在较大差异。

《省级电网输配电价定价办法（试行）》并没有考虑两种输配电价政策同时并存的情况，核价时以全部电量为计算参数，严格意义上讲，这样处理存在方法上的缺陷，在核价参数与实际参数全部一致的情况下，实际权益收益率也不等于准许权益收益率。

因此，一方面。在新一轮输配电价核价中要考虑实际上两种电价的电量结算比例和结构的差异及其影响，保证电网企业获得准许收益率和在需要的情况下及时地根据评估结果进行调整；另一方面，在输配电价改革成效的评估中要考虑两种电量的比例。虽然目前电力市场改革进展较快，但是，完全过渡到全部电量采用独立输配电价结算估计还需要较长时间。因此，需要充分考虑过渡时期的输配电价的特殊性。

规范地解决输配电价中的交叉补贴问题。九号文件提出电力市场中不同用户之间的交叉补贴通过输配电价解决，但是，具体怎么解决，一直没有提出明确的办法。从公布的第一轮输配电价核价结果看，各省也没有明确输配电价中交叉补贴的解决办法。

由于输配电价核价结果并不是直接根据测算结果批准的，交叉补贴实际上是由用户承担还是由电网企业承担很难说清楚。根据国外经验，一般直接在输配电价中增加一项，专门解决用于解决这些政策性支出问题，并根据需要相应调整，直到不再收取。因此，建议各省在新一轮输配电价核定中，根据市场直接交易电量情况估算交叉补贴数额，然后，在输配电价核价中增加一项如“交叉补贴附加”，向特定用户征收或者向全体用户征收。同时，国家要高度关注交叉补贴及其所产生的社会福利损失问题，在政策上逐步解决交叉补贴问题。

本文刊载于《中国电力企业管理》2019年04期，作者系长沙理工大学副校长、教授、博士生导师