省级电网新增投资约束机制的完善建议

《省级电网输配电价定价办法》（发改价格规〔2020〕101号）提出健全激励约束机制，对可计入有效资产的预计新增输配电固定资产，“基于提高投资效率的要求，按照不高于历史单位电量固定资产的原则核定（国家政策性重大投资除外）。”不考虑使用例外原则，这项规定对省级电网投资有直接而刚性的约束。

总结前三个监管周期省级电网输配电价定价工作经验，针对目前省级电网发展中所产生的新增投资输配电量约束问题，尊重电力系统运行规律和管制定价的经济规律，笔者认为，目前新增投资固定资产按不高于历史单位电量固定资产原则核定的办法既不能准确地反映电力系统运行规律，也与管制定价的经济规律不适应。

建议以“新增发电装机容量和新增用户最大负荷的加权平均值”取代“新增输配电量”，按“新增单位发电装机容量和新增用户最大负荷的加权平均值的固定资产不高于历史单位发电装机容量和新增用户最大负荷的加权平均值的固定资产”的原则核定新增有效固定资产，低于以上指标时按实际新增投资全额核定。

输配电网投资约束机制的理论依据

和国外经验借鉴

输配电网投资约束机制的理论依据

目前我国省级电网输配电价按照“准许成本加合理收益”方法核定输配电准许收入，再以准许收入为基础核定各电压等级输配电价。这种方法在美国称为投资回报率定价。相同的定价方法，由于中外电网企业所有制差异等原因，国外强调投资回报率因素，我国突出准许收入因素，但是，定价机理相同。对于投资回报率定价方法下的投资约束机制问题，管制经济理论有著名的“A-J”效应进行说明。根据“准许收入=准许成本＋有效资产×投资回报率＋税收”的计算公式，在投资回报率确定的情况下，投资规模越大，有效资产及相应的折旧越大，准许收入也越大。在这种情况下，被管制企业可能产生人为地增加投资规模而获得更大收入的策略性行为动机。

1962年，美国经济学家阿弗契和约翰逊在《美国经济评论》发表“管制约束下的企业行为”论文，指出“在投资回报率管制下，企业会产生一种尽可能扩大资本基数的激励，以在规定的投资回报率下，能获得较多的绝对利润。”对于这种被管制企业运用过多的资本投资以替代其他投入品所造成的投资过剩和生产低效率现象，国外学界取两位经济学家名字的第一个字母“A”和“J”，称为“A-J效应”。“A-J效应”提出了被管制企业策略性行为及政府管制定价效率问题，引起后来许多经济学进行实证研究，但结论与“A-J效应”并不完全符合。

事实上，在确定而有限的投资回报率管制下，被管制企业人为地增加投资仅仅只是增加了绝对收益，而不能提高相对收益即投资回报率；由于被管制企业的投资回报率往往定得较低（一般不超过社会平均投资回报率），因此，被管制企业并没有充分的动机进行过度投资。

国外典型经验

总体上，国外输配电价定价中新增投资计入有效资产，以事前经过政府或监管机构审批的电网投资规划为依据。投资效率在事前确认，没有事后约束机制。

建立事前投资约束机制。国外电网投资以私人资本为主，事后约束机制可能会无限增加私人资本的投资风险。因此，国外电网投资约束机制一般在事前建立，电网企业根据电网发展需要提出投资计划，并经政府或监管机构审核批准后才开始投资，已经形成的投资没有不计入有效资产的风险。如美国加州公用事业管理委员会《关于太平洋天然气和电力公司（PG&E）2023年测试年总体收入提案的决定》（以下简称《决定》），该《决定》由美国加州PG&E公司于2021年6月提出，经过复杂的相关利益主体参与审核程序后，作为PG&E公司输配电业务收入及其定价的依据，同时也作为PG&E公司对其基础设施进行再投资和改善经营的依据。针对配电网投资规模小和需求变化快的特点，有些国家如巴西还可对配电网投资进行事后认定和核价，即可以事后追溯确定机制，没有事后否认机制。

投资效率评价强调电网投资与电网安全可靠性、电价水平三者之间的平衡关系。《决定》根据投资项目及其规模对输配电网安全风险及可靠供电的改进程度评价投资效率，强调投资成本及合理回报与安全可靠供电服务、可承受电价三者之间的协调程度。《决定》对PG&E公司2023年全部收入项目进行了审核，对有争议的收入项目根据上述原则由公用事业管理委员会作出了最终裁决，如对PG&E提出的满足他人要求的新业务和工作（NewBusinessandWorkatTheRequestofOthers）的预测资本支出为2416.1万美元，64座水电站和辅助设施运行维护系统建设的1.719亿美元资本支出，加州公用事业管理委员会在其他利益相关方建议削减的基础上综合考虑投资成本、安全与可靠之间的平衡关系做出了该项投资“合理”的判断。

加强电网动态规划。电网企业需要根据用电需求编制并滚动更新电网发展规划，明确未来一段时期的主要输变电项目及输电服务能力，估算投资，预测技术可行性。如澳大利亚将新增投资分为四类：负荷驱动的电网建设、非负荷驱动的电网建设（更换和安全投入等）、接入线路、电网相关资产（IT，移动应急电源、车辆、办公楼等）。电网企业将每年计划投资上报监管机构，监管机构审核资本支出时，会结合当地电力投资情况以及电力需求情况以及电网企业历史投资水平，来核定监管期内投资总额，主要在电力发展的需求和平缓电价增幅之间进行取舍，最终确定新增投资是否纳入核价。

发挥专门监管机构作用。开展电网投资效率评价，需要具备高度复杂的技术、经济和政策等知识，要使电网投资适用而不浪费，必须有专门机构、专业人员和体现职业化的长期工作经验和知识积累。《决定》有933页，对每个收入项目包括新增投资具体到项目和业务，比如前文提到的美国PG&E公司满足新业务和工作的2416.1万美元预测资本支出，包括为满足客户负荷增加而进行的配电升级、新连接和电动汽车充电基础设施投资的具体技术和业务及其费用标准，如果没有专业知识很难给出合理的审核意见。在2021年6月至2023年11月《决定》形成期间，有20余个相关利益者参与审核，经过了超过包括听证在内的30多项审核流程。

国内外输配电网投资约束机制比较及启示

国外输配电网新增投资约束机制主要体现在事前，多主体参与，以电网安全运行可靠性为依据，专业化与职业化监管四个方面。与国外比较，目前我国省级电网新增投资约束机制主要在事后，参与主体不明确而且有限，以输电量为依据，专业化和职业化机制尚待建立。参与约束主体与专业化、职业化监管机制设计与体制有关，本文不做分析。对于事前与事后的选择，事后约束机制表面上很合理，如果输配电网投资后得不到充分利用，岂不是巨大浪费，不建立约束机制当然不行。

但是，这种表面上看起来的合理甚至必须的约束机制其实并不科学，经济理论上称其为“不可置信的承诺或威胁”，好比父亲威胁儿子说如果这次考试成绩不达到某个标准就脱离父子关系，这种威胁其实并不会约束儿子好好学习争取好成绩，因为儿子知道脱离父子关系后父亲的损失更大，父亲不会这样做，因此，这样的威胁根本不会影响儿子的学习行为。以输配电价为手段的电网投资约束机制的设计，依据是深刻的会计学和现代经济学原理，并不能简单依据日常经验。

一方面，输配电投资或资产具有专用性和沉淀性，输配电网投资完成后即形成沉没成本，根据管理会计原理，沉没成本不在经营决策中考虑，在事后设置电量约束机制不符合会计原理；另一方面，如果投资者的成本补偿和合理收益得不到保障，投资者会利用资产专业性优势和信息优势对电网安全可靠运行带来威胁，用更大的潜在损失为自己争取合理的收益。

启示方面主要有两点。

第一，省级电网投资约束机制应该建立在事前而不是事后。事后电量约束机制不能对输配电网投资产生任何约束作用，也不会优化资源配置，因为投资和损失已经全额发生。相反，应该从机制设计角度建立针对用户用电需求的输配电网投资约束机制，即根据用户用电需求建设的输配电网，不管用户是否充分使用或用电量多少，都应该按全部投资成本支付相应的电价。

第二，应该以电力而不是电量作为投资效率的评价标准。国外电网投资效率以保障电网安全可靠运行为依据，实际使用的是电力标准，与我国的电量标准形成明显的差异。在目前电力系统不缺电量只缺暂时性电力的背景下，以电力作为投资效率评价标准显然更加科学。

省级电网新增投资效率评价

为什么不应与新增输配电量挂钩？

输配电量作为省级电网投资效率评价指标在过去电力电量短缺、发电机组年利用小时较大、电力系统尖峰负荷相对较小及持续时间相对较长等情况下有一定合理性。目前这些因素都发生了明显的反向变化，一是电力供应相对充足，非偶然不利因素叠加一般不会缺电；二是新能源装机容量大幅度增加导致全部发电加权平均利用小时大幅度降低；三是用电负荷尖峰化及持续时间缩短。

在这种情况下，从投资约束机制设计、电力系统运行规律和管制定价经济规律三个角度，省级电网新增投资都不应再与新增电量挂钩，新增电量也不应再作为投资效率评价和新增投资是否计入有效固定资产的事后约束指标。

输配电量不是省级电网企业的可控因素

激励约束机制设计一般要求决策主体对相关因素或参数具有可控性，如企业经营者能分享其努力经营产生的收益的机制设计可激励经营者创新经营；相反，公司所有者以出资额承担公司经营亏损风险的有限公司制度迫使公司所有者不得不加强公司经管管理。由于社会用电量增长与产业结构调整及经济增长等直接相关，省级电网企业根据预测的社会用电量增长情况确定投资计划并执行后，对实际社会用电量增长只能被动接受。

因此，根据实际社会用电量或输配电量判断电网新增投资的效率，并按照相应的规则确定新增投资计入有效资产的程度，这种约束机制设计明显存在制度缺陷，主要表现为责任主体错位。理论上，只要电网企业投资决策按照政府提供的预测用电量需求等按一定规则做出，电网企业不能也不应该承担由于社会用电量增长变化造成的投资过剩和投资不足的责任，如投资过剩情况下部分实际发生的输配电投资不能通过输配电价回收。

这是目前输配电价定价办法既提出了输配电量约束机制又设计了例外条款的深层次原因。实际上，目前输配电价定价中即使不满足投资效率约束条件，也会使用例外条款当期或延期计入了有效资产。

用电量不能充分准确反映电力系统运行规律

电力系统由发电、电网和用电环节有机组成。用电量综合反映了电力系统运行的指标，但是，对电力系统特别是新型电力系统安全可靠运行特征反映并不充分和准确。

第一，目前我国电力系统不缺电量而缺短时或瞬间电力，新增投资效率评价与电量挂钩没有直接反映投资对电网安全可靠服务的改进程度，对非短时或瞬间电力项目的投资，很可能在没有改善电力系统运行效果并使用户受益的情况下，却增加用户输配电价负担。

第二，发电侧电网投资规模取决于发电装机容量，而不是发电量。为保证所有发电出力上网，发电侧电源接入电网的配套投资取决于全部装机容量，即不同时合计的最大发电出力，而不是发电量。随着新型电力系统建设的推进，大规模新能源装机容量增加和发电量比例增加，由于新能源发电利用小时相对常规能源如煤电利用小时更低，在一定的电力电量需求曲线下，新型电力系统下发电侧的发电装机容量相对明显增加，而发电装机容量的增加必然导致接入电网的电网配套投资增加。由于新能源单机容量较小，接入电网位置相对分散且偏远，新能源发电装机容量相比常规电源的电网配套投资更大，因此，新型电力系统建设背景下，发电侧电源接入电网的电网投资更大。新增投资与电量挂钩明显不能准确反映这种变化。

第三，用户侧输配电网投资规模取决于年最大负荷，而不是年用电量。随着经济社会发展，各省用电负荷和用电量持续增长。虽然国家执行了峰谷分时电价政策，但目前各省电网年度负荷曲线仍然呈现尖峰化趋势，年负荷率降低不明显。在用电负荷大幅度增长的前提下，较低的年负荷率与相对更大容量但低利用小时数的输配电设施相对应，解决之道只能是增加电网投资。

假设两省年用电量相同，但年负荷率不同，如年用电量为2000亿千瓦时，而年负荷率分别为60%和70%，则两省的最大负荷分别为3805.18万千瓦（2000÷（8760×60%)×10000)和3261.58万千瓦（2000÷（8760×70%)×10000)。两省最大负荷相差543.6万千瓦，相差比例为16.67%。根据电网运行安全可靠性要求，电网投资规模与最大负荷对应，则两省电量相同情况下的电网投资相差16.67%，说明将电网投资规模与电量挂钩并不准确。

反映管制定价经济规律不够

目前，省级电网输配电价采用政府管制定价。政府管制定价的基本原则是补偿包括资本成本在内的经济成本。省级电网新增投资效率与年用电量挂钩，相当于用年平均负荷取代了发电侧电源不同时最大出力和用户侧用户年最大负荷。

电力系统运行规律客观要求应根据发电最大出力和用户最大负荷进行输配电网投资的决策，而基于年平均负荷的电网投资显然不能保证电力系统安全可靠运行，具体表现为在发电侧不能满足全部电源出力接入电网，在用户侧不能保证用户安全可靠用电。进一步分析，这种输配电价形成机制也不能释放反映真实输配电成本的价格信号，也不能与电力批发市场和零售市场的价格信号形成体系，所以不能优化包括输配电环节在内的电力系统资源配置。

基于电力标准的省级电网

新增投资约束机制调整建议

调整方案

根据上面的分析，建议对目前省级电网输配电价定价办法中“新增投资固定资产按不高于历史单位电量固定资产原则核定”的办法进行调整，主要做法是将原办法中新增投资的“产出”指标“新增输配电量”用“新增发电装机容量和用户最大负荷的加权平均值”替代，强调省级电网新增输配电投资要同时满足包括新能源在内的各种电源的最大接网需求和用户最大负荷用电需求。

核定规则参考原办法，为了体现约束机制，以“投入/产出”而不是通常的“产出/投入”的形式呈现，按单位发电装机容量和用户最大负荷加权平均值的新增固定资产不高于历史单位发电装机容量和历史全年最大负荷加权平均值的固定资产的原则核定；低于以上指标时按实际投资形成的固定资产核定。

其中投资效率指标的计算公式为：预计新增单位发电装机容量和全年最大负荷加权平均值的固定资产=预计新增固定资产原值÷［预计新增年末最大装机容量×α+预计新增年最大负荷（1－α）］。α值作为政策变量可由政府价格主管部门确定或由专家确定，简单处理可按50%确定。

以上机制设计的关键是将省级电网新增投资与新增输配电量脱钩，而与全部发电装机容量和用户最大负荷挂钩，更准确地刻画了省级电网保障新能源消纳和电力保供等功能，更符合新型电力系统建设和运行规律，也间接地反映了输配电价定价的市场经济规律。

模拟测算

假设某省级电网存量固定资产原值=3000亿元，上个监管周期最后年度年末全部发电装机容量为5500万千瓦，全年最大负荷为4500万千瓦，加权系数α取50%。存量单位发电容量与年最大负荷加权值的固定资产=3000÷（5500×50%+4500×50%)=0.6亿元/万千瓦。

假设下个监管周期三年内新增输配电网投资1000亿元，下个监管周期年末的新增发电装机容量为3000万千瓦，新增最大负荷为1000万千瓦，则新增投资的单位发电和电网容量加权值的固定资产=1000÷（3000×50%+1000×50%）=0.50亿元/万千瓦。由于新增电网投资的投入/产出比不高于历史电网投资的投入/产出比，全部新增投资符合投资效率原则，实际投资1000亿元可全部计入有效固定资产。

如果新增投资为2000亿元，则新增投资的投入/产出比值为1.0亿元/千瓦时，大于历史投入/产出比0.60亿元/万千瓦，按不高于历史投入/产出比的原则，取0.6亿元/万千瓦，则只有1200亿元投资符合投资效率原则，可计入有效固定资产，从而对电网投资产生约束作用。