输配电价改革进展及进一步推进的建议

内容提要：我国输配电价改革已初步引入了现代规制理念和方法，为现阶段电力市场化改革创造了条件，明显降低了工商企业用电成本。为适应价格规制现代化和未来竞争性电力市场建设要求，切实维护电力消费者利益，输配电价改革需在三个方面继续推进：一是优化价格结构，引导资源合理配置;二是妥善处理交叉补贴，促进效率与公平;三是加强基础制度建设和激励机制设计，提高监管机构的能力和效率。

关键词：输配电价 激励机制 规制效率

以2014年10月开展的深圳试点为标志，我国系统性输配电价改革正式启动。从2015年开始，为贯彻落实党中央国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号)和《关于推进价格机制改革的若干意见》(中发[2015]28号)相关要求，输配电价改革在分批试点中快速、全面推进。2015年6月，在深圳、蒙西试点基础上，《输配电定价成本监审办法(试行)》出台的同时，第二批5个省的输配电价改革试点也启动。2016年3月，第三批12个省市开展试点。2016年9月，省级电网输配电价改革全面铺开(除西藏外)。2016年12月，《省级电网输配电价定价办法(试行)》出台。2017年7月，除西藏外省级电网输配电价首个周期核定工作全部完成。2017年12月，区域电网、跨省跨区专项工程输电价格定价办法、地方电网和增量配网价格指导意见同时出台。与此同时，从2017年8月到10月，发展改革委相继出台《关于进一步加强垄断行业价格监管的意见》、《政府制定价格行为规则》、《政府制定价格成本监审办法》，进一步推进电网等垄断行业价格规制的规范化、制度化、现代化建设。我国输配电价改革取得了重要的阶段性进展，进一步推进建议重点解决优化价格结构、降低信息不对称等问题。

一、输配电价改革取得的主要进展和成效

（一）迈出了输配电价规制“从无到有”的第一步

1.对电网企业进行以价格为核心的规制是国际惯例。安全可靠的电力系统是现代社会的物质支撑。电力的输、配不仅将电力的生产与消费连接为一个有机的整体，还将分散的电源及其不同的运行方式进行系统集成。电力的输、配网络的建设和运营耗资巨大，资产专用性强，不适于竞争经营，具有典型的自然垄断特性，在一定区域范围内只能由一家企业垄断经营，因而其价格也须在政府规制下确定。为此，发达市场经济国家均设立了专业的经济性规制机构，对被规制企业的价格，以及与之相关的投资、成本、质量等内容进行“精细化”深度干预。

2.输配电价改革实现了我国输配电价规制的“从无到有”。我国“厂、网分开”虽始于2002年上一轮电力体制改革启动之时，但电网公司的输、配电业务成本和价格一直未单独核定，其收入主要来自购电和售电的价差(简称“购、销差”)，既不利于约束其成本支出，也无法为电力的市场化交易提供“运输”等方面的价格信号。此次输配电价改革以建立独立输配电价体系为目标，对电网企业提供的输、配电服务的价格和成本进行系统性规制，填补了我国自然垄断行业价格规制的“空白”。已开展的输配电价改革首次在成本监审基础上，按明确的机制核定了价格，并建立了跨省跨区、区域电网、省级电网三个层次的价格体系，同时也就地方电网和增量配网价格核定出台了指导意见。

（二）基于现代理念构建了输配电价规制的基本框架

现代规制理论认为，为实现最终保护消费者利益的目标，价格规制必须有效平衡被规制企业与消费者的利益关系，既要使企业具备可持续运营的财务能力，又要约束其不合理支出并激励其提高效率。我国输配电价格改革试点，探引了“合理成本、合理收益、公平负担”的定价模型及“有效资产”、“加权资本成本”审核等现代价格规制的理念与方法，在传统回报率管制的框架内，结合使用了上限制、标尺竞争等多种激励性机制，对于强化对电网企业的成本约束和效率激励，引导电力的合理消费与投资，进而推动我国政府价格规制现代化进程，具有重要的意义。

1.起步阶段选择了相对简单的回报率管制。价格规制的基本框架，指规制机构控制企业总成本或平均价格的方式，也称为价格规制的模式。目前国际主流的输配电价规制框架是以美国为代表的回报率管制和以英国为代表的上限制。“上限制”虽然激励程度和效率高于回报率管制，但对规制经验和能力、基础数据等方面的要求也更高，实施成本和风险也更高。以英国为例，在最初引入上限制时，由于在运行和投资成本方面存在严重信息不对称，使企业利用信息优势获得了超额利润。此外，“上限制”需要设置较长的规制周期(一般为5年左右)才会产生预期的激励作用，而未来5年我国国企改革、电力体制改革走向及进程均具有不确定性。加之我国CPI等相关物价指数与电网企业成本相关性也不明显，相关定价参数很难确定，不仅谈判成本太高，而且很可能导致误差过大的局面。我国目前所采用的框架整体上更接近回报率管制模式，有利于改革的平稳起步，也可为今后实行激励程度更高的上限制积累数据、经验和制度基础。

2.在回报率管制框架中结合使用了上限制、标尺竞争等激励性机制。一是采用国际主流的面向未来的定价机制，目的是主动引导和约束电网企业行为，而不是追认历史、被动“埋单”。目前，随着改革的推进，电网规划和投资合理性问题日益受到各方关注。二是借鉴国外经验，将规制周期由传统的1年延长到3年，通过价格调整的滞后，使企业在本规制周期内获得成本下降的好处，从而提高企业降低成本的积极性。这也是国际主流做法，以3-5年最为常见。三是存量成本基于回报率方法确定，增量成本基于上限制、标尺竞争确定。如新增修理费、材料费以新增固定资产的固定比率为上限，既体现了标尺竞争(即对标)的理念，也设置了最高上限，能促使电网企业为获得降成本的收益而提高运行维护的效率。新增固定资产不超过规划投资额的75%，新增固定资产增长超过电量和负荷增长的部分产生的折旧费、运行维护费可暂不计入当期价格，均反映了最高上限的设计理念。此外还对线损、服务质量等引入了分享和激励机制。

（三）基于现有体制条件的限制对主要成本项目核定参数给出了可操作的办法

输、配电价格规制有相对成熟的理论体系，发达市场经济国家已开展数十年实践，积累了较为行之有效的成熟经验。基于现有体制条件的限制，我国现行方案没有完全“照搬”国外经验，而是对主要成本项目核定参数提出了可操作的办法，既有利于输配电价核定工作的开展，也有利于“倒逼”与输配电价密切相关的电网规划、项目审批以及国有企业管理、考核制度等相关体制机制改革。如：对存量和增量固定资产实行不同的定价折旧率;按国资委核定工资总额作为确定职工薪酬的依据;引入政策性有效资产的概念，对农网改造等财政拨款形成的投资给予远低于一般性有效资产的回报率;新增材料费、修理费、其他费用不一一核定，而是按一定比率与新增固定资产挂钩;引入“新增投资计入固定资产比率”的概念并规定最高不超过75%;实际投资额低于预测投资额对应的准许收入的70%将予以扣减，超出部分对应的准许收入不再上调。

（四）为现阶段电力市场化改革创造了条件

输配电价格改革，既是“管住中间”的核心内容，也是“放开两头”的前提之一。所谓电力的市场化改革，本质上是给予发电企业和电力用户以电力买、卖的自由选择权。电网不仅是发电企业向电力用户输送电力商品的通道，而且也是集成各类电源功能保障供电质量和系统可靠性的物质依托。输、配电“过网费”占消费者电费支出比例高达1/3以上，并且对发电和用电环节的效率有直接影响。因而，输、配电价改革核定的“过网费”，为现阶段的电力市场化改革创造了条件。

目前，因竞争性批发市场尚未建成，网损、系统运行(调度等)等与批发市场相关的费用仍包含在输配电价中。未来，在批发市场具体设计、调度机构设置等问题确定后，只需对输配电价进行适应性调整即可。如将网损费用从输配电价中扣除，成为批发市场出清价格的一部分或统一加价;又如调度机构从电网企业独立后，可将相关费用从输配电成本中扣除，通过批发市场统一加价的方式收回。

（五）有效地降低了工商企业用电成本

公开资料数据显示，已完成的32个省级电网输配电价核定工作，共核减电网企业上报收入需求约480亿元，平均输配电价较之前的购销价差降低约每千瓦时1分，有效地降低了工商企业用电成本。

二、进一步推进输配电价改革的建议

我国输配电价改革因初期更多地考虑到平稳推进，更注重同现行电价的衔接，在引导资源配置、约束成本和价格等方面亟待加强。为适应价格规制现代化和未来竞争性电力市场建设要求，切实维护电力消费者利益，输配电价改革亟需从以下三个方面加以深化。

（一）优化价格结构，提高资源配置效率

国际经验表明，政府在核定电网企业总收入或平均价格后，仍需制定价格结构设计的具体原则和方法。原因是价格结构直接关系到公平负担、资源配置，特别是市场化交易的位置信号和市场主体间的公平竞争。优化价格结构，最重要的原则是责任者负担，即“谁用谁出钱、多用多出钱”，同时兼顾可执行性。

1.引入“接入价”设计。用户接入电网时发生的专用连接线路、设备等成本费用，有明确的受益对象。在国外通常设立专门的接入价收回，而非某个用户接入系统的费用由所有用户共同分担，以致既不公平，也不利于节约资源。接入价的收取对象，不仅包括发电厂，还包括终端用户。在发达市场经济国家，接入价分为浅度和深度两种：浅度接入价只收取直接连接设备费用，其余接入成本通过共用网络价格收回;深度接入价除直接连接设备费用外，还收取部分或全部因接入而导致的系统成本。考虑到后者计算复杂，易引发争议，执行成本较高，我国现阶段可实行浅度接入价制度。如引入发电接入价，能一定程度上提供电厂的位置信号，使煤矿附近的“坑口”电厂、城市附近或中心电厂具备公平竞争的条件。如在用户侧特别是对大用户收取接入价，能避免“大马拉小车”(用户虚报用电容量)和随意变更接入位置而造成的电网资源浪费。

2.提高共用网络成本分摊的科学性。除了专用连接成本以外，剩余的共用网络成本，因没有明确的受益对象，需采用一定的方法在各类用户之间分摊。分摊时除目前已经考虑的电压等级因素外，还应考虑峰荷责任、用电负荷率等因素。根据国际经验，可供选择的分摊方法有边际成本法和综合成本法(平均成本法)，即通常所称的节点法和邮票法，前者能更好地反映各类用户成本，但需复杂的模型，执行成本相对较高且不利于用户理解。在国外，配电成本分摊通常基于邮票法，输电成本分摊采用邮票法或节点法与邮票法的结合。结合我国国情，初期基于综合成本法更可行，即将核定的准许收入，自上而下分解到各类用户，与容量相关的成本按各类用户容量占比分摊，与电量相关的成本按各类用户电量占比分摊，与用户相关的成本按各类用户数量占比分摊。需要注意的是，与容量相关成本并不等同于固定成本，与电量相关成本也不等同于变动成本。与工程师主张按峰荷责任法分摊固定投资成本不同，经济学家认为，容量-电量加权平均方法更加合理，该方法综合考虑峰荷责任(容量)和负荷率(电量)，理由是系统负荷曲线由不同特性用户的负荷曲线叠加而成，负荷率低(用电时间短)的用户可以共享电网容量，不应与常年占用电网容量的用户承担相同的容量责任。

3.优化分类用户价格结构。在确定出各类用户应分摊的成本后，下一步工作就是在各类用户内部设计价格结构，促进用户提高用电负荷率、降低最大用电负荷、减少高峰用电，目的是降低电网未来投资需求和用户整体电价。电力市场化改革后，政府管制电价的范围为输电、配电价格以及未放开或保底(默认)终端电价，国际通用的基本电价结构为两部制和峰谷、季节分时电价。和国外相比，我国电价结构不是复杂了，而是用户分类和价格设计“精细化”程度亟需提高：

——提高用户分类科学性。在目前分电压等级、分用户类别基础上，现行电压等级可适当合并、以降低执行成本，同时引入负荷率、用电规模等反映用电特性的元素。

——完善两部制电价制度。将两部制电价中的“基本电价”更名为“需量电价或容量电价”，提高两部制电价的灵活性，允许用户选择按实际最大需量缴纳基本电费，以便于用户理解，降低工商企业电费负担。在同一电压等级内部，按年利用小时分类，年利用小时越高(低)的大工业用户，容量电价越高(低)、电量电价越低(高)，既可体现不同负荷率用户的容量成本责任，也有利于促进高负荷率用户更好地控制最高负荷。

——完善峰谷电价制度。电量电价设计也是两部制电价设计的重要内容。在电力市场建设较成熟的国家和地区，输配电价分时计价的做法也较常见。目前，我国批发市场尚不能提供分时信号，政府管制的输、配环节更需引入分时电价。建议两部制电价中的电量电价普遍实行峰谷电价。季节特性明显的地区，还应鼓励实行季节差价(与峰谷电价相比，执行成本低，效果好，因而国外广泛使用或结合峰谷电价使用)，从而向市场化用户也传递分时信号，提高资源配置信号。在系统评估的基础上，引入节假日电价制度，刺激节假日用电。可进一步鼓励各地在需量电价中引入分时制度，分别统计高峰用电时段的最大需量和非高峰用电时段的最大需量，如后者高于前者，则超出部分实行较低的需量电价。因直接作用于每15分钟的用电负荷，与电量分时电价相比，需量分时电价可更好地避免用户在系统高峰时刻出现最大负荷。

——完善尖峰电价制度。尖峰电价由峰谷电价发展而来。在国外，尖峰电价也是预先设定时段和价格，但与峰谷电价最大的区别是尖、谷电价比高达8-10倍，仅在一年内的少数“紧急日”执行(执行小时数不超过年小时的1%)，且只预先规定一年最多执行天数、不规定具体日期，由电力公司根据预测( 如由于天气或其他原因，系统可靠性受到威胁、电力批发市场价格极高) 提前一天或数小时通知用户，从而针对性地消除“尖峰”负荷。我国已实施的尖峰电价本质上仍是峰谷电价,应大幅缩短执行时段并建立“触发”机制、大幅提高尖峰电价。

（二）妥善处理用户间交叉补贴，促进效率与公平

工商业对居民的交叉补贴不仅降低了工商企业的经济竞争力，补贴了不该被补贴的中高收入家庭，而且制约了电价结构的优化，扭曲了“过网费”和电力市场化交易信号。取消交叉补贴可通过三方面的措施加以解决。一是完善财政对特定困难群体的用电补贴，如随低保发放和调整。二是完善居民阶梯电价，缩小阶梯电价第一档电量覆盖人群、定位于最基本用电需求，提高第二档电价至居民合理电价水平，大幅提高第三档价格，使居民类整体电价水平与之合理的供电成本相符。三是建立电力普遍服务基金，对于低收入人群和“老、少、边、穷”地区的供电保障，应以财政定向补贴的方式的解决，“暗补”改为“明补”。在用户间交叉补贴取消以前，尽快测算并公布交叉补贴标准，将交叉补贴“显性化”，减少价格信号的扭曲。

（三）加强基础制度建设和激励机制设计，提高规制机构的能力和效率

相比政府和消费者，电网企业始终拥有信息优势，直接影响价格规制预期目标的实现，这是任何一个国家和地区都面临的难题。发达市场经济国家电网价格规制已有近百年历史，尚且不能根本解决信息不对称问题。而我国的现代规制尚处于起步阶段，提高监管机构能力和效率更为迫切。建议从以下三个方面着手。

1.加强基础制度建设。建立成本定期报送、动态监测和评估机制。完善规则制定和价格核定的程序。建立信息公开制度。这些制度显然对约束电网企业提供信息、降低信息不对称至关重要。同时须以更基础的电网管制会计准则制度为前提。我国电网企业目前按通用会计准则进行成本分类及核算，至少导致两方面问题，一是成本监审和核定准许收入时判断成本合理性十分困难，二是成本分摊和设计价格结构时没有对应口径的数据，优化结构很难。在国外，电网行业大都有专门的管制会计准则，由政府根据价格规制的需要设置，其中重要的做法是根据用途和功能对成本进行分类。我国应尽快建立这类制度。

2.进一步引入激励机制设计。通过上述制度的建立和完善，可显著降低信息不对称，但不可能穷尽全部信息。现代激励规制理论认为，对于这部分不可获知的信息，政府可通过激励机制设计，允许被规制企业保留成本下降的部分好处(“信息租”)，从而实现与消费者之间的“双赢”。未来，我国可进一步引入激励机制设计，如允许部分地区探索上限制规制模式，逐步延长核价周期，关键成本参数核定引入“对标”，实际成本与核价成本的差异按一定比例由企业和消费者共享和分担。

3.加强规制机构的能力建设并为公众参与创造条件。一是增加监管相关部门的人员编制，提高经费保障水平，加强专业化培训和国际交流。二是加强价格、投资、国资管理等相关部门间的协调，形成对投资等关键成本参数的约束。三是支持消费者组织的参与。输配电价规制涉及电力技术、经济、会计、法律等多个专业，即使有前文所述的基础制度，消费者因缺乏专业能力也很难实质性参与。可在政府内部设立专职的消费者保护部门，为消费者聘请真正的专家顾问，允许行业协会作为消费者的利益代表，以使公众真正参与输配电价改革的决策过程。

参考文献：

[1][法]让-雅克·拉丰、让·梯若尔著，石磊、王永钦译.政府采购与规制中的激励理论[M].上海：格致出版社 上海三联书店 上海人民书店，2014(5).

[2]杨娟、刘树杰.我国输配电价格改革研究[J].经济纵横,2017(9).

[3]国家发展改革委关于印发《省级电网输配电价定价办法(试行)》的通知(发改价格【2016】2711号).

(作者单位：国家发展改革委市场与价格研究所)

Suggestions on the progress of reform of transmission and distribution prices and further advancement

Abstract: China's electricity transmission and distribution pricing reform has preliminarily introduced modern regulatory concepts and methods, which has created the conditions for the current power sector marketization reform, and significantly reduced the cost of electricity for industrial and commercial enterprises. In order to adapt to the requirements of price regulation modernization and future competitive power market construction, and to effectively protect the interests of electricity consumers, the reform of electricity transmission and distribution pricing needs to be deepened in three aspects. The first is to optimize the price structure and to guide the rational allocation of resources. The second is to properly handle cross-subsidization to promote efficiency and fairness. The third is to strengthen the design of basic institutions and incentive mechanisms to improve regulatory capacity and efficiency.

Keywords: Transmission and Distribution Tariff; Incentive Mechanism; Regulatory Efficiency