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，