中国储能网讯：为实现“管住中间、放开两头”的电力体制总体构架，输配电价改革是电力体制改革的核心领域之一，也是实现发售电价由市场形成的前提。本文旨在介绍我国输配电价改革试点的最新进展，明确输配电价改革之于电力体制改革的重要意义，并从加强监管能力建设等方面指出我国输配电价改革的方向和着力点。
一、输配电价改革试点取得新进展
2015年3月中共中央、国务院印发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号），新一轮电力体制改革拉开大幕。此次电力体制改革围绕“在可竞争领域建立市场，在自然垄断领域实施有效监管”而展开。即按照“管住中间、放开两头”的体制构架，发电和售电环节价格由市场形成；输配电价要逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则，分电压等级核定。2015年10月，中共中央、国务院印发了《关于推进价格机制改革的若干意见》（中发[2015]28号），再次对于包括电力价格在内的价格机制改革做出了决策部署，提出将政府定价范围限定在重要公用事业、公益性服务和网络型自然垄断环节，到2017年底基本放开竞争性环节和竞争领域价格。
作为本轮改革的核心领域之一，输配电价改革就是要打破现行的“独买”和“独卖”模式，把电网“高速公路化”，对电网服务实行“成本加成”定价，同时对电力成本实行有效监管，以获取垄断效率提升的红利。
根据中央关于电力体制改革和价格机制改革的总体要求，国家发改委会同能源局制定了《关于推进输配电价改革的实施意见》，作为指导输配电改革的配套文件。2014年，深圳市输配电价改革试点正式启动，改变电网企业“吃差价”的盈利模式，并公布独立的输配电价，标志着我国输配电价改革迈出实质性步伐，也是电力市场化改革的破冰之举。在深圳市、内蒙古西部率先开展输配电价改革试点基础上，2015年3月，国家发改委将安徽、湖北、宁夏、云南、贵州省（区）纳入输配电价改革试点范围。2015年6月，国家发改委、国家能源局联合发布了《输配电定价成本监审办法（试行）》，指导各试点地区输配电成本核算和监督审查。在国家发改委大力推动和相关方面的积极配合下，五省区输配电试点稳步推进，各地区结合当地实际，出台了输配电改革试点方案，开展了输配电成本核算和成本监审，按“准许成本加合理收益”原则单独核定输配电价。在探索输配电价形成规则上做了大量尝试，积累了经验。2016年3月，试点范围的扩大到北京、天津、冀南、冀北、山西、陕西、江西、湖南、四川、重庆、广东、广西等12个省级电网以及电力体制综合改革试点电网、华北区域电网，输配电价改革试点覆盖全国半数省级电网。
我国的输配电价改革十分复杂，在电力价格中以政府性基金、附加的形式，承担了众多公共职能；也被作为节能减排的重要手段，通过差别电价、环保加价，被赋予促进结构调整的重要作用；同时，电力价格中还包含了交叉补贴，又承担了普遍服务、保障民生的重要职能。交叉补贴不仅在居民、农业用电、工商业用电与其他类型用电之间存在，在工商业部门之间也不同程度地存在，为推进我国输配电价改革增添了难度。输配电价改革既意义重大、前景光明，也面临问题繁多、任务繁杂等挑战，必须从整体利益和大局出发，边干边学、坚持不懈、稳步推进。
二、输配电价改革试点的重要意义
1、有利于转变电网的盈利模式和监管方式。作为典型的网络型产业，电网企业在全国各个地区投资搭建输配电网络，将发电厂的电能输送到千家万户。由于处在两头垄断的地位，在输配电价试点之前，电网的盈利模式是获取售电、购电的价格差，其收益取决于价差的大小，因此，电网有压低购电侧价格、抬高售电侧价格的动机。国家对电网企业的价格监管是核定购电、售电价格，电网企业获得差价收入的间接监管。此种模式下，监管者难以获得电网输配电真实成本，电网公司有将非输配电资产纳入企业成本的激励。同时，电网还可以利用垄断力量干预电价制定，成为国家开展有效电力监管的障碍。输配电价改革试点地区，电网传统的盈利模式被打破，实现电网“高速公路化”，其收入来源于收取的“过网费”。输配电价以电网有效输配电资产为基础，按照“准许成本加合理收益”原则单独核定，国家对电网的监管转变为以电网有效资产为基础，对输配电收入、成本和价格全方位直接监管，对电网企业的成本价格监管将更加科学、更加规范、更加透明。
2、有利于强化电网企业成本约束、提高投资效率。市场结构理论表明，对于垄断型国有企业，由于缺乏有效的市场竞争约束，就会放松内部管理和技术创新，而导致生产和经营低效率。传统的价差盈利模式，使电网企业更关注购电、售电的价差收益，而不重视企业的成本管理，输配电资产与非输配电资产不分，企业输配电成本成了一笔糊涂账。输配电价改革，将极大改变电网企业缺乏成本管理观念的状况。“成本加成”的输配电定价模式，将电网有效的输配电资产作为输配电价格核定的基础，核减不相关、不合理的输配电投资和成本费用，并开展严格的成本和输配电价格监审。使电网意识到必须降运营成本才能保障收益，有利于强化电网企业的成本约束，增强电网企业成本观念，提高电网投资效率，提升内部生产经营效率，释放改革红利。
3、有利于集思广益建立输配电价形成规则。电网输配电资产庞大，关系复杂，历史遗留问题很多，各地情况千差万别，输配电价改革必须试点先行、因地制宜、循序渐进。从2014年，深圳、蒙西输配电价改革试点的正式启动，到2015年将皖、鄂、宁、滇、黔纳入改革试点范畴，再到2016年3月将试点范围扩大到12个省级电网，我国已分批次将代表性地区电网纳入试点，覆盖全国半数省级电网。进行广泛试点，以点带面，逐步推进，进而扩展到全国，在前期充分搜集各地区的数据信息，能够从宏观层面有效把握地区差异，集思广益，在实际操作过程中制定针对性的措施。同时，还能反映出不同地区电力价格对资源供求关系、稀缺程度和生态环境的不同影响，为实现中央和地方政府对能源的监管方式的转变，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，积累了宝贵经验。
4、有利于实现电力直接交易、促进电力市场建设。现行的输售电机制中，电网处于连接供需各方的枢纽地位，拥有网络基础设施和相关的大数据资源，输配售电业务是其价值核心。按“准许成本加合理收益”原则核定分电压等级输配电价，电网仅仅担任输送职责接收过网费，电网盈利模式转变后，发电售电价格高低与电网收入无关，因而电网企业与发电、售电企业没有了利益之争，在发电企业与电力用户直接交易中将保持中立地位，避免干预电力市场的有效运行。对于发电企业和电力用户而言，可以实现公平无障碍的接入和直接交易，按照不同的电压接入等级和核定的输配电价格，直接并入双方直接交易的价格中，赋予了发电、售电、用户对于交易对象、电量、价格的自主选择权。因此，输配电价格机制的改革，是完善市场化交易机制的关键所在，对于实现电力直接交易、促进电力市场建设具有基础性作用，对电力体制改革意义重大。
5、有利于开放电网公平接入，促进新能源消纳。在传统的价差盈利模式下，对电网企业消纳可再生能源的激励不足。现有以“电量计划”、“固定价格”、“电网垄断”等为特征的体系已不能适应可再生能源发展。可再生能源的优先调度受原有电力运行机制和刚性价格机制的限制，难以实现优先调度等行政性规定。输配电价改革后，电力市场化交易机制逐步健全，常规火电发用电计划有序放开，发电计划和调度中可优先安排可再生能源发电；辅助服务分担机制和交易机制的建立，可再生能源边际成本低的优势将得以发挥。输配电价改革为建立和繁荣电力市场，开放电网公平接入，从体制机制上解决弃风弃光弃水问题提供了条件。
三、下一步输配电价改革的方向和着力点
输配电价改革的目的是建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系，让输配电价真实反应电网的成本，理顺电价形成机制，形成主要由市场决定的电力价格。在这个过程中，要切实转变政府对能源的监管方式，探索符合实际的监管手段，建立对电网企业成本和投资监管的体制机制。
1、大力加强输配电监管能力建设。坚持简政放权、放管结合，对于网络型自然垄断环节需要加强对成本和投资的监管。尽管，“成本加成”定价模式有利于增强电网企业的成本观念，但如果没有强大、有效的监管，电网企业的投资、运营成本以及可能的利益输送问题就难以解决，企业仍有很强的动机去膨胀资产，而不是关注内部成本的控制、效率的提升等，从而导致过度投资和要素结构扭曲，并影响到电力成本和电力价格。因此，要确保输配电价改革达到预期目的，必须大力加强输配电监管能力建设。在这个方面，不应片面强调简政放权，“管住中间”要求加强对自然垄断环节的有效监管。没有人力定期、高强度监管，被监管对象可能就会不遵守规定，市场效率、改革红利就难以实现；在输配电价试点过程中，应注重与监管需求相匹配的监管能力建设，在监管机构、人员编制、经费保障等方面予以统筹考虑，确保电力监管机构立场的中立性。结合美国加州、德州电力市场监管经验，我国也应扩充输配电监管队伍的规模，优化监管机构的人员结构，提高电力监管的专业化水平。
2、开展输配电成本激励性监管试点。考虑到我国电力建设处于成长期，适度的电网投资是必不可少的。“准许成本加合理收益”的模式可保证电网有效的投资在输配电价中得以回收，保障了电网企业投资的积极性。而由于电力生产或输配企业与电力价格监管部门之间的信息不对称，电力成本核算和监审面临重大挑战。从国际经验看，成本加成定价法下，电力企业会有过度投资的动机，也会产生上下游利益输送等问题。我国地区间电网建设步伐不一致，对电网投资的需求有差异，在“成本加成”定价模式为主体的情况下，在具备条件的地区，可探索开展输配电成本激励性监管试点。如规定电网输配电成本或价格，每年降低X %，连续降低若干年；探索实行各区域、省级电网间“对标”管理，以监管试点为标杆制定“领跑者”输配电价标准，以进一步强化电网企业成本约束，加强内部管理，提高效率。
3、探索建立电网投资“准生证”制度。电网输配电价格监审，属于事前监管模式，有效资产、准许收入、准入收益依赖于对监管期内投资、电量的预测。因此，对电网准许收入的核定，包含了对电网投资的监审制度，未来输配电成本的高低很大程度上取决于当前的投资决策。实际上，对电网成本的监管必然包括了对电网投资的监管。有必要探索建立电网投资的“准生证”制度，明确允许进入输配电成本的投资标准，将对电网投资的监审纳入监管职能，重点审查电网投资是否符合国家的电力规划，是否具备进入输配电成本的条件，确保监审机构的独立性、专业性，避免“管制俘虏”。
4、建立电网非输配电资产剥离机制。在改革输配电价形成机制过程中，电网企业的输配电成本界定标准逐渐明确，与输配电不相关的电网资产，需要从电网企业剥离。完善输配电成本核算制度，严格输配电成本监审制度，形成电网对非输配电资产剥离的激励机制，减少可能发生的“利益输送”。
由于我国电力价格承担着保民生的公共职能，在输配电价改革过程中，还应当合理安排政府的政策目标，逐步减少和妥善处理交叉补贴，确保电网投资不影响普遍服务功能的发挥。一是尽快着手交叉补贴摸底工作，探索解决方案。从供电成本的角度来看，居民用户处于供电环节末端，电压等级最低负荷率低，供电成本较工商业用户高。但目前我国居民电价较工业电价低，一直是工商业用户长期补贴居民用电。在输配电价试点过程中，各地应结合实际情况，开展交叉补贴的摸底核算工作。一方面，逐步消除工商业内部的交叉补贴；另一方面，核算并确定居民、农业的交叉补贴规模。特别是探索建立测算交叉补贴的方法、模型、参数，待条件成熟，出台交叉补贴核算技术指南。在摸清底数基础上，结合各地实际，探索妥善解决交叉补贴的机制。二是探索建立普遍服务的保证机制。电网企业实际上承担了电力普遍服务职能，对于偏远地区的电网投资，可能无法盈利。在电网盈利模式改变后，对普遍服务的保障性投资，电力交易量小，导致普遍服务投资激励不足，需要有合理的机制保障电网企业针对普遍服务的投资不下降。可以采取以下方式：（1）建立普遍服务基金，并对普遍服务基金的收取对象、计算基础、基金收取的比例以及普遍服务基金的补偿对象进行确定，确保普遍服务有充足的资金作支撑和实现普遍服务的精准有效。（2）出台扶持政策，对电网企业提供普遍服务职能的部分，通过税收优惠、低息贷款或财政援助的方式补偿成本，不通过价格补偿。
