內容提要：我國輸配電價改革已初步引入了現代規制理念和方法，為現階段電力市場化改革創造了條件，明顯降低了工商企業用電成本。為適應價格規制現代化和未來競爭性電力市場建設要求，切實維護電力消費者利益，輸配電價改革需在三個方面繼續推進：一是優化價格結構，引導資源合理配置;二是妥善處理交叉補貼，促進效率與公平;三是加強基礎制度建設和激勵機制設計，提高監管機構的能力和效率。

關鍵詞：輸配電價 激勵機制 規制效率

以2014年10月開展的深圳試點為標志，我國系統性輸配電價改革正式啟動。從2015年開始，為貫徹落實黨中央國務院《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發[2015]9號)和《關于推進價格機制改革的若干意見》(中發[2015]28號)相關要求，輸配電價改革在分批試點中快速、全面推進。2015年6月，在深圳、蒙西試點基礎上，《輸配電定價成本監審辦法(試行)》出臺的同時，第二批5個省的輸配電價改革試點也啟動。2016年3月，第三批12個省市開展試點。2016年9月，省級電網輸配電價改革全面鋪開(除西藏外)。2016年12月，《省級電網輸配電價定價辦法(試行)》出臺。2017年7月，除西藏外省級電網輸配電價首個周期核定工作全部完成。2017年12月，區域電網、跨省跨區專項工程輸電價格定價辦法、地方電網和增量配網價格指導意見同時出臺。與此同時，從2017年8月到10月，發展改革委相繼出臺《關于進一步加強壟斷行業價格監管的意見》、《政府制定價格行為規則》、《政府制定價格成本監審辦法》，進一步推進電網等壟斷行業價格規制的規范化、制度化、現代化建設。我國輸配電價改革取得了重要的階段性進展，進一步推進建議重點解決優化價格結構、降低信息不對稱等問題。

一、輸配電價改革取得的主要進展和成效

（一）邁出了輸配電價規制“從無到有”的第一步

1.對電網企業進行以價格為核心的規制是國際慣例。安全可靠的電力系統是現代社會的物質支撐。電力的輸、配不僅將電力的生產與消費連接為一個有機的整體，還將分散的電源及其不同的運行方式進行系統集成。電力的輸、配網絡的建設和運營耗資巨大，資產專用性強，不適于競爭經營，具有典型的自然壟斷特性，在一定區域范圍內只能由一家企業壟斷經營，因而其價格也須在政府規制下確定。為此，發達市場經濟國家均設立了專業的經濟性規制機構，對被規制企業的價格，以及與之相關的投資、成本、質量等內容進行“精細化”深度干預。

2.輸配電價改革實現了我國輸配電價規制的“從無到有”。我國“廠、網分開”雖始于2002年上一輪電力體制改革啟動之時，但電網公司的輸、配電業務成本和價格一直未單獨核定，其收入主要來自購電和售電的價差(簡稱“購、銷差”)，既不利于約束其成本支出，也無法為電力的市場化交易提供“運輸”等方面的價格信號。此次輸配電價改革以建立獨立輸配電價體系為目標，對電網企業提供的輸、配電服務的價格和成本進行系統性規制，填補了我國自然壟斷行業價格規制的“空白”。已開展的輸配電價改革首次在成本監審基礎上，按明確的機制核定了價格，并建立了跨省跨區、區域電網、省級電網三個層次的價格體系，同時也就地方電網和增量配網價格核定出臺了指導意見。

（二）基于現代理念構建了輸配電價規制的基本框架

現代規制理論認為，為實現最終保護消費者利益的目標，價格規制必須有效平衡被規制企業與消費者的利益關系，既要使企業具備可持續運營的財務能力，又要約束其不合理支出并激勵其提高效率。我國輸配電價格改革試點，探引了“合理成本、合理收益、公平負擔”的定價模型及“有效資產”、“加權資本成本”審核等現代價格規制的理念與方法，在傳統回報率管制的框架內，結合使用了上限制、標尺競爭等多種激勵性機制，對于強化對電網企業的成本約束和效率激勵，引導電力的合理消費與投資，進而推動我國政府價格規制現代化進程，具有重要的意義。

1.起步階段選擇了相對簡單的回報率管制。價格規制的基本框架，指規制機構控制企業總成本或平均價格的方式，也稱為價格規制的模式。目前國際主流的輸配電價規制框架是以美國為代表的回報率管制和以英國為代表的上限制。“上限制”雖然激勵程度和效率高于回報率管制，但對規制經驗和能力、基礎數據等方面的要求也更高，實施成本和風險也更高。以英國為例，在最初引入上限制時，由于在運行和投資成本方面存在嚴重信息不對稱，使企業利用信息優勢獲得了超額利潤。此外，“上限制”需要設置較長的規制周期(一般為5年左右)才會產生預期的激勵作用，而未來5年我國國企改革、電力體制改革走向及進程均具有不確定性。加之我國CPI等相關物價指數與電網企業成本相關性也不明顯，相關定價參數很難確定，不僅談判成本太高，而且很可能導致誤差過大的局面。我國目前所采用的框架整體上更接近回報率管制模式，有利于改革的平穩起步，也可為今后實行激勵程度更高的上限制積累數據、經驗和制度基礎。

2.在回報率管制框架中結合使用了上限制、標尺競爭等激勵性機制。一是采用國際主流的面向未來的定價機制，目的是主動引導和約束電網企業行為，而不是追認歷史、被動“埋單”。目前，隨著改革的推進，電網規劃和投資合理性問題日益受到各方關注。二是借鑒國外經驗，將規制周期由傳統的1年延長到3年，通過價格調整的滯后，使企業在本規制周期內獲得成本下降的好處，從而提高企業降低成本的積極性。這也是國際主流做法，以3-5年最為常見。三是存量成本基于回報率方法確定，增量成本基于上限制、標尺競爭確定。如新增修理費、材料費以新增固定資產的固定比率為上限，既體現了標尺競爭(即對標)的理念，也設置了最高上限，能促使電網企業為獲得降成本的收益而提高運行維護的效率。新增固定資產不超過規劃投資額的75%，新增固定資產增長超過電量和負荷增長的部分產生的折舊費、運行維護費可暫不計入當期價格，均反映了最高上限的設計理念。此外還對線損、服務質量等引入了分享和激勵機制。

（三）基于現有體制條件的限制對主要成本項目核定參數給出了可操作的辦法

輸、配電價格規制有相對成熟的理論體系，發達市場經濟國家已開展數十年實踐，積累了較為行之有效的成熟經驗?；诂F有體制條件的限制，我國現行方案沒有完全“照搬”國外經驗，而是對主要成本項目核定參數提出了可操作的辦法，既有利于輸配電價核定工作的開展，也有利于“倒逼”與輸配電價密切相關的電網規劃、項目審批以及國有企業管理、考核制度等相關體制機制改革。如：對存量和增量固定資產實行不同的定價折舊率;按國資委核定工資總額作為確定職工薪酬的依據;引入政策性有效資產的概念，對農網改造等財政撥款形成的投資給予遠低于一般性有效資產的回報率;新增材料費、修理費、其他費用不一一核定，而是按一定比率與新增固定資產掛鉤;引入“新增投資計入固定資產比率”的概念并規定最高不超過75%;實際投資額低于預測投資額對應的準許收入的70%將予以扣減，超出部分對應的準許收入不再上調。

（四）為現階段電力市場化改革創造了條件

輸配電價格改革，既是“管住中間”的核心內容，也是“放開兩頭”的前提之一。所謂電力的市場化改革，本質上是給予發電企業和電力用戶以電力買、賣的自由選擇權。電網不僅是發電企業向電力用戶輸送電力商品的通道，而且也是集成各類電源功能保障供電質量和系統可靠性的物質依托。輸、配電“過網費”占消費者電費支出比例高達1/3以上，并且對發電和用電環節的效率有直接影響。因而，輸、配電價改革核定的“過網費”，為現階段的電力市場化改革創造了條件。

目前，因競爭性批發市場尚未建成，網損、系統運行(調度等)等與批發市場相關的費用仍包含在輸配電價中。未來，在批發市場具體設計、調度機構設置等問題確定后，只需對輸配電價進行適應性調整即可。如將網損費用從輸配電價中扣除，成為批發市場出清價格的一部分或統一加價;又如調度機構從電網企業獨立后，可將相關費用從輸配電成本中扣除，通過批發市場統一加價的方式收回。

（五）有效地降低了工商企業用電成本

公開資料數據顯示，已完成的32個省級電網輸配電價核定工作，共核減電網企業上報收入需求約480億元，平均輸配電價較之前的購銷價差降低約每千瓦時1分，有效地降低了工商企業用電成本。

二、進一步推進輸配電價改革的建議

我國輸配電價改革因初期更多地考慮到平穩推進，更注重同現行電價的銜接，在引導資源配置、約束成本和價格等方面亟待加強。為適應價格規制現代化和未來競爭性電力市場建設要求，切實維護電力消費者利益，輸配電價改革亟需從以下三個方面加以深化。

（一）優化價格結構，提高資源配置效率

國際經驗表明，政府在核定電網企業總收入或平均價格后，仍需制定價格結構設計的具體原則和方法。原因是價格結構直接關系到公平負擔、資源配置，特別是市場化交易的位置信號和市場主體間的公平競爭。優化價格結構，最重要的原則是責任者負擔，即“誰用誰出錢、多用多出錢”，同時兼顧可執行性。

1.引入“接入價”設計。用戶接入電網時發生的專用連接線路、設備等成本費用，有明確的受益對象。在國外通常設立專門的接入價收回，而非某個用戶接入系統的費用由所有用戶共同分擔，以致既不公平，也不利于節約資源。接入價的收取對象，不僅包括發電廠，還包括終端用戶。在發達市場經濟國家，接入價分為淺度和深度兩種：淺度接入價只收取直接連接設備費用，其余接入成本通過共用網絡價格收回;深度接入價除直接連接設備費用外，還收取部分或全部因接入而導致的系統成本?？紤]到后者計算復雜，易引發爭議，執行成本較高，我國現階段可實行淺度接入價制度。如引入發電接入價，能一定程度上提供電廠的位置信號，使煤礦附近的“坑口”電廠、城市附近或中心電廠具備公平競爭的條件。如在用戶側特別是對大用戶收取接入價，能避免“大馬拉小車”(用戶虛報用電容量)和隨意變更接入位置而造成的電網資源浪費。

2.提高共用網絡成本分攤的科學性。除了專用連接成本以外，剩余的共用網絡成本，因沒有明確的受益對象，需采用一定的方法在各類用戶之間分攤。分攤時除目前已經考慮的電壓等級因素外，還應考慮峰荷責任、用電負荷率等因素。根據國際經驗，可供選擇的分攤方法有邊際成本法和綜合成本法(平均成本法)，即通常所稱的節點法和郵票法，前者能更好地反映各類用戶成本，但需復雜的模型，執行成本相對較高且不利于用戶理解。在國外，配電成本分攤通?；卩]票法，輸電成本分攤采用郵票法或節點法與郵票法的結合。結合我國國情，初期基于綜合成本法更可行，即將核定的準許收入，自上而下分解到各類用戶，與容量相關的成本按各類用戶容量占比分攤，與電量相關的成本按各類用戶電量占比分攤，與用戶相關的成本按各類用戶數量占比分攤。需要注意的是，與容量相關成本并不等同于固定成本，與電量相關成本也不等同于變動成本。與工程師主張按峰荷責任法分攤固定投資成本不同，經濟學家認為，容量-電量加權平均方法更加合理，該方法綜合考慮峰荷責任(容量)和負荷率(電量)，理由是系統負荷曲線由不同特性用戶的負荷曲線疊加而成，負荷率低(用電時間短)的用戶可以共享電網容量，不應與常年占用電網容量的用戶承擔相同的容量責任。

3.優化分類用戶價格結構。在確定出各類用戶應分攤的成本后，下一步工作就是在各類用戶內部設計價格結構，促進用戶提高用電負荷率、降低最大用電負荷、減少高峰用電，目的是降低電網未來投資需求和用戶整體電價。電力市場化改革后，政府管制電價的范圍為輸電、配電價格以及未放開或保底(默認)終端電價，國際通用的基本電價結構為兩部制和峰谷、季節分時電價。和國外相比，我國電價結構不是復雜了，而是用戶分類和價格設計“精細化”程度亟需提高：

——提高用戶分類科學性。在目前分電壓等級、分用戶類別基礎上，現行電壓等級可適當合并、以降低執行成本，同時引入負荷率、用電規模等反映用電特性的元素。

——完善兩部制電價制度。將兩部制電價中的“基本電價”更名為“需量電價或容量電價”，提高兩部制電價的靈活性，允許用戶選擇按實際最大需量繳納基本電費，以便于用戶理解，降低工商企業電費負擔。在同一電壓等級內部，按年利用小時分類，年利用小時越高(低)的大工業用戶，容量電價越高(低)、電量電價越低(高)，既可體現不同負荷率用戶的容量成本責任，也有利于促進高負荷率用戶更好地控制最高負荷。

——完善峰谷電價制度。電量電價設計也是兩部制電價設計的重要內容。在電力市場建設較成熟的國家和地區，輸配電價分時計價的做法也較常見。目前，我國批發市場尚不能提供分時信號，政府管制的輸、配環節更需引入分時電價。建議兩部制電價中的電量電價普遍實行峰谷電價。季節特性明顯的地區，還應鼓勵實行季節差價(與峰谷電價相比，執行成本低，效果好，因而國外廣泛使用或結合峰谷電價使用)，從而向市場化用戶也傳遞分時信號，提高資源配置信號。在系統評估的基礎上，引入節假日電價制度，刺激節假日用電?？蛇M一步鼓勵各地在需量電價中引入分時制度，分別統計高峰用電時段的最大需量和非高峰用電時段的最大需量，如后者高于前者，則超出部分實行較低的需量電價。因直接作用于每15分鐘的用電負荷，與電量分時電價相比，需量分時電價可更好地避免用戶在系統高峰時刻出現最大負荷。

——完善尖峰電價制度。尖峰電價由峰谷電價發展而來。在國外，尖峰電價也是預先設定時段和價格，但與峰谷電價最大的區別是尖、谷電價比高達8-10倍，僅在一年內的少數“緊急日”執行(執行小時數不超過年小時的1%)，且只預先規定一年最多執行天數、不規定具體日期，由電力公司根據預測( 如由于天氣或其他原因，系統可靠性受到威脅、電力批發市場價格極高) 提前一天或數小時通知用戶，從而針對性地消除“尖峰”負荷。我國已實施的尖峰電價本質上仍是峰谷電價,應大幅縮短執行時段并建立“觸發”機制、大幅提高尖峰電價。

（二）妥善處理用戶間交叉補貼，促進效率與公平

工商業對居民的交叉補貼不僅降低了工商企業的經濟競爭力，補貼了不該被補貼的中高收入家庭，而且制約了電價結構的優化，扭曲了“過網費”和電力市場化交易信號。取消交叉補貼可通過三方面的措施加以解決。一是完善財政對特定困難群體的用電補貼，如隨低保發放和調整。二是完善居民階梯電價，縮小階梯電價第一檔電量覆蓋人群、定位于最基本用電需求，提高第二檔電價至居民合理電價水平，大幅提高第三檔價格，使居民類整體電價水平與之合理的供電成本相符。三是建立電力普遍服務基金，對于低收入人群和“老、少、邊、窮”地區的供電保障，應以財政定向補貼的方式的解決，“暗補”改為“明補”。在用戶間交叉補貼取消以前，盡快測算并公布交叉補貼標準，將交叉補貼“顯性化”，減少價格信號的扭曲。

（三）加強基礎制度建設和激勵機制設計，提高規制機構的能力和效率

相比政府和消費者，電網企業始終擁有信息優勢，直接影響價格規制預期目標的實現，這是任何一個國家和地區都面臨的難題。發達市場經濟國家電網價格規制已有近百年歷史，尚且不能根本解決信息不對稱問題。而我國的現代規制尚處于起步階段，提高監管機構能力和效率更為迫切。建議從以下三個方面著手。

1.加強基礎制度建設。建立成本定期報送、動態監測和評估機制。完善規則制定和價格核定的程序。建立信息公開制度。這些制度顯然對約束電網企業提供信息、降低信息不對稱至關重要。同時須以更基礎的電網管制會計準則制度為前提。我國電網企業目前按通用會計準則進行成本分類及核算，至少導致兩方面問題，一是成本監審和核定準許收入時判斷成本合理性十分困難，二是成本分攤和設計價格結構時沒有對應口徑的數據，優化結構很難。在國外，電網行業大都有專門的管制會計準則，由政府根據價格規制的需要設置，其中重要的做法是根據用途和功能對成本進行分類。我國應盡快建立這類制度。

2.進一步引入激勵機制設計。通過上述制度的建立和完善，可顯著降低信息不對稱，但不可能窮盡全部信息?，F代激勵規制理論認為，對于這部分不可獲知的信息，政府可通過激勵機制設計，允許被規制企業保留成本下降的部分好處(“信息租”)，從而實現與消費者之間的“雙贏”。未來，我國可進一步引入激勵機制設計，如允許部分地區探索上限制規制模式，逐步延長核價周期，關鍵成本參數核定引入“對標”，實際成本與核價成本的差異按一定比例由企業和消費者共享和分擔。

3.加強規制機構的能力建設并為公眾參與創造條件。一是增加監管相關部門的人員編制，提高經費保障水平，加強專業化培訓和國際交流。二是加強價格、投資、國資管理等相關部門間的協調，形成對投資等關鍵成本參數的約束。三是支持消費者組織的參與。輸配電價規制涉及電力技術、經濟、會計、法律等多個專業，即使有前文所述的基礎制度，消費者因缺乏專業能力也很難實質性參與。可在政府內部設立專職的消費者保護部門，為消費者聘請真正的專家顧問，允許行業協會作為消費者的利益代表，以使公眾真正參與輸配電價改革的決策過程。

參考文獻：

[1][法]讓-雅克·拉豐、讓·梯若爾著，石磊、王永欽譯.政府采購與規制中的激勵理論[M].上海：格致出版社 上海三聯書店 上海人民書店，2014(5).

[2]楊娟、劉樹杰.我國輸配電價格改革研究[J].經濟縱橫,2017(9).

[3]國家發展改革委關于印發《省級電網輸配電價定價辦法(試行)》的通知(發改價格【2016】2711號).

(作者單位：國家發展改革委市場與價格研究所)

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