我国输配电价改革的机制和方法探索

新一轮电力体制改革启动以来，输配电价改革试点率先推开。2015年“有序推进电价改革，理顺电价形成机试点制”，其中的首要任务又是“单独核定输配电价”。可见，输配电价改革的重要性和输配电价改革先行的必要性。

1、输配电价机制改革的积极作用

中央电改9号文对输配电价改革提出的具体要求是：输配电价逐步过渡到按“准许成本加合理收益”(即准许收入)原则，分电压等级核定。“用户或售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付费用。”这与以往的输配电价相比，在价格形成机制上有本质的差异。

(一)单独核定输配电价改变了电网企业的盈利模式，顺应电力市场化建设的要求过去，除了部分跨省跨区输电工程之外，我国没有独立的输配电价，电网企业通过购销差价获得收益，即按国家制定的销售电价(亦称为目录电价)向电力用户售电，按国家制定的上网电价从发电企业购电，购、售电费的差额即是电网企业的输配(售)电服务收入;对各电压等级各类电力用户的销售电价与当地平均上网电价(或煤电标杆电价)之差，被视为输配电价。

这种情况下，电网企业的收入不仅与用电需求和用电量结构(即各电压等级各类用户的用电量比例)密切相关，还与上网电价和销售电价水平有关。

在“按‘准许成本加合理收益’原则核定电网企业准许总收入和输配电价”以后，发电企业竞价上网或与大用户及售电公司进行电力交易，成交价格与电网企业的收益无关，发电上网电价下降直接传导给电力用户，而不会给电网企业带来额外的收益，电网企业要靠降低成本来提高其输配电服务的收益率，也为发、用电价格市场化创造了条件。

(二)建立先进的准许收入管制机制有利于保护电力用户的利益，避免电网企业获取高额利润电网企业的输配电服务总成本主要是与其输配电资产强相关的固定成本，除了输配电能损耗之外，与其实际输配电量的数量关系较小。因而，对具有自然垄断性的电网企业，采用“准许成本加合理收益”即准许收入的管制方式，不仅有利于保证输配电成本的回收，而且还可以避免电网企业利用其自然垄断地位获取高额利润，保护电力用户的利益。

(三)建立严格的输配电价定价成本监审制度，有助于抑制输配电价水平上升

改革后的输配电价定价成本，是按照《输配电价定价成本监审办法(试行)》规定的用于输配电服务的合理成本，而不是按照电网企业的会计成本来核定，与输配电服务无关的投资也不能不列入，这避免了电网企业成本中不符合办法规定的输配电服务之外费用和投资成本计入输配电价，促进电网企业降低无效成本、提高效率，特别是在当前电力需求增长明显放缓的新常态下，能够有效地抑制输配电价水平上升。

2、输配电价改革试点的成效和经验

是按照电改9号文及其配套文件的要求，建立了独立核定输配电价的新机制;二是探索了几个难点问题的解决方案;三是对五个省区核定了独立的输配电价水平。

(一)关于独立核定输配电价的新机制

基于先进的能源管输网络管制经济理论和国际经验，并结合我国电网实际，通过输配电价改革试点工作，建立了更加科学、规范和透明的输配电价形成机制。这套机制包括输配电价定价成本监审制度和办法、准许成本和合理收益的核算办法、输配电价水平的测算办法，以及对电网企业节约成本的激励约束相融机制等。

(二)关于几个难题的处置经验

独立核定输配电价是一项复杂的系统性工作，不仅涉及规范的准许成本和合理收益核定制度以及科学的定价方法，还涉及到一系列原有电价体系和机制遗留下来的问题。

1.输配电价结构优化问题。此次输配电价改革要为电力市场化交易创造条件。在电力市场化交易中，在没有阻塞的地区和时段，不同一次能源使用成本、不同地理位置的发电机组的上网电价是一样或趋同的，如果远离共用输电网的电厂接入成本都由电力用户分摊，不仅造成发电企业之间竞争的不公平，而且使电力用户承担了更多的输电成本，同时还会误导电源规划、降低电网投资运行效率。因此，在云南电网输配电价改革试点中提出了优化输配电价结构，实行电厂接入价的解决方案。

2.输配电成本归集和分摊问题。目前我国输配电成本的统计管理还比较粗放，适于以往的大一统管理方式，而不适应新输配电价形成机制下的精细化测算数据要求。比如，电网企业的一些资产同时服务于不同电压等级的用户乃至同一电压等级不同类用户，还需要归集或分摊到各电压等级的输配电成本中，以便于公平、合理地制定各电压等级的输配电价水平。

3.交叉补贴问题。我国现行的销售电价体系存在多方面的价差补贴问题：一是不同电压等级电力用户之间的供电成本交叉补贴;二是同一电压等级不同电力用户之间的供电成本交叉补贴;三是一省内不同地区电力用户之间的供电成本交叉补贴。目前这些交叉补贴都混为一谈，都靠输配电价解决不是一个长久的办法。否则，一方面，随着大用户直接交易规模的不断扩大，承担发电成本和输配电成本双重交叉补贴的大工业用户陆续进入市场，这些大工业用户原来承担的交叉补贴的发电成本浮出水面，将造成电网企业平衡账户的巨额亏损，没有疏导的途径;另一方面，一些原来低价发电的机组，在市场化后将获得高额利润。因此，一些试点省份提出有电网企业与原有低价发电的发电企业签订长期合同，按低买低卖的方式将这些低价电能供应给居民、农业生产和公益性电力用户，以弥补部分或全部交叉补贴的发电成本。这是一条处置交叉补贴的有效的途径和尝试。

(三)核定独立的输配电价水平

已经对五个省区核定了独立的输配电价，并且通过实行严格的成本监审制度，五省区输配电价定价成本与电网企业申报成本相比平均核减了16.3%，为试点地区的大工业电力用户减轻了电费负担。

3、今后面临和需要重视的问题

虽然我国输配电价改革试点已经取得了一些成效和经验，但仍存在尚未解决的问题，而且随着电力交易市场化的深入和市场模式选择不同，输配电价还将面临的新问题有待改进。

(一)促进定价成本管理精细化

进一步研究和探索输配电价定价成本归集和分摊方法的规范。在此基础上，促进电网企业的定价成本管理精细化，以适应科学测算输配电价水平的数据需要。同时，降低输配电价管制成本，进一步提高输配电价定价的科学性。

(二)进一步探索优化输配电价结构

科学、合理的输配电价形成机制，特别是其中输配电价结构的选择，与电力市场交易价格的形成机制、电源分布及其发电成本差异、输电网架结构及其阻塞情况等密切相关。

因此，还需要在未来的改革实践中，因地制宜地探索输配电价结构优化问题，使独立核定的输配电价在电力市场建设中有效地发挥促进电力资源优化配置、促进可再生能源、分布式能源和低碳能源消纳以及提高电力投资经济性等重要作用。

(三)重视机制规范和完善

输配电价改革的目的，一方面是改进对垄断的电网企业的管制方式，以促进其规范管理、降低成本，提高政府管制效率;另一方面是促进电力市场化建设，为电力市场交易提供独立的输配电服务价格，甚至还可以为电力规划提供有效的经济信号。

单独核定输配电成本，要按照成本监审确定的输配电准许成本加合理收益来核定合理的输配电价水平;在核价过程中，保障电网企业准许成本的回收是基本原则，不易单纯追求降低电价水平，要从地方经济对电网的发展和供电可靠性需求出发，再合理地选取准许收入核算中的各项参数，考虑一个甚至多个经济周期内不同输配电价管制周期中收益率和折旧率的灵活配合问题，促进地方经济和电力工业的协同发展。随着可再生能源、新能源和分布式能源占比的不断提高以及供电可靠性的提高，可能导致输配电设备的负荷率和效率的降低。

长远看，输配电价格水平有升高的压力。

(四)稳妥处理交叉补贴

各地要密切结合发电上网电价市场化和售电价格市场化的改革进程，因地制宜地制定逐步减少工商业内部交叉补贴。对于居民和农业生产及公益性电力用户的交叉补贴问题，应该考虑选择根本性的解决方案，如认可交叉补贴存在的合理性，将交叉补贴成本均摊到消费的每度电能成本中;或者，使用当地财政资金向一些电力用户提供必要的电费补贴等等。

独立核定输配电价是一项复杂的系统工程，不仅需要建立新机制、采用和规范新核价方法以及进行大量的测算分析等工作，而且还要与相关电力市场建设工作协同并进;不仅需要试点和推广，还是一项需要坚持不懈、不断改进和完善的长期任务。

附上一篇旧文：【观局】为地方政府从电网割肉支招

文/张旭东

至今，还没有一家地方电力交易中心是电网的高层领导亲自揭牌的，但重庆做到了。加上之前国网董事长和总经理双双和重庆领导谈电改问题，一时之间，重庆成了焦点。

从目前的情况看，重庆电改的具体实惠并不清楚。不像贵州、云南、广东等地，尤其是广东成为竞价交易的标杆，贵州则是实惠最多。

不过，从电力数据看，重庆已经初尝甜头。今年7月，重庆统调月发电量77.4亿千瓦时，超计划13.8个百分点。统调最大发电电力1575万千瓦，比去年最大值(1324万千瓦)高出251万千瓦。

当然，这主要是因为天气。更详细的数据并没有得到，更多实惠也无从谈起。外界欢呼的是，重庆的电力交易中心在几番折冲后，撕开了国家电网下交易中心独资的口子。

口子有多大?具体是这样的：

重庆电力交易中心依托国网重庆市电力公司现有交易机构组建，将原电网企业承担的交易业务与其他业务分离。国网重庆电力出资70%，重庆电力市场主体代表和第三方机构共同出资30%组建。

其中，重庆联合产权交易所集团股份有限公司作为第三方机构，代表政府出资11%，重庆市能投集团出资4%，华能国际电力股份有限公司、渝能(重庆)有限责任公司、国家电投集团重庆电力有限公司、神华神东电力有限责任公司、两江长兴电力有限公司分别出资3%。

不过且慢，交易中心挂牌之前还有漫漫长程，这个过程不是一蹴而就的。国家电网一向高高在上的，怎么就屈就了呢?

重庆去年12月确认成为售电侧改革，今年2月，首批12家企业与重庆两江长兴电力有限公司在重庆签订售电协议。彼时签约达成2016年度售电量1.3亿千瓦时，用电企业平均签约电价每千瓦时0.6元，至少降低企业用电成本2600万元。

彼时，只有暂行交易规则，输配电价也没有核定。就是说签约电价降低企业成本2600万，都是从发电企业挤出来的，或者大多数是从发电企业挤出来的。

输配电价至今没有更新，还是6年前制定的。发电企业让利了，电网还没有呢。交易中心之外，重庆可以通过输配电价核定进一步降电价。幅度?看看已经公布的吧，基础上可以进一步割。

降电价，对电网其实影响不大，电量增加电网还能多收费。但是输配电价核定后，直接就是割肉，降低多少就是割多少。

在此前漫长的拉锯时期，重庆电力投资100亿在重庆改造和升级农网。也算是地方电力公司的努力了。

不过，弱化后的地方电力公司真是实力堪忧，没法和地方政府进行更多交换。接下来，重庆可以对专网专线、园区等进行分化，引入市场交易，进一步降低电价。

电网，有还手之力吗?地方基础的电力规划和建设已经基本饱和，地方政府需要电力公司的地方少，地方电力公司却需要长期在当地做事。高层也换了，此一时彼一时，可以说，就这样了。

当然，电力公司可以在当地加大投资，但又如何?投了之后也改变不了新的关系。从相对独立再到，交易机构人事逐渐落入地方政府手中、结算什么的再努力努力。啊，简直惨了。

反正政府最擅于掺沙子。之前云南也想着要掌握交易机构的人事任命权，但以失败告终。不过这是个长久的事情。最不济可以鼓励当地的各类售电公司从电力公司挖供电局长，这是个大福利啊。

电网也只能加紧特高压建设，集中于主干电网了!是不是很美妙?