自2014年底深圳輸配電價改革試點以來，全國省級電網輸配電價改革已經完成第一輪核價和執行工作，目前開始進入第二輪的成本監審階段。近年來我國輸配電價改革整體上取得了很大成績，許多人甚至以為輸配電價改革已經基本完成。其實，與提高輸配電價定價效率的目標相比，與國外輸配電價政策相比,目前我國輸配電價改革還只是起步階段，還有很大的差距，輸配電價亟待進一步深化改革。根據管制定價原理，借鑒國外經驗，筆者認為當前我國省級電網輸配電價改革應該圍繞以下三個方面九項工作進行深化和完善。

1、完善現行省級電網輸配電價定價辦法的主要措施

2017年出臺的《省級電網輸配電價定價辦法（試行）》存在三個主要不足。一是定價方法不準確，影響了整個辦法的科學性；二是年度評估與調整制度不明確、不具備可操作性；三是有效資產僅僅按合法性的相關性界定，可能誘導投資過剩。

改“準許成本加合理收益”定價方法為投資回報率定價方法。我國政府定價其實可分以兩種形式。一種是政府行政定價，主要特征是沒有或者不按規則“拍腦袋”決策；另一種是政府管制定價，主要特征是依據事先確定的規則進行定價決策。輸配電價改革首先體現在定價機制的轉變上，即從過去的行政定價轉變為管制定價。

管制定價是市場經濟條件下政府定價的基本形式，國外管制定價的理論研究和政策實踐十分豐富，在方法上完全可以借鑒。把“準許成本加合理收益”定價方法與國外管制定價方法進行對比分析可以發現，目前我國“準許成本加合理收益”的定價方法本質上其實就是國外的投資回報率管制定價方法。投資回報率管制定價方法是國外，特別是美國政府管制定價中長期使用并不斷完善的方法，這種方法通過準許成本與準許收益的核定確定準許收入，通過準許收入計算價格，然后再通過年度評估與價格調整機制形成一個保證投資者收益率水平，并引導有效投資的閉環機制。

在這種方法中，由準許成本與準許（合理）收益之和形成的準許收入只是計算初始價格的一個中間參數，核心是準許收益率或投資回報率。目前我國省級電網輸配電價的“準許成本加合理收益”定價方法忽視了投資回報率這個核心，片面強調了整個定價過程中的一個環節或者參數，在方法上欠準確，在實際操作中有失誤。比如核價中雖然使用了準許負債收益率和準許權益收益率的參數，而實際執行結果中，這兩個參數是多少？與準許值有多少差異？現行方法并沒有對此提出要求，實際執行中政府和企業也沒有關注這個結果。雖然在電力企業為國家所有的背景下，這個指標的真正意義并不大，但是，如果不強調這個指標，這種方法也失去了意義。

因此，建議明確將“準許成本加合理收益”定價方法改為“投資回報率”定價方法。首先，從方法上使目前的定價方法與國際慣例一致，形成以投資回報率為核心的核價、評估與調整的閉環機制。其次，通過對投資回報率及其投資行為的管控規范企業經營行為。

相對而言，使用“投資回報率”定價方法，可以更加深刻地認識目前我國電力投資機制和價格形成機制，從而更好地設計價格的信號功能。國外投資回報率定價強調通過準許投資回報率的設定和調整引導合理的電網投資行為，避免投資不足和投資過剩兩種極端行為。

從實際情況來看，目前我國電網投資基本上不考慮投資回報率，價格基本上不具備投資信號功能，電網需求和政府經濟發展需要與經營者擴張需要結合在一起，成為了決定電網投資的根本力量，這種狀況很容易造成投資過剩。低權益報酬率與高投資增長率并存現象反映了目前我國電力建設中的非理性甚至扭曲的一面，同時，也揭示了現行電價形成機制的內在矛盾。不明明白白地把投資回報率弄清楚，稀里糊涂地核成本和核價，只會產生更加嚴重的投資過剩和資源配置損失，降低管制定價的效率。這是筆者建議將“準許成本加合理收益”定價方法改為“投資回報率”定價方法的主要原因。

建立和實施年度評估與調整機制。目前我國省級電網輸配電價按未來三年的預測參數計算核定和執行后，并沒有形成針對實際變化值的評估和調整制度。《省級電網輸配電價定價辦法（試行）》中有評估與調整的規定，但是過于簡單，不具體可操作性，在實際中也沒有執行。這樣，實際執行結果與實際測算參數的差異沒有糾正機制，有些管制指標如權益報酬率等實際上失去了意義。

因此，首先要建立和實施年度評估制度。在國外管制定價政策中，年度評估是其內在的組成要素之一。與我國強調核價前的成本監審不同，國外更強調年度評估。事實上，年度評估制度建立起來后，最關鍵的不是用于核價的成本是否合規、合理，而是實際發生的成本是否合規、合理。所以，年度評估制度會把成本監審的重點從核價的預測成本轉移到實際發生的成本。

國外對被管制企業實際發生的成本采用非常嚴格且規范的監審制度，如對每筆實際成本，一般由第三方專業機構和監管機構專職人員給出可以納入準許成本的具體意見后，再由監管機構的專門審核小組決策。年度評估可從每年的十一月開始，以前十個月中各月使用實際發生的核價數據，后面兩個月使用基于前面十個月數據的預測數據，在對實際成本按準許成本計算準則進行核定后，按現行準許成本加合理收益方法計算實際權益收益率（計算加權收益率在方法上也可以），將實際權益收益率與準許權益收益率對比作為年度評估結論，并作為下年度輸配電價調整的依據。

其次，是要建立和實施年度輸配電價調整機制。根據年度評估結果，如果實際權益收益率與準許權益收益率不等，就要對下年度輸配電價進行調整。調整意見一般要求年底完成，并保證在下年度實施。根據實際權益收益率與準許權益收益率相差的程度，調整可以分兩種情況：如果相差程度不大，如在一個較小的標準范圍內，可以通過建立平衡賬戶機制進行調整；如果相差程度較大，則需要直接調整下年度輸配電價。

調整下年度輸配電價的基本做法是將本年度的基于準許收益率的準許收入差額直接結轉到下年度的準許收入中，然后重新計算輸配電價，并以此作為下年度輸配電價。輸配電價的年度評估與調整機制是管制定價的基本構成環節。表面上看，程序復雜、工作量較大，實際上，工作制度化和常態化以后，會逐漸簡單。

建立基于資產使用率的有效資產核算制度。國外政府管制定價除保證電網企業獲得合理收益外，還有一個重要目標是引導合理投資。在后一個目標中，政府政策的主要目標是避免投資不足。我國電力投資主要來源于國有企業，電網和發電投資都表現出一定程度的非理性因素，如在投資回報率低于社會平均收益率甚至銀行貸款利率的情況下仍然大規模投資。解決這個問題主要有兩個辦法：一是對電網企業競爭性業務和管制性業務采用會計分計，避免多種形式的不同性質業務之間的補貼；二是建立基于資產使用率的有效資產核算制度。

目前輸配電價成本監審和準許收益核定中對折舊和準許收益的核算主要以有效資產為依據，而有效資產的標準目前基本上只按合規性和相關性判斷，即只要是列入規劃的與輸配電業務相差的資產都可以計提折舊并獲得收益，而不管其使用情況。針對目前我國的實際情況，有必要增加一個標準，建立基于使用率的有效資產核算及固定資產折舊和收益制度，在充分考慮前置性的前提下，可以按使用年限，規定只有超過一定標準使用率的固定資產才可以全額計提折舊并獲得收益，否則，只能按相應比例計提折舊和獲取收益。這項制度不僅符合國際慣例，也特別適用于我國國情。

2、省級電網輸配電價深化改革的主要路徑

目前我國省級電網輸配電價僅按電壓等級核定，是世界上最簡單的輸配電價核定體系。從進一步提高輸配電價的定價效率出發，我國省級電網輸配電價改革需要從以下四個方面進行拓展。

擴大兩部制輸配電價范圍。我國電價制度與國外相比，一個明顯的特征是過少采用兩部制電價。國外不僅銷售電價中大量采用兩部制電價，而且輸配電價中也普遍采用兩部制或者三部制電價（包括接網費）。兩部制電價相比于單一電量電價的突出優點是有利于促進容量的利用，對固定成本比例較大的行業，兩部制電價能夠較大地增加社會福利。

目前我國電價政策側重于成本回收或補償，對電價引導資源最優配置的功能發現和利用不夠，這與高質量發展的內在要求不相適應。目前我國省級電網輸配電價在電價結構上與銷售電價基本一致，僅大工業用戶采用兩部制電價，其它用戶都采用單一電量電價。這種電價結構不利于通過提高輸配電設備利用率相對降低電網容量成本，提高定價效率。

考慮到電網環節的固定成本比例比整個電力生產環節的固定成本比例更大，輸配電價與銷售電價的兩部制電價范圍相同，將意味著輸配電價的定價效率更低。因此，建議在第二輪輸配電價核定中，探討進行省級電網擴大兩部制輸配電價范圍的改革試點。考慮到用戶接受程度，可逐步擴大兩部制輸配電價執行范圍和逐步提高容量電費的比例。考慮到兩部輸配電價可以節約輸配電容量，具體執行中可以優先考慮在電網負荷率較高和電力供應相對緊張的省開展擴大兩部制輸配電價范圍的改革試點；結合當前電力市場改革的實際，可以優先在參與電力市場的大用戶中試點。

增加接網費。決定輸配電價結構的根本因素是輸配電的成本結構。對于不同類型的用戶，如果電網企業提供輸配電業務的成本結構有明顯區別，就應該盡可能加以區別，對不同類型用戶按其相應的成本結構定價和收費，這樣才能體現定價公平性，同時也提高定價效率。

國外輸配電價一般由接網費、電網使用費、電網商業服務費以及電力政策費四個部分組成。接網費用來回收接入成本和沉沒成本，以及不能直接分配給特定用戶的成本特別是電網本身的資金成本，對發電企業和終端用戶按容量收取固定費用。電網使用費反映電網運行和投資所產生的經常性運營和資本支出。電網商業服務費指電網企業提供儀表安裝、計量、讀數及電費收費等服務的成本。電力政策費指考慮政策因素需要增加的成本，如不同用戶類型之間的交叉補貼費用、可再生能源固定電價（feed-intariffs）補貼以及核電廠暫停、退役等。

我國也可以參照這種分類進行改革，當前尤其需要把接網費從輸配電價中獨立出來。接網費從輸配電價中獨立出來有兩個好處：一是更好地體現公平性。不同用戶對接入網絡要求不同，發生的成本差異較大，而且成本容易歸集，目前接網費全部由終端用戶承擔，在發電企業和終端用戶之間不公平；進一步分析，由不同類型終端用戶按電量平均分攤在終端用戶之間也不公平。制定和實施接網費有利于解決這兩種不公平問題。二是通過兩種途徑有利于提高定價效率。

第一種途徑是用戶接網費能夠反映了用戶位置信息，通過引導用戶選址等優化電力系統結構，降低電力系統運行成本和損耗。第二種途徑是接網費在性質上類似于容量電價，征收接網費可以引導發電企業和終端用戶提高電網利用率，相對降低容量成本，增加社會福利或定價效率。

探討采用價格上限管制定價方法。目前我國省級電網輸配電價不論采用“準許成本加合理收益”定價方法還是投資回報率定價方法，都是傳統的政府管制定價方法，不僅不利于降低成本，而且不利于政府管制，或者政府管制的成本太高。

事實上，政府實際核價決策中，并不關注具體核價結果的合理性和準確性，而只關注核價水平；甚至只要求降低價格。根據政府定價決策的實際和需要，可以借鑒國外管制定價經驗，探討采用價格上限管制定價，即政府只規定平均的價格上限標準和監管周期內的變化（一般是降低）目標要求，不管電價結構即分電壓等級價格。這樣做的好處有：一定更好地滿足了政府管制定價決策的需要。按照現行的方法；二是降低了核價成本；三是可能提高定價效率。電網公司通過優化電價結構，按拉姆齊定價規則可以更好地利用電網資源。

考慮用戶用網特性的改革。目前我國輸配電價僅按電壓等級分類，沒有考慮用戶用網特性，而國外輸配電價較多考慮用戶的用網特性等因素，如用戶負荷特性、用電規模以及用電密度等，這樣能夠更加公平、充分、合理地促進用戶對電網的利用，提高輸配電價效率。例如，葡萄牙在分電壓等級的基礎上采用分時和分季節性輸配電價。法國輸配電價除按電壓等級分類外，還考慮不同用戶的電網利用小時（輸電量/申請容量）的差異，分為短利用小時與長利用小時兩種類型。利用小時高的用戶，容量電價高，但電度電價低，平均電價較低，反之亦然。

澳大利亞對居民用戶、非居民用戶及商業用戶在高峰時段按用電量的不同執行分段配電電價，高峰時段用電量越大配電電價越高；另外，還根據用戶負荷特性的不同分為高壓用戶、中壓用戶以及低壓大用戶，負荷越高配電電價越低。加拿大安大略省對于不參與市場定價的用戶輸配電價還考慮了供電密度因素，供電密度分為城市密度、高密度和正常密度類別，密度小，輸配電價高。

目前我國省級電網輸配電價可以探討采用季節性輸配電價和分地時輸配電價，基于利用小時或年用網負荷率的輸配電價等改革。西部地區可考慮用戶密度因素制定輸配電價。以季節性輸配電價改革為例，目前我國許多省份用電高峰與季節有直接關系，冬天或夏天空調負荷上來后，電力系統運行相對緊張，甚至出現輸電堵塞，安全隱患也隨之大幅度增加。在這種情況下，通過提高輸配電價，可以相對抑制高峰負荷需求，減少輸電和供電壓力。

相應地，在負荷需求淡季，相對降低輸配電價，可以促進對電力系統的充分使用，在邊際成本增加小的情況下更大幅度地增加輸配電量，提高電網的經濟效率。分時輸配電價改革在原理上與季節性輸配電價相同，在日負荷率較低的省，采用分時輸配電價更有價值。

3、完善輸配電價改革的配套措施

輸配電價改革是整個電力體制，包括電力市場改革的重要內容之一，需要與其它改革相配合和適應。

與電力市場改革相配合。目前我國實際執行的輸配電價政策實際上有兩個，一是按《省級電網輸配電價定價辦法（試行）》核定的輸配電價，主要適用于電力市場改革中直接交易電量的結算；二是傳統的購銷差價模式，主要適用于非直接交易銷售電量的結算。由于各省電力市場改革程度不同，各省按不同輸配電價結算的電量比例也相應存在較大差異。

《省級電網輸配電價定價辦法（試行）》并沒有考慮兩種輸配電價政策同時并存的情況，核價時以全部電量為計算參數，嚴格意義上講，這樣處理存在方法上的缺陷，在核價參數與實際參數全部一致的情況下，實際權益收益率也不等于準許權益收益率。

因此，一方面。在新一輪輸配電價核價中要考慮實際上兩種電價的電量結算比例和結構的差異及其影響，保證電網企業獲得準許收益率和在需要的情況下及時地根據評估結果進行調整；另一方面，在輸配電價改革成效的評估中要考慮兩種電量的比例。雖然目前電力市場改革進展較快，但是，完全過渡到全部電量采用獨立輸配電價結算估計還需要較長時間。因此，需要充分考慮過渡時期的輸配電價的特殊性。

規范地解決輸配電價中的交叉補貼問題。九號文件提出電力市場中不同用戶之間的交叉補貼通過輸配電價解決，但是，具體怎么解決，一直沒有提出明確的辦法。從公布的第一輪輸配電價核價結果看，各省也沒有明確輸配電價中交叉補貼的解決辦法。

由于輸配電價核價結果并不是直接根據測算結果批準的，交叉補貼實際上是由用戶承擔還是由電網企業承擔很難說清楚。根據國外經驗，一般直接在輸配電價中增加一項，專門解決用于解決這些政策性支出問題，并根據需要相應調整，直到不再收取。因此，建議各省在新一輪輸配電價核定中，根據市場直接交易電量情況估算交叉補貼數額，然后，在輸配電價核價中增加一項如“交叉補貼附加”，向特定用戶征收或者向全體用戶征收。同時，國家要高度關注交叉補貼及其所產生的社會福利損失問題，在政策上逐步解決交叉補貼問題。