国家现行《省级电网输配电价定价办法》存在问题及解决方法探讨

●蒋明亮

2020年1月19日，国家发展改革委印发《省级电网输配电价定价办法》（发改价格规〔2020〕101号）（以下简称20版）。该办法修改完善了2016年版《省级电网输配电价定价办法（试行）》（发改价格〔2016〕2711号）（以下简称16版）部分条款，进一步提高对省级电网的监管力度。从2020年以来实施情况看，笔者认为20版仍存在进一步完善的空间，本文针对投资约束、电价调整等方面问题进行探讨。

一、关于投资约束

（一）规定及存在问题

1.两个版本规定。16版规定，规划新增输配电固定资产投资额，按照有权限的政府主管部门预测的、符合电力规划的电网投资计划，并根据固定资产投资增长应与规划电量增长、负荷增长、供电可靠性相匹配的原则统筹核定。20版规定，预计新增单位电量固定资产=预计新增输配电固定资产原值÷预计新增输配电量，预计新增输配电固定资产基于提高投资效率的要求，按照不高于历史单位电量固定资产的原则核定（国家政策性重大投资除外），低于历史单位电量固定资产的，按预计数核定。

2.问题分析。相比于16版表述，20版提出了单位电量固定资产概念，设定以上个周期电网投资强度为标杆，将电量与新增资产挂钩，不仅更加清晰，而且更加便于操作。该规则是对价格管制理论（A-J效应 ）的实践应用，可有效约束电网企业的投资冲动，是对16版最大的创新改进。但是，该规则没有考虑到全国各地社会经济及电网发展的差异性，如部分省区上个周期电量非正常高速增长，单位电量固定资产值偏小。这种情形下，该地区实际所需投资与可纳入定价的投资差异将很大，会导致出现定价水平无法支撑实际电网建设刚需投资的现象。

（二）解决方法

约束投资是为了防止电网企业在价格管制的条件下，以超过非必要的投资获取更多收益，出现输配电资产闲置或设备利用率低下的现象。因此，应将投资约束与输配电资产的利用率关联起来，更加精准管制电网，如选取有足够数量的输变电资产样本，从供电可靠率、设备利用率等维度，客观评价电网企业资产利用效率。同时，还应综合考虑全国各地区经济社会发展阶段差异，授权地方价格主管部门在投资规模参数取值上适当的裁量权（如±5%），发展速度快的中西部裁量权可适当高一些，形成对电网企业资产与投资的“评价—考核—定价”体系。

二、关于权益收益率

（一）规定及存在问题

1.两个版本规定。16版将权益资本划分为政策性有效资产和非政策性有效资产，政策性有效资产的权益资本收益率按1%核定；非政策性有效资产的权益资本收益率按10 年期国债平均收益率加不超过4个百分点核定；首个监管周期权益资本收益率可参考省级电网企业监管周期前三年实际税后净资产收益率核定。20版规定，原则上按不超过同期国资委对电网企业经营业绩考核确定的资产回报率，并参考上一监管周期省级电网企业实际平均净资产收益率核定。

2.问题分析。“准许成本加合理收益”定价方法的核心，是通过准许投资回报率机制解决输配电网建设的资金问题，即电网建设投资不足时，提高权益资本收益率，以吸引增加投资；电网建设投资过度时，则降低权益资本收益率，抑制投资。而判断电网建设投资是否不足，则须设定一定的电力专业指标予以量化，如输电线路、变压器负载率等。但两个版本均无相关详细规定，没有体现出权益收益率与电网生产能力的关联关系。此外，与欧美电网企业不同，我国电网企业均属于国有企业，社会责任和政治责任意识极强，投资不足的风险较小。

（二）解决方法

与投资约束的原理相同，若坚持以“准许成本加合理收益”定价，则应回归该参数的本质意义，与电网资产的利用率相关联，统筹考虑当地经济发展对电网建设投资需求等因素，综合分析确定权益收益率取值。

三、关于电价调整机制

（一）规定及存在问题

1.两个版本规定。16版有两个条款规定了调整机制，一是第二十一条（建立定期校核机制），电网企业应定期向省级政府价格主管部门上报输配电投资规划完成进度及情况。当电网企业实际投资额低于监管周期规划新增输配电固定资产投资额时，对差额投资对应的准许收入的70%予以扣减。当电网企业实际投资额超过监管周期规划新增输配电固定资产投资额时，差额投资对应的准许收入不再上调。二是第二十三条（具备条件的地区，可建立考核电网企业供电可靠率、服务质量等的输配电价调整机制），政府价格主管部门可根据政府能源主管部门的考核结果，适当调整下一监管周期准许收入；供电可靠率、服务质量等超过规定标准一定幅度的，可适当提高下一监管周期准许收入；达不到规定标准的，应降低下一监管周期准许收入。20版大幅简化，仅规定建立准许收入平滑调整机制，及监管周期内成本重大变化，电网企业可以建议对准许收入和输配电价作适当调整。

2.问题分析。20版删除了16版较为详细的调整机制的主要原因，应该是受限于当前各省区价格主管部门监管力量及专业性现状，难以实际操作。但按照20版简化规定，实际操作时也会面临问题，如对调整输配电价的规定过于粗放，跨周期平滑处理可能时间过于滞后，电网企业周期内若多年无法兑现准许收入，正常经营很可能受到影响。

（二）解决方法

调整输配电价的主要原因输配电价是电网企业兑现准许收入的手段。电网企业实际执行核定输配电价时，因购售电量结构变化、定价时电量预测值不准等原因，很可能形成过大的准许收入盈亏。此时，就需要对输配电价予以相应调整。

结合现行定价办法及实际情况，可从管理机制与调整操作两个层面完善：管理机制层面，建立核价预测参数（电量与投资）的闭环管理机制，如考核各省区市的准许收入预测准确率，并根据准确率相应调整准许收入等，从机制上杜绝电网企业刻意隐瞒、降低电量增速、做大投资规模的行为，减少主观因素影响。调整操作层面，可设立周期内准许收入盈亏幅度限制（如3%）及盈亏绝对值限额（根据各地电网企业准许收入规模适当确定），年度盈亏超过限制限额时，次年调整输配电价。

四、关于交叉补贴

（一）规定及存在问题

1.两个版本规定。16版第十八条规定，结合电力体制改革进程，妥善处理政策性交叉补贴。输配电价改革初期，暂按居民和农业用电量乘以其合理输配电价与实际输配电价之差计算居民、农业用电等享受的政策性交叉补贴总额。具备条件的地区，可进一步测算更加准确合理的分电压等级、分用户类别政策性交叉补贴。第十九条规定，政策性交叉补贴由省级电网企业测算并申报，经省级政府价格主管部门审核后报送国家发展改革委。20版第二十一条规定，结合电力体制改革进程，合理测算政策性交叉补贴规模，完善政策性交叉补贴的范围和运行机制。

2.问题分析。中发9号文的配套文件《关于推进输配电价改革的实施意见》规定，要分类推进交叉补贴改革，结合电价改革进程，配套改革不同种类电价之间的交叉补贴，逐步减少工商业内部交叉补贴，妥善处理居民、农业用户交叉补贴。输配电价改革后，根据电网各电压等级的资产、费用、电量、线损率等情况核定分电压等级输配电价，测算并单列居民、农业等享受交叉补贴以及工商业用户承担的交叉补贴。20版删除了16版中交叉补贴的计算方法等叙述，简化为原则性的描述规定，实际上是不利于妥善处置交叉补贴的。

（二）解决方法

还原电力商品属性、明确交叉补贴是输配电价改革的总体目标之一，交叉补贴牵涉到电力市场公平交易、规范自备电厂等诸多关键问题，是否能妥善处理，一定程度上决定了输配电价改革甚至电力体制改革能否顺利推进，应当得到充分重视。为此，一方面应持续推进电网企业成本按分电压等级核算，电网企业严格按照国家财政部《企业产品成本核算制度——电网经营行业》（财会〔2018〕2号）核算电力成本，准确计算电网企业各电压等级的真实成本以及合理输配电价水平，并以此为基础适当考交叉补贴后确定实际执行输配电价；另一方面应坚持推动交叉补贴从暗补变为明补，在核定各省级电网输配电价时，明确将交叉补贴单独列示，便于全国各省区市系统对比，也便于统筹安排交叉补贴资金来源。

五、关于输配电价与电力市场化

（一）规定及存在问题

1.两个版本规定。16版与20版均未就各省区的输配电价核定与电力市场化的衔接问题进行专门规定。

2.问题分析。从输配电价核价实际情况看，省级电价主管部门（发改委）与电力市场主管部门（工信厅）在输配电价核定工作上关注的重点存在一定差异：发改委主要考虑更多地落实国家及地方政府降低终端用户电价的诉求，而工信厅除此之外，更多考虑维护电源企业效益，保障在电力市场竞争激烈情况下不出现持续亏损难以为继。在电力市场化过程中，工信部门往往会为相关火、核电安排一定的基础（奖励）电量，并要求电网企业以标杆价（基准价）统购结算，以平衡发电企业在市场化交易中降价压力。

输配电价改革后，仍有大量居民农业等保障性用电量以及风光水等清洁能源由电网企业统购统销，在市场化与非市场化并存的情况下，安排哪些用户及电源、以怎样的时序进入电力市场，将直接影响电网企业实际的购售价差以及兑现输配电收入。如果主管部门之间不协调一致，则电网企业面临实际输配电收入与核定准许收入偏差过大风险。

（二）解决方法

增加完善输配电价与电力市场化协同性的规定，明确相应流程：首先要确定电力市场化安排，明确哪些类别和电压等级的用户、以及匹配的电源进入电力市场交易，哪些用户与电源继续由电网统购统销，平衡好整体发购电量；然后以电量平衡为基础，计算各用电类别及各电压等级的实际购售价差，适当调整以确保与核定的平均输配电价水平一致；最后公布各电压等级购售价差作为核定输配电价，并列示与合理输配电价之差为交叉补贴。

综上所述，现行《省级电网输配电价定价办法》仍存在进一步修改完善的空间，有必要结合各地实际持续修改完善，更好地服务、支撑国家输配电价及电力市场改革。