我国输配电价改革以成本监审办法和定价办法为基本依据，体现了从行政定价到管制定价的市场化改革精神。但是，由于我们对这种改革缺乏自觉和清醒的认识，实际工作中，在管制定价中又经常掺杂了行政定价的成分。

今年1月，国家发展改革委开始布置制定第二个监管周期省级电网输配电价的工作，并发布了《关于开展第二监管周期电网输配电定价成本监审的通知》。在总结第一个监管周期工作经验的基础上，国家发展改革委组织对2015年制定的《输配电定价成本监审办法（试行）》和2016年制定的《省级电网输配电价定价办法(试行)》（发改价格规〔2016〕2711号，以下简称《定价办法》）两个基本文件进行修改完善。今年5月，国家发展改革委出台了新修订《输配电定价成本监审办法》（发改价格规〔2019〕897号，以下简称《成本监审办法》），但新修订的《定价办法》却迟迟没有出台。针对可能面临的棘手问题，笔者将做简单的分析和探讨，希望对《定价办法》修订有所帮助。

一、目前省级电网输配电价定价办法中需要解决的几个主要问题

1.定价办法如何与当前的降电价政策协调一致的问题

近年来，国家推行降电价政策与输配电价定价有关，近两年来，主要降低了一般工商业销售电价和输配电价。降电价政策如何体现在第二轮输配电价核定中？

有二种不同的选择，第一种是把两项政策完全分开，像现在这样同时执行独立输配电价和降电价政策，这样的话，定价办法中可以不考虑降电价政策的影响；第二种是把降电价政策通过核减准许收入实际上是核定准许收益率的方式全部或部分融入到输配电价定价办法中，同时取消现行的降电价政策。如果降低一般工商业电价和输配电价只是临时性的政策，那么可按第一种思路处理；相反，如果当前的降电价是国家长期的政策选择，那么应该采用第二种思路。

两种思路各有适用条件，操作起来也各有优缺点，估计目前国家打算按第二种思路处理。假设按第二种思路处理，把当前降电价政策融入到输配电价定价办法中，会出现许多新问题；例如，第二轮降低一般工商业电价后，许多省电网公司出现亏损，这样，准许权益资本收益率就需要按负值确定。姑且不论这个结果会影响电网公司长远发展和财政补贴来源问题，仅在定价办法中如何表述就很困难，与其它政策法规如《电力法》中的有关条款也存在矛盾。

2.定价方法的问题

目前我国输配电价采用的“准许成本加合理收益”定价方法其实不是定价方法，而是定价原则，真正的定价方法是投资回报率法。这种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，因为国外输配电网是私人投资，经常和主要面临的是投资不足问题，政府管制机构和政策必须释放明确的投资信号吸引投资，才能保证尽可能减少输电堵塞,保证供电可靠性。

为什么现行定价办法在加权的准许收益率计算中，把债务称作资本，同时把债务的成本即贷款利率不纳入准许成本而作为收益率核算，也是为了给银行间接投资释放清晰的投资信号。

在目前我国电力工业管理体制下，电网企业都是国有企业，国有企业强调政治和社会目标，而不仅是经济目标，2018年国务院国资委出台的《中央企业负责人经营业绩考核办法》（国资委令第40号，以下简称《考核办法》）中规定，对中央企业负责人经营业绩考核在突出效益效率的同时，突出“创新驱动，实业主业，国际化经营，服务保障或社会责任和问责机制”，后面五个“突出”实际上降低了效益效率考核的权重。

目前国网、南网两大电网公司都是中央企业，按照《考核办法》，电网企业可以而且应该不以获得最大经济利益为目标而进行投资，在这种情况下，这种基于投资回报率的定价方法及其机制就体现不出应有的价值。实际上，这个定价方法也没有真正执行到位，比如政府批准的准许收益率仅在核价时用，实际的收益率与准许收益率有什么差异？并没有在执行过程中评估和调整。

3.权益资本收益率的确定问题

债务资本收益率水平参考同期人民币贷款基准利率确定，相对容易操作，也有科学依据。但是，权益资本收益率定在什么水平却相对复杂。

现行《定价办法》首先把权益资本按形成原因分为政策性有效资产和非政策性有效资产；然后规定，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；同时明确，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。

拟修订出台的办法中提出按国务院国资委对中央企业确定的权益资本报酬率作为依据。现行《定价办法》和拟修订出台的办法对权益资本收益率的确定不仅在基本原则上不明确、甚至有错误，而且很难操作。首先，权益资本收益率确定的依据是什么？当然应该是电网建设的实际需要。

国外经验表明：如果电网堵塞严重，供电可靠性低和线路损耗大等，说明电网投资不足，就应该提高权益资本收益率，吸引更多投资改善目前的投资不足状态；反之亦然。目前我国定价办法中完全没有明确权益资本收益率与电网生产能力状态挂钩这个原则，更没有制定具体的规则。

其次，如果按国务院国资委对中央企业负责人经营业绩考核办法中规定的收益率标准确定权益资本收益率，第一，在因果关系上讲不通，国家对电网企业的准许收益率管制应该在先，国资委的经营业绩考核应该在后；否则，合理收益管制在制度上就没有保证。第二，国务院国资委仅对中央企业进行经营业绩考核，而中央企业如国家电网公司的权益资本收益率只有分解到各省后，才能用于省级电网输配电价制定，其中还要考虑区域电网和专项输电工程因素，如果没有具体规则，操作起来也很困难。

4.定价效率或投资过剩控制机制问题

国外管制定价政策经历了从主要解决投资不足问题，到同时避免投资过剩，促进投资均衡的过程。目前我国电力工业管理体制在一定程度上解决了投资不足问题，定价目标应该主要瞄准解决投资过剩问题。现行《定价办法》中，从准许成本和有效资产角度，按相关性，合规性对投资过剩做了初步和简单的排除，但这样做还远远不够，关键是要有足够充分的利用率。

电力工业是基础产业，投资不足导致国民经济发展的损失非常大；同时，电力工业也具有资本密集特性，投资过剩导致电力工业设备闲置的损失也很大。发电利用小时数很能说明这个问题，2018年火电行业总装机容量114370万千瓦，全国火电设备平均利用小时数4361小时。

如果发电利用小时提高500小时即达到4861小时，就只需要102606万千瓦的装机容量，即可节约11764万千瓦的装机容量，如果按3500元/千瓦的造价计算，可节约燃煤机组投资约4117.4亿元。电网投资不足或过剩的评价相对困难，而且与用电特性联系后具有较大的不稳定性和不确定性，但是，考虑一定的前置性因素后，可以用变压器负荷率和线路负荷率来计量、评价和考核。

总体上看，目前我国对电力设备利用率是否合理缺乏明确的判断依据和控制措施，简单而被动地满足用电需求；不仅发电利用小时远低于技术合理值，省级电网的变压器和线路负荷率也明显低于技术合理值。现行《定价办法》基本上没有考虑这个因素，拟修订出台的办法提出对增量投资部分考虑利用率因素，“按照预计新增单位电量固定资产不高于上一监管周期新增单位固定资产的原则核定”，这是一个很大的进步，但是，只考虑增量不考虑存量不合适，不解决根本问题，甚至会影响合理的投资。

5.不同地区差异的问题

我国不同省（市、区）电网结构和投资规模，用电规模和结构、用户密度，以及影响电网输配电成本的人文地理和自然环境因素差异较大，各省（市、区）目前电网生产能力满足需要的状态也有差异，这些因素综合起来，导致不同省（市、区）输配电价定价结果差异很大。以上一轮监管周期输配电价定价结果为例，按区域分类，华东、华北、华中地区各省（市、区）的输配电价高于西北、东北地区各省（市、区）的输配电价，输配电价与平均销售电价水平基本适应。

按用户分类，大工业用户的基本电价按最大需量和变压器容量两种计费方式，北京最高，天津最低；各电压等级的电度输配电价，上海、北京等地最高，而青海，山西、云南等地最低。一般工商业用户各电压等级的电度输配电价，湖北最高，河北最低。总体上分析，各省（市、区）输配电价水平并没有呈现出明显的规律，比如，城市电网的用电量和用电密度相对较大，输配电网投资相对较为节省，输配电价理应较低，但是，城市电网的输配电价整体上却明显高于其它省电网，特别是西部地区各省电网；一般工商业输配电价湖北电网明显高于其它各省电网；同样是城市电网，北京和天津的容量电价分别为最高和最低。可以推断：不同省（市、区）输配电价水平的差异既与客观的影响有关，也与各省对定价政策的选择有关。

6.收益率的闭环机制问题

2014年深圳输配电价改革方案中提出利用平衡账户机制建立实际收益率与准许收益率一致的闭环保证机制，2016年出台的定价办法中取消了平衡账户的说法，虽然作为一章单独提出了“输配电价的调整机制”，但是，这种调整主要针对投资和电量两个参数变化，调整的对象是准许收入，调整的方法是“平滑处理”。

首先，实际中可能还会有其它参数如折旧、运行维护费的变化，投资和电量变化只是主要参数，不应只局限于这两个参数；其次，调整的对象不应该是准许收入而应该是准许收益率，准确地说是准许权益资本收益率，因为从定价方法上看，准许收入只体现合规性，不体现合理性；只有准许权益资本收益率是唯一的反映收益合理性并可作为调整依据的客观指标；尽管实际的调整最后也体现在准许收入的变化上，但是，所体现的逻辑关系不一样。最后，“平滑处理”的内涵不清楚，也不严谨，不宜作为一种利益调整方法。拟修订出台的办法对这个问题没有提出新的修改意见。

需要特别强调的是，如果仅从利益归属的角度看，对政府或其所代表的电力用户和国有的省级电网企业双方而言，利益调整的意义确实不大。但是，为什么需要通过收入调整建立实际权益资本收益率与准许收益率一致的闭环机制？最根本的原因是，闭环机制的缺乏可能会诱导企业的策略性行为，比如通过减少核价电量而得到更高的输配电价，这样做的结果会影响甚至破坏这项工作的基本秩序。

二、省级电网输配电价定价方法的基本原理

为什么会产生这些问题？如何分析和解决这些问题？笔者认为根本原因在于我们对输配电价制定的经济学原理和方法掌握不够有关。

1.政府管制定价的经济学原理

不论在计划经济体制下，还是在市场经济体制下，自然垄断行业或企业生产商品的价格都由政府决定。政府定价有两种基本方式，一种是行政定价，另一种是管制定价。行政定价指价格制定没有事先制定的规则作为依据，由政府决策者根据当时的需要决策，关键在定价结果。

管制定价指政府事先制定定价规则，然后完全根据规则而不是政府决策者意志确定价格；关键在规则。理论上，行政定价属于计划经济体制，而管制定价虽然决策主体也是政府而不是企业，但却属于市场经济体制，因为体现了法制经济的核心精神。我国输配电价改革以成本监审办法和定价办法为基本依据，体现了从行政定价到管制定价的市场化改革精神。但是，由于我们对这种改革缺乏自觉和清醒的认识，实际工作中，在管制定价中又经常掺杂了行政定价的成分。比如不少省（市、区）对经过成本监审并按照定价办法计算得出的输配电价结果又提出降价的要求。

2.输配电价水平的确定依据

近两年国家连续两次降低一般工商业电价10%，电网企业的收入大幅度降低，实际的输配电价水平和权益收益率明显降低。据有关资料，今年上半年国家电网公司和南方电网公司的权益收益率分别为1.73%和2.35%，已经低于银行贷款利率；从经济学上讲，目前两大电网企业已经不在理性的生产经营状态。

近年来，伴随电力市场改革和输配电价改革的进行，电价水平包括输配电价水平引起了社会广泛关注。许多人经常比较不同国家的电价水平，分析和说明降低电价的合理性。其实，由于电网企业生产具有规模经济特性，边际成本随着售电量增加而减少，因此，按社会福利（生产者福利与消费者福利之和）最大化目标，即短期边际成本等于短期边际收益或电价的规则，最优的输配电价水平肯定明显低于平均成本；也就是说，较低的输配电价水平不仅是现实的，而且还是理论上最优的。不过，与这种最优的低电价水平相对应的是电网企业处于亏损状态，政府必然给予财政补贴，弥补亏损并使电网企业具备满足需要的生产能力。因此，由于目前电网企业还有盈利，现有的输配电价水平理论上还可以降低，当然，政府同时需要提供更大的财政补贴。

20世纪80年代电力市场改革前，英国政府就根据这种理论采用低电价水平加高政府补贴的政策。不过，后来的实践证明，正是长期巨额的政府财政补贴，成为了英国政府实施电力市场改革的重要原因。实际上，由于政府无法提供长期的巨额财政补贴，而且财政补贴本身也会产生另外的资源配置损失，因此，目前国外政府管制定价政策中并没有采用这种理论上最优的定价方法，而是采用以被管制企业经济学利润为零为约束条件的社会福利最大化定价，即次最优定价。比如直接按平均成本定价，由于平均成本高于边际成本，这种定价的水平相对较高，但是，政府不需要承担财政补贴。这样实际上政府管制电价水平的政策选择上，有基于平均成本的高电价水平和基于短期边际成本的低电价水平两种选择。从经济理论的角度，低电价水平更好；但在实际政策中，却普遍选择高电价水平。

3.管制定价目标

与市场竞争定价以资源优化配置为唯一目标不同，政府管制定价有利益调整目标和资源优化配置两种基本目标，也就是通常所说的公平和效率两种目标可以选择。准确地说，应该是两种基本目标的组合选择，因为政府不可能只考虑公平目标，也不可能只考虑资源优化配置目标（这样不需要政府定价，直接采用市场竞争定价即可）。

由于电力生产能力不足或过剩的损失都很大，国外政府管制定价目标主要集中在资源优化配置上。一方面要确保通过价格机制能够吸引充分的资本投资，保证电力供应义务；另一方面，又要避免投资过剩和生产能力过剩造成资源浪费和闲置损失。两种机制同时作用的结果使电力投资始终保持在一个变化范围非常窄的平衡状态，这种平衡有如“刀尖上的平衡”，非常难以实现，充分体现了政府管制定价的科学性和艺术性。

由于公平因素所形成的价格信号扭曲会导致相对更大的资源配置损失，国外政府管制电价政策中基本上不考虑公平性，公平性的考虑主要通过与电价政策并行的社会政策如普遍服务机制解决，即通过“明补”解决公平性问题。目前我国电价政策中考虑的公平性因素太多，如一般工商业用户和大工业用户补贴居民用户，结果产生了大量而被忽视的一般工商业用户和大工业用户抑制生产和居民用户过度或浪费用电的资源配置损失。

4.管制定价方法选择

按照定价所依据的经济学思想的不同，政府管制定价方法可以分为传统成本定价方法与现代激励定价方法两大类;其实也是两个阶段,20世纪70年代前主要采用传统成本定价方法,随后产生了引入激励相容机制的现代激励定价方法；每个大类或阶段又分为许多具体方法；不同方法在不同国家或地区又有不同的表现形式。

传统成本定价方法建立在成本补偿的基础上，具体方法主要分为三种：第一种是平均成本定价方法，第二种是投资回报率定价方法，这两种方法主要在美国等国家使用，以会计成本为基本依据；第三种方法是长期边际成本方法，主要在法国使用，以经济学成本为基本依据。

现代激励定价方法建立在信息经济学和博弈论等现代经济学的基础上，不完全以生产成本为依据，强调通过经济机制的设计，引导企业自主投资，避免投资不足和过剩投资，降低成本，提高效率，实现企业和政府（社会）的激励相容。这类方法主要有价格上限管制定价，收入上限管制定价和标尺竞争模型等具体方法。

目前我国输配电价提出的“准许成本加合理收益”定价方法其实反映的是国外投资回报率定价方法的定价原则，所以本质上属于投资回报率定价方法。我国长期执行的各省份燃煤电厂标杆电价和分地区的风电、光电标杆电价本质上吸收了国外标尺竞争模型中的定价方法。目前增量配电网配电价格就采用价格上限定价方法。

三、改革建议

对于拟修订出台的管制定价办法，在上面分析的基础上，笔者提出以下建议。

1.政府要坚持管制定价方式

目前省级电网输配电价定价政策以《成本监审办法》和《定价办法》为基本依据,集中体现了管制定价的思路。但是，由于政府没有自觉区分和运用这两种定价办法，结果在推行管制定价改革的同时，又无意识地回到了行政定价的老路上。比如按《成本监审办法》和《定价办法》测算得出的输配电价结果在省级政府层面被简单地要求降低到某个水平或再降低多少，直接降低已经批准执行的输配电价等。

如同上面有关电价水平的经济学原理分析中所指出的一样，降电价本身是政府的政策选择，关键是路径或方式，笔者认为，既然有《成本监审办法》和《定价办法》，就要依据这两个办法降低电价，而不是仍然采用行政方式降低电价。比如通过降低权益资本收益率，或者通过降低折旧率，控制准许成本范围和标准等降低电价，而不是通过行政权力直接降低电价。政府管制定价是社会主义市场经济在自然垄断商品定价领域的一个组成部分，符合中国特色社会主义市场经济建设和发展的方向，应该坚持和完善。

2.调整省级电网输配电价审批权

目前我国省级电网输配电价不仅由国家价格主管部门制定相关政策，主要是《成本监审办法》和《定价办法》，还由各省级价格主管部门报国家价格主管部门审批。这种管理体制有利于全国统筹，但是，也可能造成相关政策不适用和定价结果不合理的问题，甚至会对输配电价改革产生不利影响。

我国电力市场改革就有这方面的教训，“五号文”后，我国电力市场改革由中央政府直接主导，结果不仅区域电力市场改革进行不下去，直接交易市场也做不起来。“九号文”后，我国电力市场改革换了一种思路，电力市场改革的决策权从中央政府下放到了省级政府，中央政府只制定政策，即九号文件加六个配套文件，省级政府制定各省电力市场改革方案，并且组织实施，电力市场很快做起来，2018年全国电力市场成交电量比例近40%。

借鉴国内外电力市场改革包括电价改革经验，充分考虑我国国情，有必要对目前的省级电网输配电价管理体制进行改革，把定价政策与价格审批两项权力在中央和省级政府两个层面分开，国家价格主管部门只制定相关政策，主要是上述两个办法或者指导意见（同时负责区域电网和跨省跨区专项工程输电价格审批），省级价格主管部门制定执行方案后报同级政府审批，并报国家价格主管部门备案。

如同地方电网和增量配电网配电价格的制定一样，国家价格主管部门在制定省级电网输配电价相关政策时，主要提出目标任务和原则意见，如目前由国家发展和改革委员会价格司出台的《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》，尽可能给各省份留出根据省情自由选择政策的空间，允许各省份有针对性地确定不同的定价目标，采用不同的定价方法，给电网企业不同的准许收益率等。

3.调整定价方法

考虑到目前我国并不需要通过价格信号吸引投资保障输配电可靠性和效率，目前实行的投资回报率方法或“准许成本加合理收益”办法并没有特别的针对性。

考虑到目前政府价格管制目标的需要，可以有两种方法可以采用：第一种是价格上限法，即规定省级电网平均输配电价不超过政府希望控制的水平，同时，允许省级电网企业在平均输配电价不变的情况下制定分电压等级和用户类型的输配电价，实现输配电价的结构优化。当然，政府同时要对电网企业的输配电服务质量等提出要求。第二种是平均成本定价方法，仍然可适用现在的准许成本核算规则，不过，把准许收益部分用权益资本的机会成本和负债资本的财务成本表示。政府通过对权益资本成本的调整，实现控制定价水平的目标。这种定价方法充分地反映了国有企业特性。

4.明确取消输配电价中的交叉补贴

目前我国定价目标中较多地考虑了公平因素，明显忽视了效率因素；对于资本密集的电力工业，这样的价格政策的代价太大，而且本身也严重有损公平，如对居民电价的交叉补贴实际上产生了“穷人补贴富人”的效果，因为富人用电多，享受的补贴也多。

2014年深圳输配电价改革方案中将交叉补贴单独列出，《定价办法》提出了暂时搁置的意见。实际上，由于交叉补贴数额较大，第一轮输配电价制定中各省份参照购销价差模式的做法把交叉补贴纳入了输配电价中，《定价办法》与实际定价方法及结果并不一致。交叉补贴的危害和损失实在太大，建议在省级电网输配电价定价办法中明确取消不同电压等级不同用户类型之间的交叉补贴，同时进行居民阶梯电价配套改革，对居民和农业的补贴采用提高居民阶梯电价中第二档、第三档电价的办法解决，或者通过向全部电量征收交叉补贴基金或电价附加的方式解决。同时，在目前各省份特别困难用户电价优惠政策的基础上，通过以上渠道建立电价普遍服务基金，对真正需要补贴的特殊电力用户直接发放补贴。

5.建立基于设备利用率的定价机制

准许成本（折旧）和有效资产仅仅从相关性和合规性界定远远不够，在满足这两方面要求的条件下，利用率可以在很大的范围内变化。国外都有这样的机制，对输配电网设施的有效性基于利用率进行判断，并决定是否或按什么规则计入准许成本和有效资产。

针对省级电网输配电价制定，建议由国家能源局及各省级能源监管办负责，设计一个反映省级电网设备利用率的综合指标，综合指标要结合省级电网资产或设备特点，比如以变压器年负荷率和线路年负荷率为基础，按资产比例加权计算确定。设备利用率综合指标要考虑一定的前置性，确定一个标准值，超过标准值的资产全部计入准许成本和有效资产；低于这个标准值，按比例计入准许成本和有效资产。标准值的确定要充分考虑目前我国电网建设的实际需要，特别是坚强电网和泛在电力物联网建设的需要。

考虑到目前我国电网设备利用率不仅与电网企业有关，也与电力用户有关。受两部制电价执行范围窄、水平低和需求侧管理不够等因素的影响，我国省级电网年负荷率普遍较低，用电紧张、可靠性低和输电堵塞与低设备负荷率同时存在。在这种情况下，要求电网企业独立承担低设备负荷率的责任明显不合理，建议先建立基于设备利用率的定价机制，在试点的基础上逐步实施随着电力市场改革的进行，基于发电利用小时的发电设备利用率问题可以通过市场机制解决；今后国家和省级价格主管部门和监管部门要把注意力放在电网设备利用率和避免投资过剩上面，通过价格机制进行约束和规范，促进电网企业和电力用户提高利用效率，实现电力工业和国民经济协调的集约发展。

6.建立权益资本收益率的闭环机制

不管采用投资回报率或准许成本加合理收益方法，不是平均成本法，都存在权益资本收益率的核准及保证机制问题。建议政府定价办法中吸收原深圳输配电价改革方案中提出的平衡账户办法，还原政府管制定价的本质，使省级电网企业没有动机策略性地调整和选择定价参数，能够获得事先确定的稳定收益，真正实现经营模式和盈利模式的转换，把重心集中到

电网开放，电网建设运营，促进电力市场建设和为市场主体和电力用户提供多种优质服务上。