編者按：自2015年電力體制改革中發9號文件頒佈以來，全國深化電力體制改革全面推進，各項工作均取得階段性成果。中發9號文件配套文件《關於推進輸配電價改革的實施意見》進一步明確了要核定、發佈和執行獨立的輸配電價，這對加強輸配電業務監管以及轉變電網企業經營模式、推動電力市場交易具有重大意義。
作為踐行“管住中間、放開兩邊”改革主旨的關鍵環節，本次輸配電價改革既是標誌著第一次形成獨立輸配電價體系，實現基於規則的現代監管的里程碑事件，同時還關係著電力市場化改革、增量配電改革、售電側改革等其他專項改革的推進進程。
2018年8月，由中國電力企業聯合會牽頭，聯合電網企業、發電企業共同組成調研課題組，對輸配電價核准、發佈、執行情況進行了深入調研，並撰寫了《輸配電價改革情況調研報告》。本文特節選該報告中“問題及對策”章節內容，以供讀者參考。
課題組組長、中電聯行業發展與環境資源部副主任薛靜認為，首輪省級電網輸配電價已核定公佈，區域電網定價在省級電網輸配電價核定基礎上作了進一步明確，專項輸電線路工程定價辦法對價格計算方法和價格形式作了規定，地方電網和增量配電網的定價辦法、調整機制和結算制度也有了具體要求。至此，基本建立了涵蓋省級電網、區域電網、跨區跨省專項工程、地方和增量配電網的輸配電價體系以及對其各環節實施成本監審機制，從無到有實現了前所未有的突破，為電力市場建設奠定了堅實的基礎，並向實體經濟釋放了改革紅利。
同時，薛靜也指出，在輸配電價核定、成本監審政策和具體配套措施中尚存在著一定的問題和不足，需要隨著改革的不斷深化，逐步改變交叉補貼的方式、釐清普遍服務政企職責、降低政府基金及附加比重、加強對轉供電環節的監管，並統籌考慮輸配電價核價細則，在保障電網企業合理收益的同時，完善電網企業考核制度，疏解監管與考核間的矛盾。
輸配電價改革過程中存在的主要問題
隱形交叉補貼存在，工商企業電價虛高
首輪輸配電價核定，並沒有明確各地交叉補貼規模和處理方式，不同用戶間、不同地區間的電價交叉補貼仍然在扭曲著電價體系、抑制資源配置的效率，對居民和農業的交叉暗補現象在嚴重侵蝕工商企業的合理利潤，提高工商企業市場競爭能力的空間受限。
長期存在的隱形交叉補貼規模較大，導致工商企業電價虛高，且擠佔了工商業電價進一步下降空間。多年來，隨著煤電聯動、環保電價、可再生能源電價附加等政策出臺，全國工商業電價歷經多次調整，價格水平逐漸提高。2015年以來，國家實施供給側結構性改革的一些列舉措，適當降低了工商業度電交叉補貼水平。但是從全社會用電量構成看，工商業用電比重逐年在下降，居民用電量比例在持續上升。居民用電量比例提高說明需要交叉補貼的電量規模在逐漸增大，也就意味著用電量比例逐步下降的工商業用戶承擔著電量比重越來越高的農業和居民用戶電價交叉補貼，擠佔了進一步降低工商業電價的空間。
2017年，全國工商業用戶補貼居民農業的政策性交叉補貼規模約2700億元，居民和農業享受電價交叉補貼平均約每千瓦時27分，工商業承擔電價交叉補貼平均約每千瓦時7.4分。其中：國家電網區域的工商業電量約29500億千瓦時，承擔電價交叉補貼平均約0.075元/千瓦時，交叉補貼規模為2200億元；南方電網區域的工商業電量約6590億千瓦時，承擔電價交叉補貼平均約0.067元/千瓦時，交叉補貼規模為440億元。儘管工商業電價近兩年有所下降，但隨著居民、農業用電佔比逐年提高，交叉補貼總規模沒有下降，甚至在逐年提高。
此外，在補貼規模日益增加的環境下，自發自用自備電廠的供電用戶因為歷史原因尚沒有承擔交叉補貼責任，進一步加大了公共電網供電的工商業用戶交叉補貼負擔。國家政策對於自發自用自備電廠供電用戶承擔社會責任一直有明確的規定，但由於缺乏具體執行細則和監管手段，在中央利益與地方利益協調不夠情況下，自發自用自備電廠供電用戶的社會責任承擔問題仍無法具體落實。
現行居民階梯電價制度對於緩解交叉補貼壓力收效甚微，且沒有完全體現出公平負擔的原則。2006年以來，全國連續12年沒有提高居民、農業用電價格。2012年以後推行的居民階梯電價政策，不僅有引導社會各界節能的意義，從本意上也有緩解部分交叉補貼壓力的初衷。但從目前的階梯電價結構設置來看，第一、二檔的電量覆蓋面基本超過了90%，各階梯的電價設置區分度不高，階梯電價發揮緩解補貼作用相當有限。
現行三檔階梯電價機制下，由於第一、二檔電量水平設置的較高，使得大部分高收入人群基本落在前兩個檔次上，享受著第一、二檔次有交叉補貼的較低電價優惠。另外，由於各檔次電價差不是很大，造成了“用的電越多，享受的工商業補貼越多”。
由於現行階梯電價的設置問題，工商業承擔補貼的一部分流向了高收入人群，從而沒有達到緩解交叉補貼壓力的初衷，既沒有體現公平負擔的原則，也沒有合理體現電能資源的價值，不利於節約資源和環境保護。
政府對電力市場的過多幹預，不利於還原電力的商品屬性。各國在社會經濟不同發展階段對電力產品及其服務的商品屬性還是公共產品屬性或者兩者兼之的選擇運用，是針對經濟發展、社會效益、民眾福利的綜合考量後確定的，不同發展階段可能選擇不同。2002年以來，全國電力供應由短缺轉為基本滿足並實現略為富餘的格局，“政企分開、廠網分開”也已完成，政府和企業的組織界面已基本清晰。若政府仍抓著投資審批和產品定價等關鍵經營要素不放，仍然將電價作為宏觀調控、轉移支付和推行產業政策的工具，電力產品的屬性則徘徊於商品和準公共品之間，扭曲的價格無法提供有效的經濟信號，無法實現對電力投資、建設以及消費市場引導，政府也不免會陷入交叉補貼的迷局，難以公正抉擇交叉補貼的解決方案，供給側改革紅利難以更大規模地釋放。
長遠來看，應逐步減少政府對電力市場的過度干預，推動電價體系透明化，使輸配電價真實反映成本結構特徵，即逐步走向高電壓等級低電價、低電壓等級高電價的國際慣例，逐步剝離工商業電價中隱形的交叉補貼項目，獨立並公開明確居民電價補貼項目，改隱形暗補為明補，並通過逐步提高居民價格、完善階梯電價機制，逐步減量並最後取消對居民電價的補貼，真實、透明地反映供電成本，從而進一步發揮價格信號的作用，實現價格對電力投資、建設以及消費市場的正確引導。
普遍服務投入需求巨大，傳統模式難以長期維持
隨著電力市場化改革的深入推進，電力普遍服務承擔主體和資金來源不明確的問題逐漸顯現，亟需通過改革建立以電力普遍服務基金為核心的補償機制，明確普遍服務承擔主體和資金來源，妥善處理交叉補貼問題，確保電力普遍服務需求得以滿足，助力電力體制改革順利推進。
電力普遍服務主體責任亟待從法律層面進行明確。在政企不分、廠網不分的時期，政府通過電力企業履行其普遍服務的職責。但是隨著電力體制改革的深化，政企分開後，電力企業作為市場主體的發展目標與普遍服務的基本原則存在一定的衝突，故對於履行電力普遍服務的主體責任亟待明確。
從《中華人民共和國電力法》第八條、第十二條可以看出，政府實際上是實施電力普遍服務的責任主體，政府在電力普遍服務中要體現出主導、組織和推動的作用。電力企業在政府的引導和監管下對普遍服務的對象提供相應的用電服務，所以電力企業是電力普遍服務的實施主體。
當前時期，若依然政企職能不分，既不符合改革的大勢，也不符合社會主義市場經濟建設的實際需要。企業是市場運行的直接參與者，政府的電力普遍服務法律義務雖然必須通過國有電力企業的具體市場行為來實現，但政府責任不能由國有企業全力承擔，企業所擔當的還應當是具體的市場經營責任和有限度的公益性法律責任。換言之，電力企業作為市場經營主體，通常有意願在電力設施建設成本低、人口密集的經濟發達地區和城市地區投資，但對於偏遠地區，追求經濟效益的目標與普遍服務的需求不相適應。
為使普遍服務能夠順利實施，保障普遍服務受體的權利，國家有必要出面實施干預，通過明確普遍服務主體責任、建立普遍服務機制、出臺補貼措施等方式保障普遍服務目標實現。
地區經濟發展不平衡，資金問題掣肘中西部偏遠地區長期可持續發展。2002年電力體制改革以來，電力普遍服務資金主要通過交叉補貼來解決。一方面是工商業用戶補貼農業、居民用戶，另一方面是不同經營區域的電力企業之間的補貼，如城市補貼農村、東部省份補貼西部省份、同一個省份內贏利地區補貼虧損地區等。
多年來，在不同經營地區間的交叉補貼模式下，電網企業作為統籌協調交叉補貼資金的平臺，通過現金捐贈或代建專項輸變電工程等形式實現東部地區電網企業對西部省份電網企業進行援助。輸配電價改革後，各省級電網被作為獨立核價主體進行輸配電價核定，電網資產權屬範圍、成本和收益水平都受到嚴格監管，這種傳統的“東西幫扶”模式將難以為繼。
長遠來看，地區間發展不平衡的事實客觀存在，供電偏遠地區確實面臨投資規模大、運維成本高、電費回收難的問題。在輸配電價改革現狀下，若不通過“東西幫扶”等措施，且沒有專門保障中西部發展的普遍服務基金，僅靠中西部地區自身謀求發展，無形中將對偏遠地區的投資能力造成巨大壓力。同時，在現行輸配電價核定機制下，當地電網企業的鉅額投資都將計入電網輸配成本，將進一步拉高中西部地區輸配電價水平，對當地以及下游電力用戶用電造成更大負擔。
基金附加水平仍較高，轉供電經營行為亟待規範
在目前電價的基礎上，政府出臺並由電網企業代徵了7項（其中2項2017年已取消）政府性基金及附加，分別為重大水利工程建設基金、大中型水庫庫區移民後期扶持資金、小型水庫庫區移民後期扶持資金、農網還貸資金、可再生能源電價附加、城市公用事業附加費（已於2017年4月起取消）、工業企業結構調整專項資金（已於2017年7月起取消）。
以國家電網公司2017年的電價數據為例，平均銷售電價（含基金與附加）為653.9元/千千瓦時，政府基金與附加為33.6元/千千瓦時，政府基金與附加佔比為5.14%。
從目前情況看，主要存在兩類問題。一是各地區的電價基金附加徵收標準差異性較大，管理模式也存在較大自主性，導致各地輸配電價的基金附加水平差異很大，不利於形成各地反映電力成本和供求關係的合理價格，阻礙電力市場跨區、跨省交易，不利於電力資源的優化配置。二是在國家取消了部分基金及附加之後，部分產業園區、商業綜合體等轉供電經營者，並未及時貫徹國家降價措施，甚至存在在國家規定銷售電價之外亂加價行為，以至於部分電力用戶並未切實享受到國家降低工商業電價的紅利，國家對於轉供電環節應加強監管，避免形成價格傳導的灰色地帶。
首輪電價核定尚存不足，需要增加調整機制
輸配電價改革試點地區暫定輸配電價格核定週期為3年，核定參數以歷史和預測數據為基礎。現階段，影響經濟階段性增長因素比較複雜、改革措施存在不確定性，輸配電價核定也應統籌考慮各類變化因素，增加靈活的調整機制。
電價平衡賬戶未實體化運作。2014年，在深圳的輸配電價改革試點辦法中，首次提出了建立平衡賬戶概念。平衡賬戶是為滿足電力市場建設需要，保持銷售電價相對穩定，妥善處理電力產業鏈各類企業與電力用戶利益關係而設立的賬戶。電網企業輸配電實際收入與准許收入之間的差額，通過平衡賬戶進行調節，多出部分進入平衡賬戶，不足部分由平衡賬戶彌補。可見，設立輸配電價平衡賬戶可以穩定電價，保證電網企業投資成本的合理回收。其一，當輸配電價核定初期確定的電量增長與週期內實際不符，需要增加（減少）輸配電投資等一些不確定事件發生時，實際收入和准許收入的缺口可以由平衡賬戶進行彌補；其二，平衡賬戶作為“蓄水池”和“調節器”，還可以起到穩定銷售電價的作用，是保障“准許成本加合理收益”輸配電價機制落實的重要保證。
但是，現有平衡賬戶並未實際起到預期“蓄水池”和“調節器”的作用，一方面，各地電網投資的成本歸集標準不一，差距較大，當週期內電力實際增速與預期不符時，增加（減少）的電網投資成本如何規範化傳導到銷售電價或者通過蓄水池調節的實施細則缺位；另一方面，當出現平衡賬戶持續虧空時缺乏相應的管理辦法，無法實現資金的自我平衡。
新增政策性資產的計提問題存在爭議。為了解決電力發展不平衡、不充分問題，電網企業按照國家部署加大配網、農網建設投資，這部分投資很大程度上屬於社會福利性投資，並不能帶來與投資匹配的電量增長，同時還擠佔了監管週期內電網企業的投資空間。另外，隨著能源綠色轉型發展需要，新增“煤改電配套投資”、“電動汽車發展配套投資”、“清潔能源接入投資”以及其他政策性配套投資等。根據規定，當電網企業實際投資額低於規劃投資額時，對差額投資對應的准許收入的70%予以扣減，反之，差額投資對應的准許收入不再上調。若新增的政策性投資不能全額及時納入當期可計提收益的有效資產，及時調整電網企業准許總收入和輸配電價，這將持續推高電網資產負債率，帶來沉重的財務成本，嚴重影響電力可持續發展能力。
兩部制輸配電價制度亟待完善。面對新能源上網電量逐年增加、季節性電量波動較大，電力市場交易規模逐步擴大，電力現貨和輔助服務產品將陸續入市交易等新趨勢，為了保障電力系統安全穩定運行、電網企業的運維能力，進一步挖掘輸電線路容量空間潛力，擴大清潔能源季節性、日內的消納規模，與電力市場交易品種不斷豐富的規則相結合，有必要進一步擴大包括跨區、跨省和省內的兩部制電價覆蓋範圍，並根據現實情況逐步完善兩部制電價的相關機制。
監管與考核目標不統一，電網企業處境尷尬
輸配電價改革以後，政府逐步建立了以電網有效資產為基礎，以“准許成本加上合理收益”為主要原則，對輸配電的收入、成本、價格進行全範圍直接監管的新模式，並形成了“事前核定電價、事中監管投資、事後成本監審”的閉環監管體系。
在接受政府電價監管的同時，作為國有大型企業，電網企業經營又受到國務院國資委對盈利能力、資產質量、債務風險和經營增長的明確考核要求。國資委對電網企業的績效考核內容與建立輸配電價核定的新機制、新要求並不完全一致，導致各目標難以協調統一，例如輸配電價規制的准許回報率與國資委考核的利潤率、資產收益率等指標並不一致。
針對輸配電價改革的有關政策建議
改交叉補貼暗補為明補，逐步解決電價交叉補貼問題
當前，電價矛盾突出表現為工商業電價水平虛高，而居民電價大幅低於供電成本。隨著電力體制改革逐步深入以及降低工商業電價目標的提出，交叉補貼的有效評估與合理優化已經成為推進電力體制改革的必要條件以及進一步創造經濟增長新動能的關鍵問題。
適時推出針對“妥善處理交叉補貼問題”的頂層設計文件。交叉補貼問題由來已久且極為複雜，妥善處理交叉補貼、理順電價機制絕非一朝一夕能夠完成，建議以輸配電價改革為契機，改隱形暗補為明補，並逐步減量、取消工商業對居民補貼為改革發展方向，提出分階段解決電價交叉補貼的指導意見和時間表，從頂層設計上加以規範和細化，各地方政府再根據自身稟賦條件做出具體安排。
短期內，建議在現有補貼規模不擴大的基礎上，理清交叉補貼總水平並改為明補的補貼路徑；從中期看，要建立妥善處理交叉補貼的長效機制，建立明補基金或稅制，進一步完善居民階梯電價制度；從長期看，逐步減量、取消工商業對居民電價補貼，逐步建立按用戶用電負荷率定價的機制。
完善居民階梯電價制度，積極減少交叉補貼。在我國，既要實現居民整體電價水平與合理的供電成本相符，又要解決貧困人群用電的補貼問題，就需要合理的設計每一檔的用電量門檻，最大程度避免將低收入居民排除在補貼範圍之外，或者將高收入居民納入補貼之內的設計誤差。三檔階梯電價的設置應體現出基本用電、合理用電和奢侈用電的差別，充分發揮價格信號的作用，通過低電價補貼低收入人群，同時讓高收入人群以反映合理供電成本的價格消費電力，實現補償成本與公平負擔相結合。
居民用電價格總體上要逐步反映供電成本，同時兼顧不同收入居民的承受能力，用電少的居民少負擔，用電多的居民多負擔。現階段，建議適當降低第一檔電量的門檻，並適當提高第二檔階梯的價格，使第二檔、第三檔電價能夠合理反映供電成本，在保障大多數居民基礎用電的基礎上，使電價逐步反映電力資源的合理價值，引導居民節約用電，切實減少工商業交叉補貼的負擔。
加強監管，督導各利益主體承擔相應的電價交叉補貼責任。從實際國情考慮，我國還需要在一定時期內保留一部分電價交叉補貼，短期內並不具備完全取消的條件。現階段，建議國家加強監管，穩定電價交叉補貼來源，避免交叉補貼產生較大缺口。此外，還應督導各利益主體承擔相應的電價交叉補貼責任。一是地方電網、增量配電網與省級電網具有平等的市場地位，配電網企業應按照相同的原則和標準承擔政策性交叉補貼和政府性基金及附加；二是自發自用自備電廠供電的用戶，要公平承擔社會責任，特別是燃煤自備電廠，須按照當地現行交叉補貼標準繳納交叉補貼加價。
理清普遍服務政企責任，建立普遍服務長效機制
發達國家實現電力普遍服務一般有三種方式，一是通過交叉補貼方式解決，通常在一體化或自然壟斷企業內部實現；二是通過發展分佈式可再生能源來解決偏遠地區無電戶用電問題；三是建立以電力普遍服務基金為核心的電力普遍服務補償機制。結合我國電力改革與發展的實際，建議建立電力普遍服務基金，保障電力普遍服務的順利實施。
完善普遍服務法律機制，理清政企責任。目前，我國仍未建立完備的電力普遍服務補償機制，電力普遍服務的概念仍不統一，普遍服務的責任主體、實施主體不清，服務內容和方式等制度規定仍然缺失。建議在法律層面明確提出建立電力普遍服務補償機制，設立電力普遍服務基金。出臺電力普遍服務相關配套文件，明確電力普遍服務的內涵、服務對象、服務標準、服務範圍，明晰普遍服務的責任主體、實施主體及權責義務，制定電力普遍服務規劃、目標和實現方式。出臺電力普遍服務基金管理辦法，建立電力普遍服務基金管理機構，細化招標辦法，明確監管主體、監管內容、監管標準，規定獎懲措施。
建立電力普遍服務長效機制，保障中西部地區長期穩定發展。從國際做法看，電力普遍服務基金的資金來源主要有兩類，一是電價附加，即從終端用電用戶的電價中收取電價附加，構成普遍服務基金；二是藉助財政撥款或從各電力企業的營業收入中按一定比例提取，以作為普遍服務基金。
從我國國情出發，短期內建議仍然通過電網企業內部“東西幫扶”的方式來支援中西部偏遠地區電網建設，考慮當前電網企業開展內部幫扶時存在的實際問題，建議價格主管部門在核定輸配電價時，允許將幫扶成本計入幫扶省份准許總收入、通過幫扶省份輸配電價予以回收，同時，建議財稅主管部門對幫扶資金在省級電網之間流出、流入時免徵所得稅，提高內部幫扶效率。
長期來看，建議建立國家層面的電力普遍服務基金，打造科學合理的電力普遍服務的長效機制，針對電價承受能力較差的中西部偏遠地區給予稅收優惠和運營補貼，並對服務標準、資金來源和成本補償機制進行明確。
降低政府基金及附加比重，加強對轉供電環節監管
電力作為商品本應該執行市場交易規則，不應承擔商品之外的特殊功能，電價中的基金附加是因不同階段的特殊需求制定出臺的，隨著電力市場化改革推進，這些特殊政策應當逐步取消或合理歸位，還原電力的商品屬性。
此外，轉供電經營者本質上仍然屬於供電環節，本身並無定價權，應嚴格執行國家制定的價格政策、傳導國家的調價措施並接受國家監管，做好供電“最後一公里”服務。建議國家針對轉供電環節出臺明確的措施辦法，加強對轉供電經營行為的規範和監管，進一步明確轉供電經營者電費收取方式，要求按公平、公開的原則向所有用戶合理分攤電費。避免在電價傳導的最後一公里產生灰色地帶，影響國家各類調價政策的順暢傳導。
在改革的初期階段，應切實做好電價核定與電網投資、電量增長、降低電價水平等問題的有效銜接，針對存在問題靈活施策、及時調整，保證電網企業合理的收益水平，確保電力系統長期穩定可靠運行。
儘快建立平衡賬戶的具體管理細則及實施細則。輸配電價平衡賬戶設立目標是保障電網企業利潤處於合理、穩定水平，既避免電網企業憑藉壟斷地位獲得超額壟斷利潤，又不至於導致電網企業發生政策性虧損，保障改革穩步推進。根據試點經驗，建議將平衡賬戶設定在電網企業，由政府價格部門監督和調整使用。平衡賬戶調整機制觸發比例可根據各省市實際情況設定為6%至10%，最大限度減少調價的頻次，符合核價週期中的各方預期。平衡賬戶調整週期可設定為一年，與會計核算週期相一致，有利於各方穩定經營。
對於計劃外的新增政策性投資提出明確解決方案。針對電網作為實際出資方（歸屬權屬於電網企業）的政策性有效資產，應將其納入輸配電價核定的合理成本，並予以計提收益。
跨省跨區輸電線路輸配電價建議採用兩部制電價形式。電量電費反映輸電服務的成本，容量電費反映可靠供電、事故備用等安全服務的成本。此外，儘快將兩部制價格實施範圍擴大到一般工商業用戶，一定容量以上的工商業用戶儘快執行兩部制電價，促進工商業用電合理反映供電成本。
完善電網企業考核制度，疏解監管與考核間矛盾
目前，國務院國資委對電網企業考核是按照商業二類企業標準進行的，針對新型監管模式和傳統績效考核體系之間的矛盾，建議儘快完善和創新對電網企業的績效考核機制，調整經營指標在考核中所佔的權重，使電網企業迴歸專注於提供輸配電服務的功能定位，調整電網企業的經營考核方向。
突出電網公益屬性。在輸配電價改革背景下，激勵性管制的概念將逐步引入，而激勵考核指標以投資精準度、用戶滿意度以及供電可靠性等指標為準。因此應進一步在考核體系中體現相關監管指標，體現電網公益性的特點，理順自身發展與指標考核之間的關係。
突出發展質量指標。電網作為基礎產業，發展要有前瞻性、宏觀性、策略性。我國電力消費水平相對於發達國家還偏低，未來電網發展建設的任務還很繁重，電網的發展指標更能體現電網企業持續經營的需要，更能體現企業作為社會運行一份子應承擔的角色和責任，也更能體現政府對企業的定位。建議在電網企業考核指標中突出發展質量指標的權重，強調企業的科學可持續發展。
完善績效考核體系。目前，國資委對電網企業的考核指標以財務指標為主，主要涉及資產、負債、所有者權益、收入、費用、利潤等會計要素，建議加強相關指標關係的研究，做好指標之間的協調工作，基於監管體系，調整考核指標體系。
（本文節選自中國電力企業聯合會行業發展與環境資源部2018年《輸配電價改革情況調研報告》。）
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