输配电价改革为电力市场建设奠定基础

中央9号文件明确了“管住中间、放开两头”的电力体制改革思路，落实的关键在于机制建设，重点是市场交易机制、电价形成机制、规划协调机制和电力发展机制。价格机制是市场机制的核心，输配电价又是理顺电价形成机制的重点内容，也是分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成的前提，将为电力市场建设奠定基础。

一、输配电价改革的重要意义

输配电价是电网经营企业提供接入系统、联网、电能输送服务价格的总称。输配电是电力产业价值链的中间环节，不仅具有通常理解的电能输送和分配作用，还通过坚强智能的网架结构将“点状”分散的用户、电源等连接为统一的电力系统，保证用户获得安全、经济、优质的电能。推进输配电价改革，将输配电价从形成机制上与发、售电分开，具有重大意义。

一是建立电网企业的激励约束机制，既满足电网正常合理的投资需要，保证电网企业获得稳定的收入来源和收益水平，又能够加强成本约束，促进企业加强管理、提高效率。

二是形成规则清晰、水平合理、监管有力、科学透明的输配电价体系，还原电力商品属性，实现消费者公平负担供电成本，促进电力市场交易，让所有市场主体都享有公平参与市场的机会。

三是保障全社会都能以可负担价格得到均等的电力普遍服务。电力已成为现代社会生活必需品，具有准公共服务产品属性。通过输配电价筹集和转移支付，实现用户类别之间、地区之间的电价交叉补贴。

二、输配电价改革的主要内容

输配电价改革实质上将包含两个层面的改革，分别是按照“准许成本加合理收益”原则改革输配电价形成机制，按照“还原电力商品属性”原则改革输配电价体系。

（一）建立“成本加收益”的输配电价形成机制

现行电网企业以经销电量、获取销售电价和上网电价价差收入为主的运营模式，将转变为按照“成本加收益”原则，以电网企业的有效资产和准许成本为基础，按监管周期事前核定输配电准许收入的新运营模式。其内涵包括三个方面：

一是，电网企业的总收入是政府管制的，不再受电量和上下游价格波动等影响。即使出现电量、价格波动导致电网企业实际输配电收入变化，差额部分也将计入输配电价平衡账户，平衡账户盈亏超过一定比例将会调整用户销售电价。电网企业增加收入，将主要通过提升电力服务质量、满足新增电力需求而扩展电网等方式实现，并需要得到政府监管机构的认可。

二是，电网企业总的准许收入将由准许成本和合理收益构成。现阶段，准许成本由折旧费、运行维护费等输配电服务所必需的相关成本构成。价格主管部门对电网企业成本进行监审，剔除不合理成本后计入定价成本。远期，价格主管部门还将逐步完善成本监管方式，推动电网企业按照更加精细化的方式分业务类型、分电压等级归集输配电成本。合理收益以电网企业为提供输配电服务投入的有效资产为基础，举债形成的，参照同期银行贷款利率水平予以补偿；企业自有资金形成的，参照长期国债利率加1—3个百分点的风险溢价给予回报。

三是，电网企业准许收入除以输配电量，将形成平均输配电价水平，并实现输配电价与销售电价的联动。平均输配电价水平及联动机制的出现，使得长期以来政府管制的上网电量、销售电量、上网电价、销售电价等要素，将能够释放到电力市场中，为放开发电、售电竞争性环节奠定了制度基础。

（二）构建科学的输配电价体系

不同用户在接入和使用电网方面的差异很大。例如，电压等级是高是低、用电是在偏远地区还是在负荷中心、接网容量是大是小、用电负荷率是高是低、是否存在输电阻塞等等，这些差异导致供电成本差异很大。若不考虑这些差异，将导致电力市场竞争缺乏公平性。通过构建科学的输配电价体系，设计合理的价格形式和价格结构，可以有效解决这些问题，并有利于让全体用户站到同一起跑线上参与电力市场竞争，真正做到“还原电力一般商品属性”，使得发电、售电环节成为可通过市场决定的竞争性环节电价。

科学的输配电价体系，至少要反映主要的成本差异因素，并需要兼顾简便性、可操作性以及政府政策导向。我国的输配电价体系刚刚起步，需要有一个逐步发展成熟的过程，目前较好的发展路线是与现行电价体系相衔接，从解决当前主要矛盾开始分步建设。

第一步，健全由省级电网共用网络输配电价、专项服务价格、辅助服务价格构成的输配电价体系。其中：专项服务价格方面，可引入发电接入价，完善专用工程输电价和联网价。辅助服务价格方面，可将调频、备用容量等主要辅助服务项目试行政府定价。省级电网共用网络价格方面，需建立分电压等级、分用户类别的两部制电价体系，与现行两部制的销售电价相衔接。电压等级，是影响供电成本比例最大的因素，电压等级高低与成本成反比，不仅因为电力输送是由高电压等级向低电压等级层层输送，低电压等级需要分摊高电压等级的成本，同时也由于用电规模大的用户一般接网电压等级也越高，规模效益导致高电压等级单位电量供电成本降低。用户类别，国家销售电价分类结构改革要求，今后我国用电类别将分为居民生活、农业生产、一般工商业、大工业等类别。其中：居民生活用电类别内包括了学校教学和学生生活、社会福利机构、宗教场所、城乡居委会、监狱监房等一批重要公用事业和公益性服务用电。由于不同用电类别的用电规模、负荷特性等存在显著区别，导致供电成本差异较大。在测定负荷特性的基础上，区分用户类别核定输配电价，有利于准确计算电价交叉补贴，促进用户间公平负担。两部制电价，将输配电价分为两部分，即基本电价（按用电容量或需量计费）和电量电价（按照用电量计费）。由于用电容量一般很少变化，因此基本电价是固定收费，用户用电量越多，平均电价越低。这样，可以鼓励用户提高输变电设备利用效率，既节约了电网输变电设备扩容投资，也节约了用户自身电费支出。

第二步，进一步完善适应市场化改革要求的输配电价体系。完善专项服务价格，在用户侧出台接入价政策，促进公平负担。完善辅助服务价格，引入辅助服务市场竞价机制。完善省级电网共用网络价格，在用电量大、价格引导作用显著的高电压等级上引入反映地理位置、输电距离、输电阻塞等情况的价格信号，促进电网优化规划，鼓励电源、用户合理选址，提高整个电力系统的运行效率；在用户数量多、操作成本高的低电压等级主要采取“邮票法”分摊成本。

三、当前输配电价改革面临的主要困难

在多个省份开展的输配电价改革试点取得了阶段性重大成果，既验证了中央9号文件确立的输配电价改革方向是完全正确和可行的，为下一步市场建设打下了良好基础，同时也反映出从政府定价转向市场定价确实还有很多难题。

第一个，电力不同于一般商品，不能自发形成市场，需要同步构建科学、清晰的电力市场交易规则。电能商品不是普通实物、发输配售瞬时同步完成、目前尚未实现大规模经济存储，具有很多特殊性。健全的输配电价体系能够大体上解决市场主体在同一起跑线上参与市场问题，但真正建立起有效运作的电力市场还需要开展很多复杂细致的工作，需要建立规则科学清晰的市场交易机制作为支撑。

第二个，需要妥善处理电价交叉补贴问题，保证改革过程中居民、农业等用户电价平稳。长期以来，我国以省为单位分用户类别统一制定销售电价，广泛存在着城市补农村、工商业补居民农业、省内发达市县补贴欠发达市县等电价交叉补贴。改革过程中若不加以制度性安排，一方面将导致市场价格被扭曲，影响市场机制决定价格作用的充分发挥，另一方面又可能导致市场主体通过规避交叉补贴得到“改革红利”，损害弱势群体利益。在建立输配电价体系时，通过厘清各用户类别、各电压等级输配电真实成本，将交叉补贴“暗补”改为“明补”，通过输配电价回收，有利于稳定电价交叉补贴来源和用户销售电价水平。妥善处理市场竞价与政府定价的衔接关系，既要防止价格双轨制带来的套利风险，又要协同推进政府定价改革，通过引入负荷率电价、可选择销售电价等方式，增加用户电价选择权，实现政府定价与市场价格的趋同。

第三个，协调处理供电服务水平与用户承受能力的关系。输配电网作为国民经济发展和人民生活必需的基础性产业，未来有很大的供电服务需求。一方面，城乡配电网技术装备水平低、网架结构薄弱，制约着供电能力、电能质量和用电可靠性，尚不能充分满足电动汽车等新兴用电需求。另一方面，解决我国能源安全、环境污染和温室气体排放等严峻环境问题，需要加快跨区跨省输电网等基础设施建设，推动能源结构从化石能源为主向清洁能源为主转变。满足新增供电服务需求和促进可再生能源高效开发利用而新增的电网投资成本将向终端电力用户传导和分摊。输配电价改革过程中，需要统筹衔接输配电服务水平、电网投资规模和用户价格承受能力之间的关系，既要保障用户用电需求、满足经济社会发展要求，又要保持电价水平在用户可承受范围内。