叶泽：我国输配电价改革评价与建议
2018-03-19 11:01:53
摘要：2016年国家颁布《省级电网输配电价定价办法（试行）》。截至2017年底，我国省级电网输配电价改革工作基本完成，除西藏外各省级电网输配电价已全部批复。
2016年国家颁布《省级电网输配电价定价办法（试行）》。截至2017年底，我国省级电网输配电价改革工作基本完成，除西藏外各省级电网输配电价已全部批复。2017年底，国家又出台区域电网输电价格、跨省跨区专项工程输电价格以及地方电网和增量配电网配电价格的定价办法（指导意见），以上四个定价办法构成了我国输配电价体系改革的基本政策框架。总体上看，我国输配电价改革取得了显著的成果。但是，考虑输配电价的应用范围和功能发挥程度，加上输配电价成本分摊与监管等的复杂性，我国输配电价改革还仅仅只是刚开始，还有许多关键环节和因素需要总结、完善和进一步改革。
一、当前我国输配电价改革的成效
1.明确了输配电价的定价方法。政府对具有自然垄断属性的电力商品进行包括定价在内的价格管制，是计划经济也是市场经济条件下政府管理经济的基本做法，国外有非常成熟而具体的政府定价方法和政策。1995年我国《电力法》提出了“制定电价，应当合理补偿成本，合理确定收益，依法计入税金，坚持公平负担，促进电力建设”的原则。2003年“电价改革方案”的三个实施办法中提出了成本加收益的定价方法，但是没有出台具体细则和组织实施。这次输配电价改革中，国家首次提出相对完善的准许成本加合理收益定价办法及操作规则。在这个基础上，2017年底又出台了区域电网输电价格、跨省跨区专项工程输电价格以及地方电网和增量配电网配电价格的定价办法（指导意见）。四个办法提出了适用于目前所有输配电经营领域的输配电价制定的不同方法，如表1所示。
表1我国现行输配电价体系定价方法
2.基本实现省级电网输配电价改革的全面覆盖。2014年底深圳输配电价改革试点以来，省级电网输配电价改革按照国家政策指导与分省试点制定相结合的原则，积极又稳妥地推进和实施；在较短的时间内，基本完成了改革任务。截至2017年底，全国各省级电网均进行了输配电价改革。除黑龙江、蒙东地区、新疆（含新疆生产建设兵团）以及西藏等四地暂未公布输配电电价外，其他各省级电网均已先后向社会公布国家发展改革委审核后的输配电价政策。
3.降低了输配电价和用户用电成本。根据已经批复的输配电价结果，各省（市、区）输配电价绝大多数有不同程度的降低。国家发展改革委发布数据显示，这次输配电价改革共核减与输配电业务不相关或者不合理的成本费用达到1180亿元，平均核减比例为14.5%。与购销价差比较，实施输配电价改革后的平均独立输配电价减少近1分钱/千瓦时，32个省级电网准许收入减少约480亿元。国家将输配电价改革的降价空间全部用于降低终端电力用户尤其是工商业用户的用电价格，降低了企业的用电成本。
二、输配电价改革存在的主要问题
考虑到省级电网输配电价改革已经基本完成，而且对其它三项改革有基础和示范作用，下面主要以省级电网输配电价改革为对象，分析和说明当前我国输配电价改革中存在的不足和问题。
1.输配电价的分类过于简单。
为了使电价更加准确地反映用电成本，国外输配电价体系的设计一般在结构上至少分为接入（或接出）价格和电网使用价格（类似于我国目前的省级电网输配电价）两个部分，并以两部制为核心，在基于用户电压等级分类的基础上，综合考虑用户用电特性（如用户负荷特性、用电时段、规模与密度等）以及输配电阻塞特性等因素，另外，还提供多种电价方案供用户选择。相比较国外的做法，目前我国输配电价改革形成的分省分电压等级的输配电价是最基础的输配电价，没有根据用户用电特性和输电阻塞情况进行细分，从价格机制的角度评价，反映实际成本或机会成本不够，发挥的作用还十分有限。
2.定价目标不清晰和不统一。
输配电价改革的主要目标应该是使电价反映用户的真实用电成本和投资者的机会收益，在促进资源最优配置的同时，促进电网开放和电力市场改革，不同层次的决策主体及相关利益主体必须分享共同的目标。但是，实际定价过程中，中央和省级政府部门以及电网企业之间定价目标并不清晰和统一。国家的目标是控制和规范成本和收益，对应的方法是准许成本加合理收益。省级政府的目标是降低价格，对应的方法是价格上限法，即不管实际成本大小，只能在原来购销差价的基础上降低价格。电网企业的目标则是实现准许收入最大化，而不是获得准许收益；电网企业理解的管制定价方法似乎是收入上限法。决策主体及对决策结果有影响力的相关利益主体在定价目标上的不一致导致定价办法本身存在明显缺陷。
3.定价办法存在的问题。
第一，准许成本和有效资产等核定范围比较笼统。如《定价办法》将输配电准许成本分为折旧费、材料费、修理费、职工薪酬以及其他费用等五类，并以这五类成本为基础进行成本归集、核算与调整。同目前国外按业务项目进行成本精细划分与核定的方式相比较，这种成本分类方式还比较粗放，既不能保证最终核算出的输配电价准确体现成本，同时也不利于对各项业务成本项目实施有效监管。第二，没有考虑成本或资产的使用率。目前准许成本和有效资产等主要只考虑成本或资产是否与输配电业务直接相关，却没有考虑成本或资产的使用情况，低使用率的成本全部记入准许成本，或使用率的资产全部作为有效资产，必然诱导投资过剩。第三，准许收益率核定规则不明确。目前的定价办法允许准许收益率在较大范围内变化，但是，对如何在这个范围内取值却没有具体规定。理论上，输配电阻塞情况是决定准许收益率大小的重要指标，如果输配电阻塞严重，则应该选择较高的准许收益率；反之亦然。但是，定价办法中没有具体规定，也没有做相应的要求。第四，准许收益没有形成闭环控制机制。①准许收益用绝对指标和相对指标衡量不明确和不统一，定价办法中虽然使用相对收益即准许收益率，但是却没有对实际年度收益率的评价制度，监管周期内输配电价调整的规则中也没有强调和使用这个指标，而是使用了投资差异等指标。②由于实际经营数据与核价时的预测数据的差异所造成的电网企业准许收益（权益收益率）差异没有控制或调校机制。由于实际数据与核价参数会有差异，实际收益率与准许收益率也会有差异，如果不进行年度实际收益率与准许收益率比对，准许收益定价规则就失去了意义。这种情况也适用于准许成本的分析，如果不对实际发生成本进行是否符合准许条件的界定，准许成本规则也失去意义。因此，准许成本与准许收益都没有形成闭环控制机制。
4.第三方参与机制没有建立起来。
由于输配电成本监审以及评估执行工作具有很强的专业性，目前这项工作基本上是由国家委托省级电网企业之间交叉完成。省级电网企业同属于一个母公司，在制度上不能够保证公正性。在这种情况下，不管政府说成本监审如何有效，剔除了多少无效资产和不合理成本，仍然缺乏公信力。由于政府人员控制和评估的专业性，由政府价格主管部门评估输配电价执行结果也不可行。在这种情况下，国内外的通行做法是引入第三方参与机制。目前的定价办法对实际投资、成本、电量等与核价投资、成本和电量等发生的差异及准许收益缺乏第三方评估机制，甚至缺乏评估机制。
5.政府自由裁量权大。
虽然定价办法中对输配电准许成本以及有效资产的存量部分和增量部分核定均做出了详细规定，但是许多核价参数规定可选择的范围大，如非政策性有效资产权益准许收益率可在国家10年期国债平均收益率（2.5%左右）基础上加上不超过4%的范围内选择，这意味着权益收益率的选择范围为2.5%～6.5%，最大值是最小值的近2.6倍。可见，可选择范围的核价参数越多且对应范围越大意味着最终测算出来的准许收入最大和最小值的差额越大，电价可选择空间也越大。
6.容易诱导电网企业的策略性行为。
由于准许成本和准许收益仅仅只针对预测的经营数据而不是实际经营行为和结果，电网企业可以采取自身利益最大化的策略性行为，以获得相对偏高的电价水平，获得超过准许收益率的实际收益。
三、我国输配电价完善和深化改革的建议
与国外输配电价政策和电力体制（市场）改革的需要相比，我国输配电价改革不仅要完善，还要继续深化。下面主要针对省级电网输配电价改革提出六点建议。
1.明确和统一输配电价定价目标。
中央政府要在定价办法中强调准许收益率的核心价值，突出准许成本和准许收益（率）的闭环控制机制。地方政府不能以纯粹地降低电价为目标；一方面要求加大电网投资，另一方面又要求降低输配电价，这是相互矛盾的。电网企业要主动适应输配电价改革及电网开放所带来的商业模式的转变，逐步放弃收入最大化目标，以政府事先核定的准许收益（率）为财务目标。
2.建立基于准许收益率的评估与调整制度。
目前的输配电价改革无论在办法还是在执行上主要集中事前定价这个阶段，而实际上，目前国家批复和公布的各省输配电价其实只是预收电价或预收电费，年度经营结果产生后还需要根据事先确定的准则其中主要是准许收益率进行评估和调整。有三种情况，一是实际收益率与准许收益率相等，则不做调整；二是实际收益率与准许收益率有差异，但是，差异不大，这时通过平衡账户制度将差异结转到下个会计年度进行调整，保证当年企业实际收益率等于准许收益率，但是，不调整已经核定的次年度的输配电价；三是如果实际收益率与准许收益率相差较大，则把差异结转到核价时次年的准许收入中，重新计算并调整次年的输配电价。要建立这样的评估与调整制度，这种制度真正反映了准许成本加合理收益定价方法的内在规定，也避免了企业的策略性行为，具有多方面的效果。工作制度建立起来并正常化后，有第三方参与机制的配合，工作量也不会很大。
3.针对不同情况设计参数和确定参数标准。
如在准许收益率标准确定上，输配电阻塞严重或电网投资不足的省可取较高投资回报率，电网投资过剩的省则要取较低的投资回报率；甚至可以对特定类别的资产确定不同的投资回报率，以刺激电网投资。假设农村配电网投资不足，则可以提高相应资产的投资回报率；有些输电线路经常出现阻塞，也可提高相应资产的投资回报率。在材料费、修理费的标准确定上，山区多的省与以城市电网为主的省或市的输配电网资产结构与规模有较大差异，材料费、修理费标准也就应该不同；沿海省经常遭遇台风，台风对电网的损坏较大，因此，沿海省的材料费、修理费标准应该比内陆省更高。
4.制定基于设备利用率的有效资产定价办法。
如果只核定准许成本而不核定有效资产，准许成本加合理收益的定价方法会导致投资过剩效应。建议在“相关”和合法（规）的基础上，再按“有用”和“有效”四个标准界定有效资产。“有用”是指线路或设备必须是已经投入使用的资产；“有效”是指线路或设备能够降低供电成本或提高供电服务质量，而且其利用率必须要达到设定水平。如果资产不符合“有用”的条件，将不能计入定价成本（以折旧形式体现）或作为有效资产；如果资产不符合“有效”的条件，则只能将相关固定资产按照其利用程度折算比例计入定价成本和作为有效资产。显然，有效资产进行界定的前面三个标准相对简单，较为复杂的是“有效”标准的使用。原则上，可根据设备投入使用的年限，考虑适当的超前性和备用标准，为设备经济寿命期各年确定不同利用率标准，超过标准的全部计为有效资产，达不到标准的则按比例扣减有效资产。
5.建立专业性的第三方成本监审与评估制度。
建立专业性的第三方监审机构对输配电各业务项目成本进行严格监审与评估是目前国际上的基本做法。例如，美国加州等能源管制委员会专门委托成立第三方监审机构对所在州电力公司输配电成本按照业务项目类型进行严格监审，在具体操作上首先由电力公司提出下一监管周期公司各项业务成本预测数，然后州能源管制委员会委托第三方监审机构对电力公司提出各项业务成本预测数进行逐条审核，并将审核意见提交给州能源管制委员会，最后，州能源管制委员会根据电力公司提交的成本预测数和第三方监审机构的审核意见做出最后的审核意见，并给出成本审核结果的理由。最终由州能源管制委员会向社会公布对电力公司准许收入调整审核的最终情况。随着输配电价改革的深入推进，建议我国政府主管部门按照政府购买服务的思路，将输配电业务成本监审和电价评估这两项业务向社会招标，提出专业性的要求，委托有能力的第三方监审机构完成。
6.输配电价多样化改革。
长远来看，在管制电价的框架内，还需要按公平性原则对输配电价的结构进行细分，至少分为接入或接出电价和一般输配电价；按效率性原则引入基于负荷率的输配电价，负荷率高的用户的单位输配电成本相对较低，应该获得较低的电价；按调节性原则引入分时输配电价，包括季节性输配电价和峰谷输配电价。在市场电价的框架内，要探讨节点输配电价和输电金融权改革。（原文首发于《电力决策与舆情参考》2018年1月26日第四期）
