价格是市场的重要组成部分。《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(以下简称电改9号文)和国家发展改革委、国家能源局电改配套文件《关于推进输配电价改革的实施意见》，明确我国开始新一轮电力体制改革，并把输配电价改革排在配套文件第一位，充分说明了本轮电改将是价改先行。输配电价改革将打破电力计划定价模式，其成败对我国电力行业影响深远。
一、开展输配电价改革是电力市场化改革必然选
输配电价改革明确由国家核定电力输配环节价格，用电价格由市场决定，这既是电力行业打破垄断的必要措施，也是实现李克强总理所说“打通政策最后一公里”的重要手段。输配电价政策是否落实到位，关系到电力市场化改革能否成功，电力行业能否持续解放生产力、释放改革红利。
1.输配电价改革将进一步理顺市场机制。我国现行电力行业总体生产运营模式，仍类似于计划经济体制下大生产车间式运营，电网企业是“生产车间”拥有者，对电力产品统购统销。与生产销售一体化相区别的是，发电企业是电网企业生产外包单位。这种体制下发电企业无权决定产品价格和生产量，用户也只能根据国家定价在当地买电。
输配电价改革等一系列改革政策落实后，电力产品将由真正的电力生产者(发电企业)直接卖给电力使用者(电力用户)，双方交易价格与交易数量由市场机制决定。电网企业只需做好电力输送环节的生产建设和调度运行，其补偿成本由国家决定。发电企业根据用户需求合理组织产品生产，用户根据市场行情和服务自主选择售电方。电力价格市场走势，既会影响用户用电量，也会决定发电企业生产量，反过来电力供应也将影响价格的变动，电量和电价的变化调节着资本在电力行业流动，最终使我国电力资源在国民经济中形成合理配置。
2.输配电价改革将使市场环境更公平。以输配电准许收入为基础的定价模式将对电网经营带来根本性影响，电网企业由以往获取购售价差的赢利模式改为获取国家核定准许收入的模式生存发展。
作为企业，电网企业经营目标是实现“企业价值最大化”，主要手段即是“增收节支”。在购售价差赢利模式下，电网企业收入来源于对用户的售电收入，成本是付给发电企业的购电支出。当其具有市场垄断力时，“增收节支”会使之产生通过不正当手段侵占上下游利益的冲动，即不合理压低对发电企业购电成本，不公平增加用户电费负担。而在新模式下，电网企业收入总额将被锁定，无法再在生产经营上挤占上下游利益，“增收”体现在提高效率和多付出劳动，“节支”体现在减少不合理开支，这将大大促进电力市场的公平。
3.输配电价改革有利于降低电网企业输配电成本。输配电价改革清晰了电网企业当前输配电业务经营界限，固化了企业收入总额，企业从经营上愿意减少成本增加效益。通过制定合理电价激励政策，如允许企业在一定时期内将降低的成本按比例留存，将影响电网企业通过技术研发、合理规划、加强管理等各种合理手段降低成本。
4.输配电价改革有利于合理化电价水平。目前看有利于电价进一步下降。输配电价改革完成后用电价格主要由三部分构成，即发电企业售电价格、电网企业输配电价以及政府性基金及附加。从发电企业售电价格看，由于电力市场目前供过于求，基于装机过剩、煤炭市场不景气、用电量增幅空间不大等因素，通过上下游直接交易的市场机制，将降低现行发电企业售电价格;同时从输配电价本身看，一是通过必要的输配电成本监审，可剔除现行购销价差中不合理部分;二是制定合理的输配电价定价政策，使企业降低输配电成本，从而合理降低电价水平。同时，随着几十年电网建设发展，目前我国电网结构已较完善，输电线路投资规模理应不再扩大，也将影响输配电价下降。
二、输配电价改革现状
2005年，国家发展改革委颁布了《电价改革实施办法》，在我国首次制定并提出了《输配电价管理暂行办法》。2014年底起，深圳市、内蒙古西部电网先后开展了输配电价改革试点工作。2015年4月，国家发展改革委、国家能源局统一组织，在广东深圳市、内蒙古西部试点基础上，将安徽、湖北、宁夏、云南等4省(自治区)列入先期输配电价改革试点范围，后又增加了贵州。由5省(区)价格主管部门及能源监管机构交叉开展了输配电成本监审，并在成本监审基础上，编制了输配电价实施方案，部分省份核定了相应电压等级输配电价标准。
从全国输配电价改革过程看，有两个特点：
一是输配电价改革步伐相对稳健。在监审电网企业输配电成本试点地区，先推“平衡账户”，缓推输配电价实施。现有试点地区，通过输配电成本监审和输配电价的测算，核定了该地区电网企业准许收入，并将电网企业通过销售电力取得的电费收入与对其核定的准许收入差额计入“平衡账户”，同时暂不改变现有上网电价、销售电价的执行方式。改革在当前阶段主要是作为一种测算手段存在，通过“平衡账户”和电网企业获取准许收入模式运行，测试输配电价合理程度及对电网企业经营影响。现已公布输配电价标准的试点地区基本上是通过此种方式进行，还未公布的地区大体上也将按此开展。
二是输配电价执行有所突破。主要体现在大用户直接交易输配电价执行上，因目前各地大用户直接交易占全社会用电量比重不大，各地在这类交易上形成了突破，中间环节执行输配电价，购售电价由上下游议价形成。其输配电价主要依据电网企业现有购售电价差测算核定，此类交易对各省份电网企业整体购售价差影响较小。这种模式既没有对各省现有电价购售价差的测算空间进行大的调整，同时也让发电企业与用户能通过直接交易的方式开展电能购售，可以说是对输配电价执行机制的“聪明”尝试。
总的来看，现阶段输配电价改革相对慎重，有新意有亮点，为将来改革工作打下了好的基础。
三、当前输配电价改革面临的机遇和挑战
1.成本监审面临挑战。按输配电价改革方向，电网企业输配电准许成本将是核定输配电价的基础，但基于现状，输配电成本真实情况短期内难以厘清。核定的输配电准许成本，理论上应为输配电业务的标准成本，目前仅依靠对电网企业现有实际发生成本审核，难以正确核定输配电业务的标准成本。从目前开展的试点省份电网企业输配电成本监审工作看，虽能通过《输配电成本监审办法(试行)》及相关会计、财务政策，对电网企业上报数据进行一定程度的核减，但对电网企业成本真实、完整、相关、合理性难以做到实质性审查。如何从电网企业复杂的架构、庞杂的资本性投入及多层次相互交叉的成本列支中，核定出真正与输配电业务相关的合理成本，是输配电成本监审工作面临的最大挑战。
2.输配电成本监管工作面临新课题。完成输配电价改革后，电价监管工作将不仅仅是对企业执行政府定价情况进行简单复核、监管已发生的结算结果是否违规;同时更是一种动态的、市场化的、专业性较高的裁判式监管。新的监管课题有很多，如制定相关的监管制度防止电网企业将非输配电业务成本计入输配电成本、根据输配电成本变动情况动态调整输配电价、叫停或处罚电网企业转嫁输配电成本违规行为等等。
3.输配电价改革成本需要消化。改革既会带来红利、也会带来成本。输配电价改革成本主要在于，一是改革后真实输配电价较现有购售价差下降后，电网企业原有投资及相应支出无法消化部分;二是发电企业在市场竞争机制下，电价和机组利用小时数低于项目核准时产生的亏损。只有合理消化由计划向市场转轨时发生的成本，才能确保改革成功。
4.输配电价改革将给电网企业经营管理带来新机遇。改革后，电网企业赢利模式和经营管理方式都将发生改变，由对客户发掘、对电厂管理，改为加强内部管理、内部挖潜，提高输配电业务管理的经济性。在获取恒定收入同时，尽可能合理地降低输配电业务成本，获取更多剩余收益。这将为电网企业内部经营管理转型打开一扇门，将以往粗放式、不计投入的生产管理，转为精细化、专业的、节约型内部管理。管理出效益，将成为电网企业今后发展方向。
四、做好输配电价改革的建议
输配电价改革是电力市场化改革的前提，只有完成了输配电价改革，电力市场才能成为真正市场化的市场。输配电价改革应信念坚定，改革过程中应允许失败、允许重来，但最终的改革目标一定要成功实现。为成功完成输配电价改革，提出以下建议：
1.慎重推进输配电价改革。电价改革牵一发而动全身，输配电价改革，不仅仅是电价收取方式的变更，更是电力市场格局的改变。为使改革最终成功，改革进程上不能急于求成，先探索、再尝试，尝试成功再实行。方式上，建议一是应加强调研，学习研究国外输配电价制定及输配电成本监审的先进经验和合理标准，找出适合于我国开展输配电价改革的道路，从专业上把准方向。二是统筹相关部门合力推进。对电网企业的管理部门较多，其成本开支中各个项目管理的归口部门不同，可集中相关部门力量，统一思想、群策群力、共同协调开展。三是借助社会专业力量。尤其在成本审核中，应借助专业的社会中介机构，如会计师事务所、电力设计院等，从人力、物力、专业技能上获得支持。
2.制定和完善相关制度。一是出台新的《输配电成本核算办法》，旧有的《输配电成本核算办法(试行)》在会计核算规范上已不适应输配电价改革需要，应及时加以修订。二是出台《电网企业输配电业务财务管理制度》，明确电网企业的输配电业务边界及相应开支标准。三是修订出台新的《输配电成本监管办法》，明确电网企业输配电成本列支监管部门和方式，设立限额审批制度，凡需进入输配电成本影响输配电价成本达到一定金额以上，交由相关部门审核批准。同时对电网企业违规开支输配电成本、违规将输配电成本开支范围内的工作转嫁其它市场主体承担成本行为的监管方式予以明确。四是出台《输配电价定价办法》。
3.适时推进电网企业重组。根据业务性质适时对电网企业再重组，仅保留输配电业务直接相关部分，其它非直接相关部分应予以剥离，按性质进行事业性管理或推向市场。允许设立合理的管理机构，管理机构的成本支出从输配电业务直接成本中按设定比例提取管理费列支，超支部分由企业利润自行消化。对辅助性的科研、修造、制造等机构原则上推向市场，以购买服务为主，必须保留的部分，待整体重组完成后，视情况审核纳入，其成本以输配电直接业务成本的设定比例列支，超支部分企业自行承担。改革成本在合理期限内，由电价消化，其金额及影响电价水平予以明确。
4.尝试开展有效资产固定回报率定价模式。即通过对国外电力市场调研、国内输配电成本测算、合理化经济模型测算等方式，核定我国相关输配电价定价区(目前可以省级行政区域为主)输配电标准收入占电网有效资产比重;以核定的比重为依据，乘以经核定的有效资产值得出准许收入;再根据相应预测电量制定电网企业输配电价。这种方式是一种有效激励定价模式，既可以激励电网企业加强成本管理获取更多收益，也可以防止电网企业增加无效投资和无效支出，有利于控制成本。
5.尝试“市场化”定价方式。输配电价的理想结果应是通过市场机制选择后的帕累托最优状态下成本。虽然输配电业务不能完全根据市场来决定和处置，但可在部分市场化程度高、资本流动有效地区进行尝试。相关试点地区可采用公开投标的方式让社会资本参与到部分输电线路建设管理、配电网络投资运营。参照其输配电价、输配电成本标准，结合我国电网经营现状，制定相应电网企业输配电准许收入标准及输配电价标准。(原载2016年3月11日《电力决策与舆情参考》)
作者：华中能源监管局
