北极星输配电网讯:新一轮电力体制改革启动以来，输配电价改革试点率先推开，深圳、蒙西、云南、贵州、安徽、湖北和宁夏的试点方案和第一个监管周期的分电压等级输配电价水平得到批复。在2015年“有序推进电价改革，理顺电价形成机试点制”，而其中的首要任务又是“单独核定输配电价”。

可见，输配电价改革的重要性和输配电价改革先行的必要性。

中央电改９号文对输配电价改革提出的具体要求是：输配电价逐步过渡到按“准许成本加合理收益”（即准许收入）原则，分电压等级核定。“用户或售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付费用。”这与以往的输配电价相比，在价格形成机制上有本质的差异。

（一）单独核定输配电价改变了电网企业的盈利模式，顺应电力市场化建设的要求过去，除了部分跨省跨区输电工程之外，我国没有独立的输配电价，电网企业通过购销差价获得收益，即按国家制定的销售电价（亦称为目录电价）向电力用户售电，按国家制定的上网电价从发电企业购电，购、售电费的差额即是电网企业的输配（售）电服务收入；对各电压等级各类电力用户的销售电价与当地平均上网电价（或煤电标杆电价）之差，被视为输配电价。

这种情况下，电网企业的收入不仅与用电需求和用电量结构（即各电压等级各类用户的用电量比例）密切相关，还与上网电价和销售电价水平有关。

在“按准许成本加合理收益原则核定电网企业准许总收入和输配电价”以后，发电企业竞价上网或与大用户及售电公司进行电力交易，成交价格与电网企业的收益无关，发电上网电价下降直接传导给电力用户，而不会给电网企业带来额外的收益，电网企业要靠降低成本来提高其输配电服务的收益率，也为发、用电价格市场化创造了条件。

（二）建立先进的准许收入管制机制有利于保护电力用户的利益，避免电网企业获取高额利润电网企业的输配电服务总成本主要是与其输配电资产强相关的固定成本，除了输配电能损耗之外，与其实际输配电量的数量关系较小。因而，对具有自然垄断性的电网企业，采用

“准许成本加合理收益”即准许收入的管制方式，不仅有利于保证输配电成本的回收，而且还可以避免电网企业利用其自然垄断地位获取高额利润，保护电力用户的利益。

（三）建立严格的输配电价定价成本监审制度，有助于抑制输配电价水平上升

改革后的输配电价定价成本，是按照《输配电价定价成本监审办法（试行）》规定的用于输配电服务的合理成本，而不是按照电网企业的会计成本来核定，与输配电服务无关的投资也不能不列入，这避免了电网企业成本中不符合办法规定的输配电服务之外费用和投资成本计入输配电价，促进电网企业降低无效成本、提高效率，特别是在当前电力需求增长明显放缓的新常态下，能够有效地抑制输配电价水平上升。

是按照电改９号文及其配套文件的要求，建立了独立核定输配电价的新机制；二是探索了几个难点问题的解决方案；三是对五个省区核定了独立的输配电价水平。

（一）关于独立核定输配电价的新机制

基于先进的能源管输网络管制经济理论和国际经验，并结合我国电网实际，通过输配电价改革试点工作，建立了更加科学、规范和透明的输配电价形成机制。这套机制包括输配电价定价成本监审制度和办法、准许成本和合理收益的核算办法、输配电价水平的测算办法，以及对电网企业节约成本的激励约束相融机制等。

（二）关于几个难题的处置经验

独立核定输配电价是一项复杂的系统性工作，不仅涉及规范的准许成本和合理收益核定制度以及科学的定价方法，还涉及到一系列原有电价体系和机制遗留下来的问题。

１．输配电价结构优化问题。此次输配电价改革要为电力市场化交易创造条件。在电力市场化交易中，在没有阻塞的地区和时段，不同一次能源使用成本、不同地理位置的发电机组的上网电价是一样或趋同的，如果远离共用输电网的电厂接入成本都由电力用户分摊，不仅造成发电企业之间竞争的不公平，而且使电力用户承担了更多的输电成本，同时还会误导电源规划、降低电网投资运行效率。因此，在云南电网输配电价改革试点中提出了优化输配电价结构，实行电厂接入价的解决方案。

２．输配电成本归集和分摊问题。目前我国输配电成本的统计管理还比较粗放，适于以往的大一统管理方式，而不适应新输配电价形成机制下的精细化测算数据要求。比如，电网企业的一些资产同时服务于不同电压等级的用户乃至同一电压等级不同类用户，还需要归集或分摊到各电压等级的输配电成本中，以便于公平、合理地制定各电压等级的输配电价水平。在输配电价改革试点工作中，已开展了输配电成本归集和分摊原则、方法的研究和探索。

３．交叉补贴问题。我国现行的销售电价体系存在多方面的价差补贴问题：一是不同电压等级电力用户之间的供电成本交叉补贴；二是同一电压等级不同电力用户之间的供电成本交叉补贴；三是一省内不同地区电力用户之间的供电成本交叉补贴。目前这些交叉补贴都混为一谈，都靠输配电价解决不是一个长久的办法。否则，一方面，随着大用户直接交易规模的不断扩大，承担发电成本和输配电成本双重交叉补贴的大工业用户陆续进入市场，这些大工业用户原来承担的交叉补贴的发电成本浮出水面，将造成电网企业平衡账户的巨额亏损，没有疏导的途径；另一方面，一些原来低价发电的机组，在市场化后将获得高额利润。因此，一些试点省份提出有电网企业与原有低价发电的发电企业签订长期合同，按低买低卖的方式将这些低价电能供应给居民、农业生产和公益性电力用户，以弥补部分或全部交叉补贴的发电成本。这是一条处置交叉补贴的有效的途径和尝试。

（三）核定独立的输配电价水平

已经对五个省区核定了独立的输配电价，并且通过实行严格的成本监审制度，五省区输配电价定价成本与电网企业申报成本相比平均核减了16.3％，为试点地区的大工业电力用户减轻了电费负担。

虽然我国输配电价改革试点已经取得了一些成效和经验，但仍存在尚未解决的问题，而且随着电力交易市场化的深入和市场模式选择不同，输配电价还将面临的新问题有待改进。

（一）促进定价成本管理精细化

进一步研究和探索输配电价定价成本归集和分摊方法的规范。在此基础上，促进电网企业的定价成本管理精细化，以适应科学测算输配电价水平的数据需要。同时，降低输配电价管制成本，进一步提高输配电价定价的科学性。

（二）进一步探索优化输配电价结构

科学、合理的输配电价形成机制，特别是其中输配电价结构的选择，与电力市场交易价格的形成机制、电源分布及其发电成本差异、输电网架结构及其阻塞情况等密切相关。因此，还需要在未来的改革实践中，因地制宜地探索输配电价结构优化问题，使独立核定的输配电价在电力市场建设中有效地发挥促进电力资源优化配置、促进可再生能源、分布式能源和低碳能源消纳以及提高电力投资经济性等重要作用。

（三）重视机制规范和完善

输配电价改革的目的，一方面是改进对垄断的电网企业的管制方式，以促进其规范管理、降低成本，提高政府管制效率；另一方面是促进电力市场化建设，为电力市场交易提供独立的输配电服务价格，甚至还可以为电力规划提供有效的经济信号。

单独核定输配电成本，要按照成本监审确定的输配电准许成本加合理收益来核定合理的输配电价水平；在核价过程中，保障电网企业准许成本的回收是基本原则，不易单纯追求降低电价水平，要从地方经济对电网的发展和供电可靠性需求出发，再合理地选取准许收入核算中的各项参数，考虑一个甚至多个经济周期内不同输配电价管制周期中收益率和折旧率的灵活配合问题，促进地方经济和电力工业的协同发展。随着可再生能源、新能源和分布式能源占比的不断提高以及供电可靠性的提高，可能导致输配电设备的负荷率和效率的降低。

长远看，输配电价格水平有升高的压力。

（四）稳妥处理交叉补贴

各地要密切结合发电上网电价市场化和售电价格市场化的改革进程，因地制宜地制定逐步减少工商业内部交叉补贴。对于居民和农业生产及公益性电力用户的交叉补贴问题，应该考虑选择根本性的解决方案，如认可交叉补贴存在的合理性，将交叉补贴成本均摊到消费的每度电能成本中；或者，使用当地财政资金向一些电力用户提供必要的电费补贴等等。

独立核定输配电价是一项复杂的系统工程，不仅需要建立新机制、采用和规范新核价方法以及进行大量的测算分析等工作，而且还要与相关电力市场建设工作协同并进；不仅需要试点和推广，还是一项需要坚持不懈、不断改进和完善的长期任务。