按照“管住中間、放開兩頭”的體制架構，我國輸配電價改革先行先試、高效推進，形成了以準許成本加合理收益為基礎、引入現代激勵性監管理念的制度框架，基本完成了首個監管周期各層級電網輸配電價核定，率先實現了此輪電改的“中間”突破，為“兩頭”放開打下了堅實基礎。

一、輸配電價改革取得的成效

高效完善輸配電價改革頂層設計

圍繞建立“規則明晰、水平合理、監管有力、科學透明”的獨立輸配電價體系，有序推進并高效完成輸配電價改革頂層設計。根據《中共中央國務院關于推進價格機制改革的若干意見》和《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》，先后制定出臺《輸配電定價成本監審辦法（試行）》（2015年6月）、《關于推進輸配電價改革的實施意見》（2015年11月）和《省級電網輸配電價定價辦法（試行）》（2016年12月）、《區域電網輸電價格定價辦法試行》、《跨省跨區專項工程輸電價格定價辦法(試初》《關于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》（2017年12月）。不到三年時間，輸配電價改革頂層設計涵蓋了跨省跨區專項工程、區域電網、省級電網、地方電網和增量配電網等輸配電各個環節、全部領域。

基本完成首個監管周期輸配電價核定

省級電網輸配電價方面，按照準許成本加合理收益的原則，歷經試點破冰、擴圍提速到全面覆蓋，32個省級電網輸配電價核定工作全部完成。區域電網輸電價格方面，在按“準許成本加合理收益”核準準許收入的基礎上，按兩部制電價形式核定并公布了華北、華東、華中、東北、西北區域電網輸電價格。跨省跨區輸電價格方面，按經營期電價法，區分聯網功能為主（實行單一容量電價）與輸電功能為主（實行單一電量電價），開展新投產工程輸電價格核定和已核價工程輸電價格復核調整工作，調整公布了寧東直流等專項工程輸電價格。

初步建立電網企業激勵約束機制

實行費率上限管控機制，參考歷史費率水平和先進成本標準，材料費、修理費、其他費用等高出上限部分不計入輸配電價。強化投資約束機制，電網投資與電量增長、負荷增長、供電可靠性不匹配的成本費用暫不予納入輸配電價。建立投資定期校核機制，防止電網企業虛報投資，當電網企業實際投資額低于規劃投資額時，對差額投資對應準許收入的70%予以扣減，反之則差額投資對應的準許收入不再上調。建立成本節約分享機制，規定企業實際借款利率、線損率低于政府核定標準的，節約部分由企業和用戶按1:1比例分享。建立準許收益率浮動機制，具備條件的地區允許準許收益率根據電網的資產實際利用率、供電可靠性及服務質量相應上下浮動。通過引入激勵性管制理念，調動電網企業加強管理、降低成本、提高效率、改進服務。

有效促進各方適應改革能力提升

通過成本監審和輸配電價核定，促進了電網企業建立健全輸配電成本歸集體系，準確記錄和合理歸集輸配電成本費用數據，電網企業為適應改革也積極做好電網規劃、投資、財務等方面與輸配電價機制的銜接，主動提升適應改革和監管的能力。初步建立政府監管長效機制，鍛煉了專業監管隊伍，形成了成本監審基礎上的電價核定、批復、公布等制度規則和操作流程；財政部出臺《企業產品成本核算制度——電網經營行業》，及時規范電網經營行業產品成本核算行為；監管部門建立電網經營企業和電價信息定期報告制度，要求電網企業按月、按年報送輸配電價執行情況和企業經營情況信息，監管部門據此可以對電網企業的投資、生產、運營數據進行定期核查。

有力釋放輸配電價改革紅利

一方面，通過輸配電價改革，推動電力市場交易。2015年全國電力直接交易4300億千瓦時，降低用電費用200多億元。2016年全國市場化交易電量突破1萬億千瓦時，降低用電費用500多億元。2017年市場化交易電量1.6萬億千瓦時，改革紅利進一步釋放。另一方面，通過輸配電價核定擠掉不合理“水分”，直接降低各層級電網輸配電價標準，僅省級電網輸配電價改革就核減32個省級電網準許收入約480億元、全國平均輸配電價比原來購銷價差平均每千瓦時減少將近一分錢。

成功探索順利推進改革的方法路徑

作為此輪電改率先突破的改革任務，輸配電價改革經驗彌足珍貴。此次輸配電價改革遵循試點先行、穩妥推進的改革步驟，在試點中積極探索多種實踐方式（如在成本監審中試點了本地監審、上級監審、交叉監審三種方式），在試點成功的基礎上適時擴大試點、果斷全面覆蓋、有序縱深推進，在改革路線圖上形成了成功范式。堅持國家統一指導、地方負責實施的總體改革策略，國家統一設計公布頂層制度做到規則透明，地方政府制定上報實施方案、允許因地制宜但不能突破大原則，確保執行不跑偏不走樣，輸配電價核定、批復后對外公布接受社會監督，在改革方法論上積累了成功經驗。

二、當前輸配電價改革的主要問題

改革頂層設計有待完善深化

輸配電價改革頂層設計的“四梁八柱”雖已具備，但如同房屋初步建成，余下的內部裝修工程還有不少。已經出臺的輸配電價相關辦法側重于監管期開始前的價格核定，雖有效解決了改革盡快啟動的“眼前急需”，但對于監管期內和監管期結束后的價格調整多是原則性規定而缺乏實操性，需要隨著改革深入進一步細化。價格核定規則本身也有待完善之處，如《省級電網輸配電價定價辦法（試行）》中沒有具體說明基本電價的計算方法。電價政策性交叉補貼解決機制尚未理順、補貼數額尚未厘清，目前階段通過輸配電價回收，影響輸配電價獨立性和促進市場交易作用的發揮。除分布式發電“過網費”考慮了交易雙方所占用的電網資產和電氣距離外，其他市場化交易的輸配電價按郵票法收取，未能充分反映各類用戶的實際輸配電成本。

輸配電價核定結果難言科學合理

輸配電價核定在我國屬于新生事物，在世界上也是監管難題。一方面，對歷史成本的監審和對未來成本的預測需要財務審計、輸配電等多方面的專業知識、能力和經驗，政府現有監管力量和水平下還無法真正做到專業監審、科學預測。另一方面，價格核定需要電網企業建立適應監管需要的成本歸集和核算機制，電網企業現有成本核算制度和提供的生產經營成本（費用）數據還不能完全滿足科學核價的需要。事實上，作為輸配電價改革關鍵環節的省級電網，首個監管周期輸配電價的核定從制度設計上考慮了與現有購銷價差水平的銜接（如權益資本收益率可參考省級電網企業監管周期前三年實際稅后凈資產收益率核定），顯然這也是主客觀條件限制下推進輸配電價加快改革、推動電力市場加快建設、實現新舊機制平穩過渡的務實之舉。

對電網企業激勵約束仍顯不足

現有激勵約束機制實施難度不一，其中與電量增長、負荷增長、供電可靠性掛鉤的投資約束機制和隨電網資產實際利用率、供電可靠性、服務質量上下浮動的準許收益率調整機制實施難度較大，可操作的實施規則需要在實踐中不斷完善。電網企業通過激勵性管制增加的準許收入如何使用分配沒有明確，如果其中一部分不能轉化為電網企業職工收入增加，其激勵作用將大打折扣。對電網企業為適應監管而改革完善內部成本核算、資產管理機制的激勵約束缺失，而這一點在改革初期尤為重要。

各方適應改革能力有待進一步提升

電網企業預算管理、規劃投資、資產運維、會計核算等尚未實現與準許收入監管有效銜接，分電壓等級、分用戶類別的資產費用尚未實現精準匹配，不適應科學核定電價、厘清交叉補貼的需要。地方政府落實省級電網規劃編制主體責任不到位，導致規劃對電網投資的約束作用難以有效發揮;監管部門對電網企業歷史成本嚴格監審和有效投資科學管控的專業能力不足，影響和制約電價水平的科學合理核定。現有監管力量、能力和手段的有限，遠不能適應和滿足以電網資產為基礎對輸配電收入、成本和價格進行全方位直接監管的需要。

輸配電價改革紅利釋放還有很大空間

只有參與電力市場化交易的電力用戶執行政府核定的輸配電價，其他電力用戶繼續執行現行目錄銷售電價政策。如果把輸配電價核定比喻為一座房子，如今房子蓋好了，只有多住人才能有效發揮房子功能。但根據中電聯統計數據,2017年全國電力市場化交易電量占全國電網銷售電量比重（即銷售電量市場化率）為33.5%左右，占全社會用電量比重25.9%，電力市場化交易規模相對較小，市場尚未發揮出配置資源的決定性作用。電力現貨市場尚未啟動運行，“無現貨、不市場”，發現價格功能無從談起，導致電力中長期交易缺乏市場價格參考，在一定程度上影響了電力中長期市場化交易的開展。

地方電網和增量配電網配電價格核定困難不小

地方電網和增量配電網點多面廣，麻雀雖小卻五臟俱全，價格核定工作量大，還需考慮與已核定省級電網輸配電價的銜接配合問題，核定工作面臨諸多挑戰。由地方政府主導配電價格制定，出于各自的利益考慮和目標偏好，《關于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》有效落地、“照樣”執行問題值得關注。既要保證用戶承擔的配電網配電價格與上一級電網輸配電價之和不高于其直接接入相同電壓等級對應的現行省級電網輸配電價，又要保證增量配電項目盈利水平，價格核定空間有限。要求配電網企業按照相同的原則和標準承擔政策性交叉補貼，但交叉補貼水平尚未厘清且由與增量配電網企業有競爭關系的電網企業測算申報，由此產生的矛盾需巧妙調和。

三、輸配電價改革下一步措施建議

完善輸配電價核定調整機制

總結首輪監管周期成本監審和電價核定實踐，以及通過首個監管期內的監管實踐，對成本監審和各層級電網輸配電價定價制度進行完善，將經過實踐檢驗的成功做法固化下來并公之于眾，進一步增強定價制度的系統性、全面性和操作性，用于科學指導下一個監管周期的輸配電價核定工作，并待現行定價制度有效期結束后修改完善時再一并納入相關內容。需要注意完善的內容包括但不限于：在省級電網輸配電價核定方面，明確基本電價的計算方法；在省級電網輸配電價調整方面，完善電網企業各年準許收入和輸配電價平滑處理機制、投資定期校核機制的實施規則；在區域電網價格調整方面，完善電網企業內部東西部電網準許收入平衡調整規則并監督實施。

進一步豐富輸配電價形式

在首個監管周期內，發揮電力市場發現價格和通過各種價格形式促進競爭交易的功能，圍繞實現輸配電成本在各類用戶間更加公平合理分擔，探索多種輸配電價形式，進一步反映各類用戶的真實輸配電成本。探索根據用戶選擇權放開情況，將分用戶類別輸配電價擴大到居民和農業用電。探索建立反映用電負荷特性、輸電距離、時間信號（季節和峰谷分時）、位置信號和輸電阻塞的輸配電價形式。探索在有條件的地區結合負荷率、峰谷時段等因素制定輸配電價套餐，由電力用戶選擇執行。

妥善處理政策性交叉補貼

在電網企業改進分電壓等級、分用戶類別資產費用歸集核算，明晰分電壓、分用戶類別電網成本的基礎上，摸清不同電壓等級、不同用戶類別之間的交叉補貼數額，力爭在第二個監管周期內實現居民、農業等享受的交叉補貼以及工商業用戶承擔的交叉補貼單列，增強輸配電價獨立性。在首個監管周期內，堅持交叉補貼減量化與透明化同步，即使在沒有完全厘清交叉補貼的情況下，也可以通過提高居民電價水平、完善居民階梯電價、變工商業責任為政府責任、變暗補為明補等方式，適當提高居民、農業等用電價格水平，分階段降低交叉補貼。通過政府支農、扶貧、救濟資金等多渠道籌措交叉補貼資金，探索在電網企業設立交叉補貼資金專戶，由電網企業代實施交叉補貼明補或特定用戶電費抵扣工作。國家層面要盡快研究提出妥善處理交叉補貼的政策措施和實施步驟。

加強對電網企業的激勵約束

鼓勵地方政府積極探索，因地因網制宜設計與電量增長、負荷增長、供電可靠性掛鉤的投資約束機制和隨電網資產實際利用率、供電可靠性、服務質量上下浮動的準許收益率調整機制，對有效投資或投資的有效部分做出界定，對電網企業服務質量和電網供電可靠性等績效考核標準、辦法、流程、掛鉤兌現機制等進行明確。隨著全國碳排放市場的推廣完善，同步將電網企業線損率納入碳排放權交易，按監管期內年度平均線損率折算分配碳排放量配額，激勵電網企業從輸配電價和碳市場獲取雙重收益。對電網企業因加強管理、降低成本、提高效率、改進服務而增加的收益，允許在用于企業積累發展和增加職工收入之間合理分配，充分調動職工降本增效提質積極性。

提升電網企業適應監管能力

落實《企業產品成本核算制度——電網經營行業》，規范電網經營行業產品成本核算，促進電網經營企業加強內部管理，實現輸配電成本分類精細核算基礎上的真實、準確、透明，滿足國家輸配電成本監審和價格核定需要。建立電網企業分電壓等級、分用戶類別精準核算輸配電成本的激勵約束機制，未在規定時間內實現精確核算的按照不利于增加電網企業準許收入的原則進行成本分攤或剔除。鼓勵電網企業通過運用物聯網、大數據、云計算、人工智能等前沿技術提升適應監管能力，加強所需各類表計、信息系統投資建設，所需資金通過輸配電價回收。在表計、信息系統暫不具備條件情況下，根據企業生產經營和客戶用電實際設計科學分攤辦法，采用電量等作為分攤因子，將輸配電成本合理分攤至各電壓等級、各類別用戶。

加強政府推進改革能力建設

根據輸配電價改革和電力市場建設需要，切實提升政府電力規劃、電價監管、市場監管三個核心能力。強化電力統籌規劃是此輪電改的重點任務之一，省級政府要落實省級電網規劃主體責任，注意發揮專業咨詢機構作用，在開展專業深入研究基礎上做好規劃編制、評估與調整，增強省級電網規劃的科學性、權威性、透明度和公眾參與度，實現規劃中立，促進增量配電有序放開和電網投資有效約束。監管部門要大力培養電價和市場監管專業力量，通過購買服務引入第三方專業監審和咨詢機構，加強監管信息系統建設應用，豐富非現場監管手段，提升現場監管能力，持續改進科學監管的經濟技術措施，展現監管的專業化、透明化和權威性。發揮輸配電價改革專項工作組溝通協調作用，增強能源、價格、國資、財政等部門政策協同性，形成推動改革的頂層合力。

繼續擴大電力市場化交易規模

輸配電價改革已經到位，如同房子已經蓋好，下一步要堅持邊裝修、邊住人，爭取多住人、快住人，最大限度、最快速度地發揮房屋功能。一方面，通過各種有效方式，擴大市場化交易規模和主體范圍，放大輸配電價改革成效，更多釋放改革紅利。用戶選擇權未放開前，擴大電網企業、售電公司代理特定客戶群體開展市場化交易規模。用經濟辦法、價格機制消解市場壁壘，加強中央協調和地方協商，進一步促進跨省跨區電力市場化交易，助力“三棄”問題解決，促進電力資源在更大范圍優化配置。推動跨省跨區交易與各地市場交易在規則、品種、時序等方面銜接融合。積極推進電力現貨市場建設，盡快啟動試運行。另一方面，在市場交易中積極響應市場主體訴求，鼓勵各地積極探索試點，分析發現時間、位置、距離、負荷特性等因素對輸配電真實成本的影響。

科學核定地方電網和增量配電網配電價格

按照《關于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》，省級價格主管部門應抓緊研究確定適合本地的具體定價方法并向社會公開，主動接受社會監督，及時開展成熟增量配電項目配電價格核定試點，總結核價經驗教訓，不斷完善核價辦法，促進增量配電業務放開。堅持交叉補貼邊厘清、邊減量，在未厘清前電網企業測算申報的交叉補貼要向社會公開測算依據、接受社會監督，在確定增量配電網企業需承擔的交叉補貼標準前，可舉行有增量配電網企業、電網企業、政府部門和專業咨詢機構等參加的聽證、座談或質詢，確保增量配電網企業承擔的交叉補貼水平適當合理、公平透明。經過一段時間實踐檢驗后，廣泛征求相關各方意見，適時修改完善《關于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》，增強指導意見的科學性、可執行性。