我国输配电价改革存在的若干问题及政策建议

自2015年电力体制改革中发9号文件颁布以来，我国深化电力体制改革全面推进，各项工作均取得阶段性成果。中发9号文件配套文件《关于推进输配电价改革的实施意见》进一步明确了要核定、发布和执行独立的输配电价，这对加强输配电业务监管以及转变电网企业经营模式、推动电力市场交易具有重大意义。

作为践行“管住中间、放开两边”改革主旨的关键环节，本次输配电价改革既是标志着我国第一次形成独立输配电价体系，实现基于规则的现代监管的里程碑事件，同时还关系着电力市场化改革、增量配电改革、售电侧改革等其他专项改革的推进进程。

2018年8月，由中国电力企业联合会牵头，联合电网企业、发电企业共同组成调研课题组，对全国输配电价核准、发布、执行情况进行了深入调研，并撰写了《输配电价改革情况调研报告》。本文特节选该报告中“问题及对策”章节内容，以供读者参考。

课题组组长、中电联行业发展与环境资源部副主任薛静认为，我国首轮省级电网输配电价已核定公布，区域电网定价在省级电网输配电价核定基础上作了进一步明确，专项输电线路工程定价办法对价格计算方法和价格形式作了规定，地方电网和增量配电网的定价办法、调整机制和结算制度也有了具体要求。至此，我国基本建立了涵盖省级电网、区域电网、跨区跨省专项工程、地方和增量配电网的输配电价体系以及对其各环节实施成本监审机制，从无到有实现了前所未有的突破，为电力市场建设奠定了坚实的基础，并向实体经济释放了改革红利。

同时，薛静也指出，在输配电价核定、成本监审政策和具体配套措施中尚存在着一定的问题和不足，需要随着改革的不断深化，逐步改变交叉补贴的方式、厘清普遍服务政企职责、降低政府基金及附加比重、加强对转供电环节的监管，并统筹考虑输配电价核价细则，在保障电网企业合理收益的同时，完善电网企业考核制度，疏解监管与考核间的矛盾。

输配电价改革过程中存在的主要问题

隐形交叉补贴存在，虚高了工商企业电价

首轮输配电价核定，并没有明确各地交叉补贴规模和处理方式，不同用户间、不同地区间的电价交叉补贴仍然在扭曲着电价体系、抑制资源配置的效率，对居民和农业的交叉暗补现象在严重侵蚀工商企业的合理利润，提高工商企业市场竞争能力的空间受限。

长期存在的隐形交叉补贴规模较大，导致工商企业电价虚高，且挤占了工商业电价进一步下降空间。多年来，随着煤电联动、环保电价、可再生能源电价附加等政策出台，我国工商业电价历经多次调整，价格水平逐渐提高。2015年以来，国家实施供给侧结构性改革的一些列举措，适当降低了工商业度电交叉补贴水平。但是从全社会用电量构成看，工商业用电比重逐年在下降，居民用电量比例在持续上升。居民用电量比例提高说明需要交叉补贴的电量规模在逐渐增大，也就意味着用电量比例逐步下降的工商业用户承担着电量比重越来越高的农业和居民用户电价交叉补贴，挤占了进一步降低工商业电价的空间。

2017年，我国工商业用户补贴居民农业的政策性交叉补贴规模约2700亿元，居民和农业享受电价交叉补贴平均约每千瓦时27分，工商业承担电价交叉补贴平均约每千瓦时7.4分。其中：国家电网区域的工商业电量约29500亿千瓦时，承担电价交叉补贴平均约0.075元/千瓦时，交叉补贴规模为2200亿元;南方电网区域的工商业电量约6590亿千瓦时，承担电价交叉补贴平均约0.067元/千瓦时，交叉补贴规模为440亿元。尽管工商业电价近两年有所下降，但随着居民、农业用电占比逐年提高，交叉补贴总规模没有下降，甚至在逐年提高。

此外，在补贴规模日益增加的环境下，自发自用自备电厂的供电用户因为历史原因尚没有承担交叉补贴责任，进一步加大了公共电网供电的工商业用户交叉补贴负担。国家政策对于自发自用自备电厂供电用户承担社会责任一直有明确的规定，但由于缺乏具体执行细则和监管手段，在中央利益与地方利益协调不够情况下，自发自用自备电厂供电用户的社会责任承担问题仍无法具体落实。

现行居民阶梯电价制度对于缓解交叉补贴压力收效甚微，且没有完全体现出公平负担的原则。2006年以来，我国连续12年没有提高居民、农业用电价格。2012年以后推行的居民阶梯电价政策，不仅有引导社会各界节能的意义，从本意上也有缓解部分交叉补贴压力的初衷。但从目前的阶梯电价结构设置来看，第一、二档的电量覆盖面基本超过了90%，各阶梯的电价设置区分度不高，阶梯电价发挥缓解补贴作用相当有限。

现行三档阶梯电价机制下，由于第一、二档电量水平设置的较高，使得大部分高收入人群基本落在前两个档次上，享受着第一、二档次有交叉补贴的较低电价优惠。另外，由于各档次电价差不是很大，造成了“用的电越多，享受的工商业补贴越多”。

由于现行阶梯电价的设置问题，工商业承担补贴的一部分流向了高收入人群，从而没有达到缓解交叉补贴压力的初衷，既没有体现公平负担的原则，也没有合理体现电能资源的价值，不利于节约资源和环境保护。

政府对电力市场的过多干预，不利于还原电力的商品属性。各国在社会经济不同发展阶段对电力产品及其服务的商品属性还是公共产品属性或者两者兼之的选择运用，是针对经济发展、社会效益、民众福利的综合考量后确定的，不同发展阶段可能选择不同。2002年以来，我国电力供应由短缺转为基本满足并实现略为富余的格局，“政企分开、厂网分开”也已完成，政府和企业的组织界面已基本清晰。若政府仍抓着投资审批和产品定价等关键经营要素不放，仍然将电价作为宏观调控、转移支付和推行产业政策的工具，电力产品的属性则徘徊于商品和准公共品之间，扭曲的价格无法提供有效的经济信号，无法实现对电力投资、建设以及消费市场引导，政府也不免会陷入交叉补贴的迷局，难以公正抉择交叉补贴的解决方案，供给侧改革红利难以更大规模地释放。

长远来看，应逐步减少政府对电力市场的过度干预，推动电价体系透明化，使输配电价真实反映成本结构特征，即逐步走向高电压等级低电价、低电压等级高电价的国际惯例，逐步剥离工商业电价中隐形的交叉补贴项目，独立并公开明确居民电价补贴项目，改隐形暗补为明补，并通过逐步提高居民价格、完善阶梯电价机制，逐步减量并最后取消对居民电价的补贴，真实、透明地反映供电成本，从而进一步发挥价格信号的作用，实现价格对电力投资、建设以及消费市场的正确引导。

普遍服务投入需求巨大，传统模式难以长期维持

随着电力市场化改革的深入推进，电力普遍服务承担主体和资金来源不明确的问题逐渐显现，亟需通过改革建立以电力普遍服务基金为核心的补偿机制，明确普遍服务承担主体和资金来源，妥善处理交叉补贴问题，确保电力普遍服务需求得以满足，助力电力体制改革顺利推进。

电力普遍服务主体责任亟待从法律层面进行明确。在我国政企不分、厂网不分的时期，政府通过电力企业履行其普遍服务的职责。但是随着电力体制改革的深化，政企分开后，电力企业作为市场主体的发展目标与普遍服务的基本原则存在一定的冲突，故对于履行电力普遍服务的主体责任亟待明确。

从《中华人民共和国电力法》第八条、第十二条可以看出，政府实际上是实施电力普遍服务的责任主体，政府在电力普遍服务中要体现出主导、组织和推动的作用。电力企业在政府的引导和监管下对普遍服务的对象提供相应的用电服务，所以电力企业是我国电力普遍服务的实施主体。

当前时期，若依然政企职能不分，既不符合改革的大势，也不符合社会主义市场经济建设的实际需要。企业是市场运行的直接参与者，政府的电力普遍服务法律义务虽然必须通过国有电力企业的具体市场行为来实现，但政府责任不能由国有企业全力承担，企业所担当的还应当是具体的市场经营责任和有限度的公益性法律责任。换言之，电力企业作为市场经营主体，通常有意愿在电力设施建设成本低、人口密集的经济发达地区和城市地区投资，但对于偏远地区，追求经济效益的目标与普遍服务的需求不相适应。

为使普遍服务能够顺利实施，保障普遍服务受体的权利，国家有必要出面实施干预，通过明确普遍服务主体责任、建立普遍服务机制、出台补贴措施等方式保障普遍服务目标实现。

地区经济发展不平衡，资金问题掣肘中西部偏远地区长期可持续发展。2002年电力体制改革以来，电力普遍服务资金主要通过交叉补贴来解决。一方面是工商业用户补贴农业、居民用户，另一方面是不同经营区域的电力企业之间的补贴，如城市补贴农村、东部省份补贴西部省份、同一个省份内赢利地区补贴亏损地区等。

多年来，在不同经营地区间的交叉补贴模式下，电网企业作为统筹协调交叉补贴资金的平台，通过现金捐赠或代建专项输变电工程等形式实现东部地区电网企业对西部省份电网企业进行援助。输配电价改革后，各省级电网被作为独立核价主体进行输配电价核定，电网资产权属范围、成本和收益水平都受到严格监管，这种传统的“东西帮扶”模式将难以为继。

长远来看，地区间发展不平衡的事实客观存在，供电偏远地区确实面临投资规模大、运维成本高、电费回收难的问题。在输配电价改革现状下，若不通过“东西帮扶”等措施，且没有专门保障中西部发展的普遍服务基金，仅靠中西部地区自身谋求发展，无形中将对偏远地区的投资能力造成巨大压力。同时，在现行输配电价核定机制下，当地电网企业的巨额投资都将计入电网输配成本，将进一步拉高中西部地区输配电价水平，对当地以及下游电力用户用电造成更大负担。

基金附加水平仍较高，转供电经营行为亟待规范

在目前电价的基础上，政府出台并由电网企业代征了7项(其中2项2017年已取消)政府性基金及附加，分别为重大水利工程建设基金、大中型水库库区移民后期扶持资金、小型水库库区移民后期扶持资金、农网还贷资金、可再生能源电价附加、城市公用事业附加费(已于2017年4月起取消)、工业企业结构调整专项资金(已于2017年7月起取消)。

以国家电网公司2017年的电价数据为例，平均销售电价(含基金与附加)为653.9元/千千瓦时，政府基金与附加为33.6元/千千瓦时，政府基金与附加占比为5.14%。

从目前情况看，主要存在两类问题。一是各地区的电价基金附加征收标准差异性较大，管理模式也存在较大自主性，导致各地输配电价的基金附加水平差异很大，不利于形成各地反映电力成本和供求关系的合理价格，阻碍电力市场跨区、跨省交易，不利于电力资源的优化配置。二是在国家取消了部分基金及附加之后，部分产业园区、商业综合体等转供电经营者，并未及时贯彻国家降价措施，甚至存在在国家规定销售电价之外乱加价行为，以至于部分电力用户并未切实享受到国家降低工商业电价的红利，国家对于转供电环节应加强监管，避免形成价格传导的灰色地带。

首轮电价核定尚存不足，需要增加调整机制

我国输配电价改革试点地区暂定输配电价格核定周期为3年，核定参数以历史和预测数据为基础。现阶段，影响经济阶段性增长因素比较复杂、改革措施存在不确定性，输配电价核定也应统筹考虑各类变化因素，增加灵活的调整机制。

电价平衡账户未实体化运作。2014年，在深圳的输配电价改革试点办法中，首次提出了建立平衡账户概念。平衡账户是为满足电力市场建设需要，保持销售电价相对稳定，妥善处理电力产业链各类企业与电力用户利益关系而设立的账户。电网企业输配电实际收入与准许收入之间的差额，通过平衡账户进行调节，多出部分进入平衡账户，不足部分由平衡账户弥补。可见，设立输配电价平衡账户可以稳定电价，保证电网企业投资成本的合理回收。其一，当输配电价核定初期确定的电量增长与周期内实际不符，需要增加(减少)输配电投资等一些不确定事件发生时，实际收入和准许收入的缺口可以由平衡账户进行弥补;其二，平衡账户作为“蓄水池”和“调节器”，还可以起到稳定销售电价的作用，是保障“准许成本加合理收益”输配电价机制落实的重要保证。