输配电价改革试点已覆盖全国半数省级电网，改革进入全面提速阶段。本文从政府和电网企业的角度，分析了下一步输配电价改革需要关注的重点。
自2014年深圳、蒙西试点“破冰”以来，输配电价改革在我国渐次开展。2015年，新一轮电改配套文件《关于推进输配电价改革的实施意见》将安徽、湖北、宁夏、云南、贵州五省(区)列入先期输配电价改革试点范围，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。
目前，各地区结合当地实际，出台了输配电改革试点方案，开展输配电成本核算和成本监审。根据成本监审的结果，并综合考虑第一个监管周期的投资增长、电量增长等因素，国家发改委已经批复了五省(区)电网企业第一个监管周期(2016-2018年)的准许收入和输配电价水平，标志着第一批输配电价改革试点成果落地，初步建立了以电网准许成本为基础的独立输配电价机制。
与此同时，改革试点范围也在不断扩大。2016年3月，国家发改委下发了《关于扩大输配电价改革试点范围有关事项的通知》，明确将北京、天津等12个省级电网及国家电力体制改革综合试点省份的电网和华北区域电网列入输配电价改革试点范围。截至目前，输配电价改革试点已覆盖全国半数省级电网，改革进入全面提速阶段。
输配电价改革主要内容与意义
总的来看，输配电价改革是推进价格机制改革、进一步深化电力体制改革的关键环节，也是电力供给侧结构性改革的重要内容。
新一轮电力体制改革的总体思路是“管住中间，放开两头”，输配电价改革是响应“管住中间”的关键改革措施，其改革目标是转变对电网企业的监管模式，建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系，健全对电网企业的约束和激励机制，促进电网企业降低成本、提高效率，为进一步深入推进电力市场化改革创造条件。
具体来看，其主要特点体现在以下几个方面：
(1)转变了对电网企业的监管方式。改革前，政府对电网企业的价格监管是核定购电、售电价格，电网企业获得差价收入的间接监管;改革后，对于网络型自然垄断的电网输配电环节，转变为政府对电网企业输配电业务准许收入进行监管的“准许成本加合理收益”模式，这一模式体现在以电网企业有效资产为基础，对输配电收入、成本和价格实现全方位直接的事前监管，输配电价关键定价参数将由政府进行核定。
(2)改变了电网企业盈利模式。输配电价改革使得电网企业的经营模式由主要依靠购销差价获利，转变为改革后将按照成本加成的方式收取过网费。电网企业的准许收入=准许成本+准许收益+税金，简单地说，准许成本主要涉及输配电资产带来的折旧费与运维费用，准许收益则是输配电资产带来的资本回报与产出，其特点是未来电网准许成本和准许收益都将依据电网有效资产进行核定。
(3)旨在推进电网企业降本增效。有效资产是指电网企业为提供输配电服务所必需的各项资产。从保护消费者利益、促进企业效率提升的视角出发，今后电网的投资、成本开支将与消费者供电服务息息相关。与企业会计成本有所区别的是，电网企业定价成本需要用于输配电服务，同时费用合理。从改革要求来看，与输配电服务不相关的成本将被剔除，不能放在定价成本里用于定价;与此同时，进入定价成本的费用应该符合输配电服务的需求。其次，影响定价成本的系数和经济参数，需要符合公允的标准。
目前，从五个省区试点情况来看，通过开展核减一些不相关的输配电投资和成本费用，强化严格的成本约束和输配电价格监审，五省区平均核减比例为16.3%。输配电价改革能够使电网企业增强成本观念，意识到需要降低运营成本才能保障收益，对于强化电网企业的成本约束、提高内部管理效率，将起到促进作用。
(4)为推进电力直接交易、促进电力市场建设奠定良好基础。按“准许成本加合理收益”原则核定分电压等级输配电价，电网企业担任输送职责接收过网费，今后电网企业收入与发电、售电价格高低无关，电网企业、发电企业、售电企业的利益分歧得到弱化，未来电网企业将在发电企业与电力用户中保持相对中立位置。对于发电企业和电力用户而言，按照不同的电压接入等级和核定的输配电价格，直接并入双方直接交易的价格中，同时对于各类市场主体公平接入、自主交易提供了保障。输配电价改革是电力体制改革的重要组成部分，也是推进电力市场化交易机制的重要条件，对稳步推进电力体制改革取得丰硕成果意义重大。
下一步输配电价改革需要关注的重点问题
(1)政府监管的视角
下一步，从监管部门来说，以下几点需要稳妥推进：一是分类推进交叉补贴处理。在深化改革进程中需要进一步加强研究，妥善寻找各种渠道消化交叉补贴的问题，使输配电价的核准更加科学合理。我国居民用户处于供电环节末端，电压等级最低负荷率低，供电成本较工商业用户高，但目前一直是工商业用户长期补贴居民用电，居民电价低于工业电价。因此，下一阶段需要尽快探索交叉补贴解决方案，各试点省份逐步开展交叉补贴摸底、测算和核定工作，统一研究提出妥善处理交叉补贴的政策措施，在逐步减少工商业内部交叉补贴的同时，妥善处理居民、农业用户交叉补贴。
二是形成利用关键指标分析电网合理投资规模的科学机制。电网规划和投资计划安排，可能存在监管部门和电网企业考虑视角不同，存在一定争议的情形。可以考虑建立监管部门和电网企业共同认可的电网发展评价相关指标与标准，将电网企业与政府沟通的关注点，聚焦为针对电网发展情况进行指标衡量和客观评价的问题，通过指标数据反映出电网建设需要多大规模投资，从而得到政府监管部门的认可。评价指标需要系统化的设计，应具有可量化分析性，以及随着改革的不断深入，具备动态调整和完善性。
(2)电网企业的视角
输配电价改革在转变电网企业的盈利模式与监管方式，强化电网企业成本约束机制的情况下，对电网企业的影响与挑战还体现在：
一是对电网企业投资规模预估准确性提出更高要求。核定电网企业准许收入并确定输配电价后，如果社会用电量与负荷数据预估不准确，偏差较大，可能出现电网企业营业收入达不到核定准许收入，无法收回投资的可能性。因此，电网企业需要将准许收入和输配电价的核定与社会用电量和负荷的预测有效结合起来，尽量提高用电量及负荷的预测准确率，合理确定投资规模，保证实际营业收入与核定的准许收入偏差度较小。
此外，在投资计划安排中，需要电网企业进一步加强投入产出效益分析，科学评判电网投资在提升电网安全性、运营效率、经济效益、社会效益等方面发挥的作用，明确电网投入效益增长点，细化投资分类，有效落实精准投资。
二是确保电网投资不影响普遍服务功能的发挥。当前，电网企业承担了电力普遍服务的职能，电网盈利模式的改变强化了成本开支节约，但是对于偏远地区、无电地区的电网投资项目，电网企业可能无法盈利。如果参照一般项目的投资回报率，可能导致电网企业普遍服务投资激励不足，监管机构需要考虑设置较高的投资回报率对这部分投资进行保障。
《输配电定价成本监审办法(试行)》(发改价格[2015]1347号)对于有效资产的认定主要遵循了合法性、相关性与合理性原则。参照国际经验，对于特定类别的新增投资设定不同的监管回报率，通过激励引导电网企业的投资也是监管机构常用且有效的方法。例如，意大利输电行业针对解决输电阻塞的建设项目等专项投资设定了1-2%的额外监管回报率，香港政府对可再生能源类资产设定的监管回报率相对高出1.1%
因此，对于电网企业开展普遍服务、开再生能源通道送出等项目，建议基于“激励引导”原则，给予较高的投资回报率，以激发电网企业开展此类项目投资建设的积极性。
三是深化电网设备全寿命周期资产管理。今后电网企业需要深入贯彻全寿命周期资产管理理念，以确保资产长效运营为目标，降低资产运维成本。从源头提高设备运行可靠性，设备选型以免维护或维护成本低、故障率低为主要条件;建立供应商筛选机制，选择具有良好供货业绩、生产管理科学、工艺控制严的专业制造厂商提供的产品;适当提高建设设计标准，加强施工建设全过程质量控制;深化状态检修，跟踪关注、实时预警设备运行状况，及时处理设备缺陷和隐患，确保在设备周期内安全稳定运行，降低故障发生概率与运维成本。
