摘要:输配电网具有典型的自然垄断特性，价格须在政府规制下确定。我国的输配电价改革，应引入先进的规制方法，按经营主体、电网层级和功能重构输配电价格体系，在回报率规制框架内引入激励机制，建立合理的省级共用网络输配电价格结构。构建完整的规制制度和组织体系，包括建立电网企业规制会计准则，建立成本信息定期报送和动态监测机制，设立职能完备、力量充足的规制机构，完善周期性价格核定程序，提高消费者参与能力。完善相关配套措施，同步建立规范的销售侧价格形成机制，推进电网规划与项目审批制度及考核机制和薪酬制度改革。
关键词:价格规制;输配电价改革;输配电价格体系;规制机构
我国电力行业的“厂、网分开”始于2003年，但电网公司的输配电业务成本和价格却一直未单独核定，其收入主要来自购电和售电的价差(简称“购、销差”)，这既不利于约束其成本支出，也无法为电力的市场化交易提供“运输”等方面的价格信号。为此，本文以现代规制经济学理论为指导，借鉴发达市场经济国家的成熟经验，对我国输配电价格核定的规则、方法和相关配套制度展开较为系统的研究，以促进我国输配电价改革沿着科学的道路顺利推进。
一、输配电价格规制的现代理念与国际实践
“政府定价”在我国被归入“行政审批”范畴。而在发达市场经济国家，“政府定价”被称为价格规制(Regulation)，也有学者译为价格监管或价格管制，是政府重要的经济职能之一，也是规制经济学（规制经济学是产业经济学的重要分支。法国著名经济学家让˙梯若尔主要因其对新规制经济学的贡献而获得2014年诺贝尔经济学奖。)的主要研究对象。本文研究的输配电价格新机制，在发达市场经济国家已形成较为成熟的规则和体系。
（一）价格规制的内涵
规制一词译自英文“Regulation”，也常被译为“管制”或“监管”，指政府或法律授权的公共机构依据规则对企业行为的限制。规制包括经济性规制和社会性规制两类。社会性规制指对被规制者影响公众健康和公共安全行为的限定，规制对象较为广泛，如食品及药品安全、公共基础设施安全、环境保护等，几乎涉及经济和社会的各个领域。经济性规制指对被规制者经济行为的限制，主要以垄断性行业为对象，以确保消费者以公平合理的价格获得充足、可靠、高效的服务为目标，规制内容主要包括价格、服务质量、市场准入、投资、财务管理等。
而价格规制就是政府或法律授权的公共机构依据规则对被规制企业价格的限制。价格规制以垄断性行业为对象，通过事前的价格裁定，可减少垄断造成的社会福利损失，也可避免用户和企业间高昂的谈判成本和预期收益的不确定性，促进资源的优化配置和社会的公平公正。由于价格对垄断性企业与消费者间利益关系的影响最为直接，因而价格规制是垄断性行业规制最主要的内容。
在发达市场经济国家，价格规制是政府重要的经济职能之一，为此设置了专业的价格规制机构。价格规制专业性强、工作量大，须为此投入大量公共资源，因此，发达市场经济国家均设立了独立或半独立的经济性规制机构。该机构依法设立，并经法律授权对相关规则与程序、定价方法、信息公开、消费者参与等做系统安排，对被规制企业的价格及与之相关的投资、成本、质量等内容进行“精细化”深度干预。
(二)输配电价格规制的基本原则
1.促进电网企业可持续且有效率运营。电力需求的重要特点是具有连续性，在电能未实现大规模储存以前，电力供给也必须保持连续性，因此，电网企业必须保持与提供不间断服务相匹配的财务能力，否则短期内能够降低电价，但长期将导致电网设施投资不足，造成服务数量的减少和质量下降，最终损害消费者利益。因此，价格规制必须使电网企业能收回成本并获得适当回报，但只有在有效率投资和运行前提下发生的合理成本，才能计入价格，否则会导致消费者为不合理的高成本付费。
2.在电网用户间公平分摊成本。电网用户包括发电厂和终端消费者，后者又分为工业用户、商业用户、居民用户等。电网用户接入电网的地点、容量及之后的用电特性，是影响电网成本的主要因素。而不同电网用户对电网成本造成的影响不同。如果向所有用户收取统一价格，不仅会造成不公平负担，还会导致资源配置低效，最终提高整体成本。因此，规制机构在确定电网企业可持续且有效率运营的总资金需求后，还需在用户间公平分摊成本，进而确定各类用户的输配电价。
3.简单透明，便于用户理解和执行。电网直接服务于“千家万户”，按上述原则确定用户输配电价，还需考虑执行成本，不能过于复杂。同时，要确保过程和结果透明，否则将大幅提高计量、结算成本及因用户不理解而可能导致的争端解决成本。
4.兼顾其他社会和政策目标。
这些相关政策目标包括:保证偏远贫困地区及低收入人群以可承受的价格获得基本电力服务、节能减排等。
（三）输配电价格规制的基本模式
价格规制模式指控制被规制企业的总成本或平均价格的方式。价格过高会侵犯消费者利益，而价格过低会导致长期供给不足。所以，价格水平无论过高还是过低，都不利于保护消费者利益，价格规制必须平衡消费者与被规制企业的利益关系。20世纪80年代前，各国普遍采用“回报率规制”模式。进入80年代后，激励性规制理论迅速发展，以英国为代表的一些国家将这些理论应用于输配电价格规制。目前，各国输配电规制实践的基本框架是回报率规制和上限规制，并结合使用标尺竞争、收入或利润分享、固定利润(浮动利润率)、菜单组合等补充机制。如，美国、印度、俄罗斯等国家和地区实行回报率规制;英国、奥地利、丹麦、德国、挪威、西班牙、瑞典、爱尔兰、荷兰、澳大利亚、菲律宾实行上限规制;葡萄牙、芬兰、意大利对运行成本实行上限规制，对投资成本仍实行回报率规制。
1.回报率规制模式。基本模型为:准许收入=运行维护费+折旧费+加权平均资本成本(包括权益和债务资本)×管制资产基数+税收
理论上回报率规制以限制企业的利润率为目标，价格随实际成本变动及时调整，因而不能激励企业提高效率。而在实践中，价格调整周期一般至少为1年1次(美国一些州的价格调整周期为2～5年)，在下一次价格调整前，企业如能降低成本，实际利润率将高于准许利润率，客观上能降低企业管理层的“道德风险”，具有一定的激励作用。此外，规制机构制定了详细的成本信息上报和审查规则，要求企业在提交调价申请时详细说明理由并提交相关证明材料。在核定成本和确定价格时引入利益相关方参与机制，形成与企业的制衡关系，目的也是降低信息不对称和“逆向选择”的影响。
2.上限制规制模式。分为价格上限和收入上限两类。以价格上限为例，基本模型为:
某年最高价格=上一年最高价格×(1+通货膨胀率－效率因子)
该规制模型的核心是:在约定期间内(通常3～5年，有的甚至8年)，只要不突破向消费者收取费用的限定标准(包括达到规定的效率提升要求)，因成本降低所得部分收益归企业所有，以激励被管制企业提高效率、降低成本，进而降低下一个规制周期的起始成本，实现价格的有效控制。
在发达国家输配电价格规制实践中，价格或收入的上限值并非简单地按ＲPI－X(零售价格和效率因子)调整，仍须以经审查的会计成本和合理回报率为基础。如，澳大利亚电力法规定，为确定企业的收入或价格上限，规制机构必须预测其收入需求，以能使企业收回有效运行发生的成本(运行维护费、折旧费、融资费和税收)并提供资本回报。因此，上限制模式对成本信息的要求与回报率规制并无本质区别，仍需引入利益相关者参与机制，目的仍是降低信息不对称，尽可能减少给予企业的“信息租”。
表1实践中输配电价格规制的基本模式
图1实践中输配电价格规制基本模式的对比
(四)输配电分类用户价格的确定
规制机构按上述价格规制模型控制电网企业在每个周期各年的平均价格或整体收入后，还需确定各类用户应分摊的成本以及付费的形式和标准(电价表)，基本原则是“公平分摊”“便于执行”“兼顾社会公平”和“节能减排”。
1.成本分摊的基本方法。第一种是平均成本法(也称“邮票法”)。它基于自上而下的成本分摊理念，将总成本平均分摊到单位电量或容量，也可考虑区域、电压等级等差异。该方法能实现收支平衡，简单、透明、稳定，便于用户理解和执行，但不能提供较精确的位置信号。第二种是边际成本法(也称“节点法”)。它基于自下而上的成本分摊理念，以各用户需求变动导致的系统成本变化作为分摊依据，根据用户对网络的使用程度或投资责任，界定其应分摊的成本。该方法能提供较精确的位置信号，但计算复杂，且因电网规模效应显著，边际成本低于长期平均成本，按边际成本分摊无法实现收支平衡。
实践中输电和配电成本分摊因侧重目标不同，方法也有一定差异性。输电网络涉及较大范围的资源配置，成本分摊更加重视位置信号。配电网络覆盖的地理范围相对较小，但直接连接终端用户，成本分摊更重视简单易行和降低执行成本。输电成本分摊一般采用平均成本法(分电压等级或用户类别)或“边际成本法+平均成本法”。如，欧洲大部分国家(英国、瑞典、挪威、爱尔兰、罗马尼亚除外)、新西兰、新加坡、俄罗斯及美国的加州、德州、新英格兰采用平均成本法;英国、挪威、瑞典、爱尔兰、阿根廷、智利、巴西、澳大利亚、韩国采用边际成本法，并结合使用平均成本法弥补收支不平衡。配电成本分摊一般采用平均成本法(分电压等级或用户类别)。少数国家如瑞典和芬兰，采用“平均成本法+边际成本法”，以更好地反映用户在配网中的位置差异。
2.各类用户价格结构的设计(即电价表)。电网的用户既包括终端用户，也包括发电用户。终端用户和发电用户均需支付接入费，即接入电网时发生的专用设备成本。除接入费以外的共用网络成本按上述方法分摊到各类用户。在采用边际成本法分摊成本的国家，发电厂也需承担部分共用成本，通常采取按容量付费的形式。终端用户分为工业用户、商业用户、居民用户等，一定规模以上的工业和商业用户执行两部制电价，按容量和用电量付费，其中容量电费收取的目的是收回因这些用户而发生的固定成本;其他用户执行单一电量价格(按用电量)或加上月固定费，月固定费用于收回电表及安装、计量和账单等与用电量无关的固定支出。
(五)输配电价格规制的制度保障
定价(包括规制模式和具体定价方法)是输配电价格规制的核心，但并非全部内容。要形成科学合理的价格，还需系统性配套制度提供保障。
1.明晰的规则体系。在市场经济中，产品和服务价格的水平不仅影响被规制企业与消费者间的利益关系，也因此影响买卖双方的行为，进而影响资源配置效率。因此，价格规制必须依“规”而为。这里的“规”包括两个层次:第一层次指相关法律明确规制机构的职责、机构设置及决策须遵循的程序等;第二层次指具体的价格规制原则、方法及适用于具体规制对象的会计准则等。
2.合理的机构设置。规制机构是公用事业规制的主体，其设置需考虑组织形式与独立程度、职能配置、人员数量及构成等因素。
在组织形式与独立程度方面。按照与政府部委的隶属关系和独立程度，国外输配电价格规制机构可分为三类:一是部委内设机构。目前在日本、古巴和阿根廷等少数国家，仍由部委的内设部门直接规制相关行业，即所谓“政、监合一”。这类部门既不是独立法人，也没有独立决策权，在法律上不需承担责任。二是半独立机构。这类机构根据法律规定具有独立决策权，但由于在机构设置上属于部委下设机构，或机构负责人由部长任命或提名产生，因此实际不能做到完全独立于部委。三是独立规制机构。这类规制机构在法律上为独立法人，且与政府部委没有隶属关系，负责人的产生与政府部委无关，在法律规定范围内有独立决策权，直接对国会或总统负责。尽管这类规制机构独立于政府，但政府通过立法在规制中发挥重要作用。
在规制职能配置方面。价格规制是经济性规制的核心内容，与质量规制、准入退出规制、投资规制密不可分，因此，大部分国家由统一的规制机构负责。对于中央与地方的纵向配置，英国等国实行垂直规制模式，同一规制机构负责中央和地方层面的规制;美国、澳大利亚、加拿大等国实行中央与地方分层规制模式，跨区的规制事务由国家规制机构负责，而区域内的价格规制由地方规制机构负责。
在规制机构人员数量及构成方面。价格规制涉及经济、财务、技术、法律等多个专业领域，为履行规制职能，就要求规制机构有相应数量的专家。规制机构需要处理大量的日常规制事务，这就要求配备相应数量的工作人员。
3.专用的规制会计制度。鉴于成本信息在价格规制中的重要性，目前大部分国家的规制机构建立了专门的适应电网价格规制需要的会计制度。如，英国电力规制机构在实行激励性规制的初期，由于没有充分理解统一规制成本的基础性意义，在运行和投资成本方面存在严重信息不对称，使企业利用其信息优势获得高额利润，因此，英国规制机构从2004年开始建立了更为详细的标准化定价成本会计和报表系统。美国是实行回报率规制历史最悠久的国家之一，部分州早在20世纪40年代就建立了专门的电力行业成本规制制度，目前联邦能源规制委员会制定了统一的规制系统。澳大利亚、加拿大、菲律宾等国家和地区也均建立了规制会计制度。
规制会计制度的核心是规制会计准则。准则内容主要包括成本分类规则及具体的归集口径和要求，基本原则是反映生产过程的特点和成本发生的原因、用途。规制会计准则以通用会计准则为基础，当发生冲突时，以规制会计准则为准。规制会计准则与通用会计准则的不同之处在于，前者服务于价格规制，其中的定价成本是企业与提供受规制服务相关，且必须经规制机构允许通过价格收回的成本;后者的对象是企业实际发生的全部成本，以合法性审查和防止企业偷税漏税为目的。
4.公开透明、多方参与的核价程序。国外大部分国家和地区建立了周期性的价格核定机制，核定过程公开透明，充分征求利益相关方的意见。以英国2010～2015年配电价格核定(DPCR5)为例，整个过程对相关利益方公开，包括消费者及授权代表、配电运营商、独立配电运营商、配电网络所有者、输电所有者、发电商、供电商等，详细公布决策的理由、证明材料、分析方法，便于配电企业和相关利益方充分了解决策过程，并广泛征求意见，使各方利益能够充分表达。由于信息不对称，相对于经营者，消费者始终处于弱势地位，如果消费者没有组织起来，力量对比就更为悬殊。因此，规制机构内部设有专职的消费者保护部门，在经济、财务、技术、法律等方面给予消费者专业帮助，使消费者能有效参与相关决策，如2007年成立了代表消费者利益、由6名专家组成的专家小组。一些大工业用户也会有效组织起来，成立消费者协会，与垄断性企业抗衡;聘请经济学家和律师，长期跟踪研究垄断性企业的运营情况，以便在需要捍卫自身利益时，能及时提供专业的有说服力的证词。配电价格核定中的零售商以及输电价格核定过程中的配电商、发电商也是利益相关方，这些专业用户有能力代表用户参与决策过程。
表2英国第5个配电价格控制周期(2010～2015年，DPCR5)过程
资料来源:英国天然气与电力市场办公室。
5.动态成本监测和定期评估。在两次周期性价格核定期间(如5年)，为更好地满足相关利益方的需求，规制机构通常持续跟踪监测企业的成本和绩效表现。如，英国的规制机构每年发布企业提交信息格式的规定，要求企业按要求提交年度报告并向相关利益方公布，各方就相关内容和形式进行讨论，在必要时修改和完善相关政策。对于企业提交的年度成本报告，规制机构组织专家进行评估，根据评估结果形成年度成本评估报告，并在官方网站公开。由于有完备的成本报表系统及相关信息支持，并采用定量化的成本比较模型，规制机构、消费者能全面掌握企业成本信息，有利于约束企业成本，并为周期性价格制定提供基础。
二、我国输配电价格改革的基本思路
(一)按经营主体、电网层级和功能重构输、配电价格体系
1.按电网层级或经营主体，将输配电价格分为跨区跨省输电价格、省级电网服务价格、独立配电网服务价格。目前，国家电网公司和南方电网公司的总部和各省公司均为独立法人，各自提供的产品也有明确分界。如，跨区跨省特高压线路、西电东送线路、跨省共用网络由总部经营，省内输、配电服务由各省公司提供。因此，价格应分别设置。在此轮电改中成立的独立配电区，未来将逐步增多，其提供的配电产品价格也属于政府规制范围，也需反映在重构后的输配电价格体系中。
2.省级电网服务价格区分输电和配电两类。输电和配电价格分别是电力批发市场和零售市场的“过网费”，必须单独定价，才能适应电力市场化改革的需要。因为我国省级电网企业向“大用户直接交易”“新增独立配电网”提供的过网服务都是输电服务，其收取的费用仍采用“输配电价”概念，容易引发歧义。此外，各省电网虽然主要由省级电网企业统一运营，但输电和配电有明确的功能区分，且各配网的投资、运营已分开核算和考核，部分地市和县电网仍保留独立子公司。因此，应在省级电网中明确区分输电与配电价格。可按功能和电压等级划分输电和配电服务，省级电网中连接各地市配网的主网架为输电网络，其余为配电网络。
表3重构后的输配电价格体系
3.输(配)电价格应由输(配)电接入价和输(配)电共用网络价格构成。用户接入系统时产生的一次性费用，有明确的受益对象，应通过输电接入价、配电接入价收回。接入价的收取对象不仅包括发电厂，还包括终端用户。共用网络成本应由所有用户共同负担，可分别通过输电共用网络价格(简称输电价)和配电共用网络价格(简称配电价)收回。同时，在发达市场经济国家，接入价分为浅度和深度两种:浅度接入价只收取直接连接设备费用，其余接入成本通过共用网络输电价格收回;深度接入价除收取直接连接设备费用外，还收取部分或全部因接入而导致的系统成本。考虑到后者计算复杂，易引发争议，且执行成本较高，我国现阶段可实行浅度接入价制度。
(二)构建规范的省级共用网络输配电价规制模型
现阶段，受诸多条件限制，“上限制”在我国较难推行。因为“上限制”虽然激励程度和效率高于回报率规制，但对规制经验和能力、基础数据等方面要求更高，实施成本和风险也更高。此外，“上限制”需要设置较长的规制周期(一般5年左右)才会产生预期的激励作用，而未来5年我国国民经济走势和国企改革、电力体制改革走向及进程均具有不确定性。此外，我国CPI等相关物价指数与电网企业成本相关性不明显，相关定价参数很难确定，不仅谈判成本过高，而且可能导致误差过大。
1.我国可试行的准许收入(平均价格)管制模型框架。(见表4)
表4我国输配电准许收入(或平均价格)的管制模型框架
为此，须对项目投资成本实施全过程监控。企业在提交计划投资成本时，为通过成本—收益测试，可能降低投资预算，实际工程造价可能大幅超出预算。因此，电价主管部门须对项目投资成本进行跟踪监控，要求企业定期提交项目进度和已发生的成本;对大型项目须在项目竣工后对投资成本进行审慎性评估，企业需要证明投资项目确实用于提供服务，并提交详细的实际投资成本报告，解释实际投资与计划投资的差异及原因，否则超支部分不予计入下一周期价格，而全部由电网企业承担。
对当前争议较大的重要参数取值，也应采取有实际约束力的处理方式:一是政策性有效资产不予计提收益。政策性有效资产指来自农网改造等专项中央财政资金和地方财政资金形成的资产，其不属于电网企业商业运营资金，因而不应计提收益。二是债务资本收益率按电网企业实际融资结构和利率确定。原因是电网企业债务资金来源于长期借款、短期借款、企业债券等多种方式，按实际结构和利率核定有利于降低债务资本收益率。三是按与电力需求增长和供电质量提高相匹配的原则，确定允许计入下一周期价格的投资成本。目前，因职能分散，加上电网投资规划和项目审批未对成本和价格的影响给予足够重视，因而需在价格规制中引入投资成本约束机制。除来自政府为实现公益目的而全额拨款的投资外，其余投资最终都要由消费者付费。为保护消费者利益，投资成本如何计入价格成为价格规制的重要内容。从消费者角度看，电网企业合理投资的用途有两项:一是满足负荷增长需要，二是将供电质量提高到合格水平。因此，计入下一周期的投资成本，应按与需求增长和供电质量提高相匹配或适当提高的原则确定，这也符合在不同时期用户间公平分摊成本的原则。
2.在回报率规制模型的基础上可引入一定激励因素。尽管我国近期仍应试行回报率管制模型，但可将较多的激励因素引入其中:一是引入“加权平均资本成本(WACC)”，以激励电网公司提高融资效率、降低融资成本。二是规制周期可由传统回报率管制的一年延长至三年。期间的新增修理费、材料费与新增固定资产挂钩且设定上限，以促使电网企业为获得降成本所产生的收益而提高运行维护效率。三是周期内各年核定价格不随实际成本变化调整。回报率规制中设定的准许回报率，并非保证回报率，企业实际利润率高低取决于其成本降低的幅度，直至下一次价格调整，因而也能起到一定激励作用，并且调整周期越长，激励作用越大。四是建立特殊成本单独处理机制。对一些特殊的不可预测的政策性成本，由电网企业单独记录，在下一周期调整价格时予以补偿。五是实际收入与准许收入的偏差不予调整。准许收入是定价的目标收入，当实际电量与预测电量产生偏差时，实际收入将相应偏离准许收入。预测电量和负荷增长是确定投资计划的重要依据，为防止电网企业夸大预测电量进而夸大预测投资，实际收入与准许收入的偏差应不予调整。六是引入投资成本信息激励机制。为约束电网企业虚报投资、夸大成本，激励其提高投资预测的准确度，可考虑引入信息激励机制。企业实际投资与预测投资的差别越小，如果在5%以内，企业可获奖励，通过提高下一周期准许收益率一定百分比实现。反之，如果误差超过5%，须相应扣减准许收益率，且误差越高，扣减幅度越大。
(三)建立基于成本的省级共用网络输配电终端用户价格结构
由于不同类终端用户之间因用电特性和接入的电压等级不同，对电网的成本耗费也不同，所以合理的价格结构应反映这些成本差异，以促进“路网”合理布局、建设和使用。建立与分类用户成本相适应的价格结构，要基于用户的消费特性，公平分摊和反映成本。电网大部分成本为固定成本，且主要取决于高峰负荷需求。目前，已试点的地区输配电共用网络成本分摊以用电量为基础，不仅计算复杂，而且不能反映成本特性。建议按以下思路进行设计:
1．简化电压等级，调整用户分类。目前，输配电价按电网实际电压等级分类，包括500千伏、220千伏、110千伏、35千伏、10千伏、1千伏及以下。为降低测算工作量和执行成本，一些用户数量较少的电压等级可以合并，如500千伏和220千伏、35千伏和10千伏。目前，用户分类包括大工业用户、一般工商业用户、居民用户和农业生产用户，但一般工商业中的工业和商业用户的负荷特性差别较大，也应分为两个类别。
2．基于高峰负荷责任分摊输配电成本。高峰负荷是影响电网成本最主要的因素，国外大都以此为依据分摊成本。我国大部分地区智能电表覆盖率已达90%以上，基本具备了按高峰负荷分摊成本的条件。可先统计月最高负荷及对应小时各电压等级负荷、各类用户负荷，所得各类数据再分别取12个月平均值或3个高峰月平均值。智能电表覆盖率较低地区，可用安装容量代替高峰负荷。
3．坚持并完善两部制电价制度。目前，我国只有大工业用户执行两部制电价，且几十年未做调整，实际执行中争议较大。接下来的改革应从以下三方面推进:一是将目前大工业用户电价中的“基本电费”正式更名为“容量电价”，这可避免歧义且便于执行。二是将两部制价格实施范围扩大到一般工商业用户，一定容量以上的工商业用户必须执行两部制电价。三是将容量电价分为合同容量和非合同容量两部分，且合同容量价格低于非合同容量价格。合同容量为电力用户和电网企业约定的容量，如果实际容量高于合同容量，高出部分执行非合同容量价格。
4．尽快取消交叉补贴。工商电价对居民和农业电价的交叉补贴效率较低，不仅增加了工商企业的电费负担，还造成对中高收入家庭的补贴，扭曲了“过网费”信号，影响电力市场公平竞争，应尽快取消。此外，不同地区之间的电价交叉补贴也应加快改革进程。相关配套措施如下:
首先，完善居民阶梯电价政策，取消对中高收入群体的电价补贴。我国居民阶梯电价已全面实施，该政策的目标是在保持居民电价整体水平与用电成本相符的同时，通过居民内部交叉补贴，保障基本用电需求。但第一档覆盖范围达90%～95%，第三档电价也未达到居民合理电价水平，因而仍需工商业电价进行交叉补贴。应以保障居民家庭基本用电需求为原则，大幅降低第一档电量覆盖人群比例，相应扩大第二档电量覆盖人群比例;第一档电价维持不变或降低，第二档电价按居民平均成本定价，通过第三档电价对第一档电价进行交叉补贴。在用户间交叉补贴取消前，也需测算并公布交叉补贴标准，为电力交易提供公平透明的“过网费”。根据居民生活、农业生产的实际电价与合理电价的差额，计算需要补贴的交叉补贴总额，进而计算出其他用户单位电量需承担的交叉补贴标准(据估算约为0.07元/千瓦时)。工商业用户输配电价由合理输配电价和应承担的交叉补贴加价构成，所有工商业用户执行统一的交叉补贴加价标准。
其次，省级电网企业之间“东西帮扶”形成的“援助资产”，按无偿捐赠方式处理。不同省份之间的电价交叉补贴，很大一部分来自国家电网公司内部东部电网援建西部电网形成的资产，资产产权属于援助省。按照省级电网输配电价改革试点方案，产权和用途必须一致才可纳入输配电价，因此，援建资产无法纳入援助省电价。可考虑由援助省将这些资产无偿捐赠给被援助省，但不计提折旧和收益。这既有利于理顺援助省电价，也有利于降低对被援助省电价的影响。
最后，尽快设立电力普遍服务基金。将低收入群体和偏远贫困地区、少数民族地区的电力供应纳入电力普遍服务基金范围。电力普遍服务基金所需资金来源于全国范围的电价统一加价。设立低收入群体电价支持项目，符合条件的居民(如低保户等)可申请获得电价补助。在提高资金使用效率的前提下，通过电力普遍服务基金加大对偏远贫困地区、少数民族地区电网建设和改造的支持力度。
（四）建立电网企业规制会计准则
在输配电价格规制中，成本规制是约束垄断性企业成本支出及制定合理的分类用户价格的基础。而通用的会计准则不能满足价格规制对成本信息的要求，因此，发达市场经济国家如美国、英国、澳大利亚等及一些发展中国家如菲律宾、巴西等，均分别对电力、天然气、供水等受规制行业建立了规制会计准则。（以英国为例，在最初引入“上限制”规制时，由于没有充分理解统一规制会计准则的意义，英国规制机构在运行和投资成本方面存在严重信息不对称，使企业利用其信息优势获得了高额利润。因此，英国规制机构从2004年开始建立更为详细的输电和配电企业规制会计准则。）我国已进入中上等收入国家行列，对自然垄断企业成本的分类、核算，却仍沿袭按企业通用财务准则分类及核算的落后办法，导致对被管制企业成本的监审十分困难。已出台的定价成本监审办法，也因没有行业规制会计准则为依据，作用空间有限。要使我国输配电价格改革达到预期目标，最重要的基础条件就是建立电网企业规制会计准则。该规制会计准则应包括以下三方面内容:一是明确规制会计准则的法律效力。规制会计准则是价格规制的一部分，必须由价格主管部门制定。当规制会计准则与通用会计准则规定不一致时，须以规制会计准则为准，电网企业必须按规制会计准则要求归集成本信息。二是对电网企业各项业务实行财务分离。即跨区、跨省业务以及省内输电、配电、售电业务的成本分别统计，从而为制定各类输配电价格标准提供基础。三是基于用途和功能对固定资产和运行维护费进行分类，以反映成本发生的原因和用途，为判断成本发生的合理性提供基础。同时，详尽规定每一成本科目的内涵、外延及归集、核算要求。
(五)建立成本信息定期报送和动态监测机制
定价成本定期报送、评估和公开是核定价格的重要制度保障，（如，美国联邦能源管制委员会规定，全国规模以上电力企业每个季度、每年必须提交管制会计报告。该管制会计报告中的报表及科目设置，从价格规制的需要出发自成一套体系，由66个表格构成，每一个表格还有进一步的详细分类，便于规制机构了解企业的成本及其他相关信息。）但目前我国尚未作出相应规定和安排。已试点地区暂定输配电价格核定周期为3年，以历史和预测数据为基础。然而，企业实际投资、运行成本、售电量等可能会偏离核价参数，这将直接影响下一周期的价格水平。为降低信息不对称程度，在规制周期内，价格主管部门需对企业投资、成本、运行等相关影响价格的信息进行全方位的动态监测和评估，并组织发布年度评估报告，以强化对电网企业的成本约束。
首先，制定电网企业定期提交信息的统一模板。对影响输配电价格核定的关键参数(投资计划完成情况、新增固定资产、职工薪酬、借款情况、关联交易情况等)，要求企业定期提交支出进度、预期年度支出及其与核价数据的偏差，从而加强对企业成本的动态监测。以对价格水平影响最大的投资成本为例，“规模以上工程投资计划及完成进度表”提交的周期为季度、半年、年度，内容至少应包括:工程名称、工程描述(共用网络投资、接入系统等)、工程类型(新建、更新、改造等)、开工日期、计划竣工日期、完成状态、投资预算、本年投资计划、本报告期完成投资、本年累计完成投资、本年预计后期投资、本年预计/实际投资、本年预计/实际投资与投资计划的偏差、本年投资计划与预计/实际投资偏差原因、工程累计完成投资进度。同时，各级电网企业有大量附属企业，关联交易数量庞大，直接关系到能否控制电价的整体水平。“全资、控股等关联企业及关联交易概况”提交的周期为一年一次，内容至少应包括:关联企业名称、关联企业概况(关联企业类型、主营业务、股权比例)、关联交易总量及规模以上关联交易明细(交易内容、时间、数量、金额)。
其次，组织专业机构对电网企业提交的数据进行年度评估，并发布年度成本评估报告，内容包括电网企业是否按要求归集和提交数据、实际成本与核价时预测成本的偏差以及偏差发生的原因等，其中一些商业敏感信息经规制机构同意，可不予公布，但须在评估报告中说明理由。
(六)设立职能完备、力量充足的规制机构
在发达市场经济国家，输配电行业的价格、成本、投资、质量、准入等经济性规制职能大多集中于同一机构。这是因为，尽管价格规制是经济性规制的核心内容，但价格的核定必须以成本为基础，而投资决定了绝大部分成本，而且企业也可能通过降低质量来降低成本。而在我国，这些职能分散于多个政府部门:物价部门核定价格，能源主管部门核定投资，能源监管部门监管质量，电网企业的薪酬标准及考核由国资委负责，但各部门之间协调不足。此外，电网企业价格、投资管制在我国被认为是“计划经济的尾巴”，且近年机构改革中人员编制不断被压缩，相关人员对必备的知识技能掌握有限。可见，政府规制职能分散和力量不足，是造成我国电网企业成本和整体价格水平难以有效控制的重要原因。为此建议:
1.对相关政府职能进行整合，设立职能完备的规制机构。关于中央政府规制机构的设立，主要有两个方案可供选择:一是成立若干个分行业的专业性管制机构(如电力监管委员会、电讯监管委员会、铁路运输监管委员会等)。这类似于目前美、英等国的设置方式，其优点是有利于管理知识专业化和管理层集中精力，使监管更为精细。二是成立综合性规制机构，内设能源、交通、电讯、文教与医疗、政府规费等职能部门。其优点在于:有利于规制资源共享，降低规制成本;各行业规制间的协调性较好;能更好地保持与被规制行业间的独立性。该机构可借鉴德国等国模式(经济部下设综合性规制机构)，由相关部委代管，如目前国家发改委代管国家粮食局的形式。由于三个关键的经济规制职能中的两项(价格规制、投资规制)以及能源行业质量规制职能目前都由国家发改委执行，因而对于后种设置方式，内部部门间职能整合难度可能较小。关于地方规制机构的设立，应以省、市物价局(发改委)与省、市建设部门的市政管理机构的整合为基础，组建综合性省级规制机构，并在各地市设立垂直分支机构。
2.充实规制机构人员力量并加强专业化培训。配备足够数量的规制人员，专业构成应覆盖规制经济学家、财务专家、工程师、法律专家等。可探索市场化聘任机制，吸引熟悉被规制行业的业内人员进入规制机构。增加规制机构人员编制和经费预算，为聘请国内外专业机构有效参与决策提供经费支持。加强规制业务培训及与国外规制机构和国际组织的交流，提高规制人员素质。
(七)建立规范透明、公众有效参与的规制程序
输配电价格的制定和调整，直接关系电网公司与用户及各利益相关方的经济利益关系。为有效平衡各方利益关系，公众的有效参与非常必要。目前，我国电网企业组织程度高、谈判能力强、参与程度高，而消费者既缺乏有效参与的途径，也因过于缺乏组织性而不具备参与能力。为此，应完善周期性核定价格程序，并有效组织消费者，使之参与周期性价格制定(调整)过程，以提高输配电定价的公开、透明程度。
1.完善周期性核定价格程序。可将此程序分为以下三个阶段:
第一阶段:规制机构启动周期性核价程序，征求意见后形成正式方案。在下一核价周期开始一年前，规制机构发布下一周期核价方案，通过网站等途径公开征求意见，并形成正式方案，内容包括控制价格整体水平的模型、核定准许收入各项参数的详细方法及在用户间分摊成本的方法。
第二阶段:电网企业按相关要求提交数据和证明材料，并承担“举证责任”。要求电网企业在规定时间内，按调价方案规定的原则和方法，提交预测成本数据、未来3年各年的准许收入需求和平均价格水平，并提交支持预测成本和每一项定价参数的证明和支持材料，（如，美国加州SCE公司为支持其在价格案件中提出的调价申请，提交了数千页的证明和支持文件。）即由电网企业承担“举证责任”，而不是目前由价格部门去寻找“核减成本”的依据，这不仅工作量大，而且效果差，部分电网企业甚至不配合提供数据。
第三阶段:规制机构组织评估和审查，结合相关利益方建议作出最终决定。规制机构组织专业机构对电网企业提交的方案和证明材料进行评估，其他利益相关方也可聘请专业机构对关键参数提出意见和建议。规制机构综合其聘请的专业机构的结论和其他利益相关方提出的意见，作出最终决定。根据国外经验，通常电网企业提交的方案与最终批准方案会有较大差异。这一过程借助各方力量，提高了与电网企业制衡的能力。
2.提高消费者的组织程度和参与能力。上述程序的设置使消费者具备了参与决策的条件，然而电价规制涉及电力技术、经济、会计、法律等多个专业，相对于经营者，消费者始终处于弱势地位，如果消费者没有组织起来，力量对比就更为悬殊。因此，可在规制机构内部设立专门的消费者保护部门，在经济、财务、技术、法律等专业方面给予消费者帮助，使消费者能有效参与相关决策。此外，应有计划地鼓励各行业协会作为消费者一方参与决策，以提高消费者与被管制企业谈判的能力。
(八)其他相关配套措施
1.同步建立规范的销售侧电价形成机制。目录电价指非市场化终端用户从电网企业购电的价格，我国尚未建立明确的定调价机制。省级电网输配电价核定后，为保障核定价格的执行并建立合理的销售电价机制，需同步建立目录电价定调价机制，即各类用户终端电价由电网企业平均购电价格、该类用户输配电价、基金和附加构成，并随平均购电价格、输配电价变化定期调整，调整周期初期可暂定为1年。
2.推进电网规划与项目审批制度改革。在未来电量增长预期下降的背景下，电网投资增幅却居高不下，这是导致整体价格水平难控的最主要原因。国外电网项目的规划、投资以成本—收益分析为基础，在核定价格时还会对投资项目逐一进行经济测试，如果未能通过测试，则不允许计入价格。我国目前相关职能分散于多个部门，约束电网有效投资，需价格、能源、投资主管部门加强协调与配合。
首先，建立政府主导下的电网规划多方参与体制。能源主管部门应切实担负制定电网规划职责，改变目前由电网企业主导规划的局面。制定科学合理的电网规划，需要掌握电网运行信息，最有优势的机构是电网内部的调度部门，这也是电网企业能主导规划的主要原因之一。而调度是电力系统的公共部门，在电力市场化改革的国家，或成立独立系统运行机构，负责规划和调度，或仍内设于输电公司，但输电公司在产权上独立于其他环节。我国电网企业输、配、售高度一体化，此次电力体制改革中，调度职能仍未剥离。为保证电网规划的科学合理，同时促进电力市场化改革顺利推进，最理想的方案是在下一步改革中剥离电网的调度职能，设立非赢利的独立系统运行机构，由其组织市场成员共同形成规划。在此之前，应由能源主管部门加强对规划的主导，形成公开透明的规划制定程序，充分征求利益相关方意见，并充分考虑规划对未来电价的影响。
其次，项目审批应基于“成本—收益”分析。项目投资成本最终需计入电价，由电力用户承担，因而判断该投资必要性的最重要标准应是经济性。为此，对于一定规模以上的项目，应要求电网企业在提交立项申请时附加详细的成本—收益分析报告，须能证明该项目的必要性且预期收益高于成本。在此基础上，能源主管部门还应组织专家或独立机构(包括技术、价格和财务专家)对该项目做成本—收益关系评估。最后，公益性投资应由财政支持并须保证效率。“农网改造”的目的是扩大电力服务范围，属于公益性投资，应由中央财政予以支持。“东西帮扶”等由发达地区支援不发达地区的电网投资，也应视为“转移支付”，不应要求投资回报。此外，公益性投资金也应保证投资效率，加强成本—收益分析。如，一些偏远地区人口稀少，长距离架设线路成本过高，不宜由电网供电，而应与“新能源扶贫”统筹安排，支持建设小型风电、光伏等新能源项目，必要时还可配套安装小型储能装置。
3.推进电网企业考核和薪酬制度改革。国资委对国有企业的管理应区分管制性行业和竞争性行业。管制性行业是受政府管制的行业，如电网企业，目前资产规模、电量、电价、利润等经济指标是国资委考核的主要依据，导致电网企业有扩大投资、增加资产规模的外在动机。电网虽然具有商业属性，但也具有自然垄断属性，其收入来自电力用户，如果利润过高，就应用于降低电价，而不是保值增值。因此，电网企业考核指标设置应与价格规制目标一致，即以尽可能低的成本提供充足可靠的服务，从而实现激励相容。此外，还应加快推进国企人事和薪酬制度改革，建立市场化的人才流动机制和薪酬体系。
作者简介:
杨娟，国家发展和改革委员会市场与价格研究所副研究员;
刘树杰，国家发展和改革委员会市场与价格研究所研究员。
