建立科学合理的电价机制，是促进新型电力系统建设、实现新能源对传统能源安全可靠替代的关键手段。新型电力系统等战略目标的提出，电网企业的投资和运营模式将面临深刻的发展变革我国现行的、基于成本的监管机制将逐渐难以适应新时期电力行业的高质量发展要求，亟待结合我国新时期的能源政策优化调整。

一、电价政策现状及执行情况

（一）政策现状

伴随我国电力从短缺到平衡的过程，电价制度也经历了从计划到市场的变革，2015年新一轮电力体制改革以来，发用电计划逐步放开，输配电价透明合理，上网电价和销售电价逐步向市场过渡，电价改革在电力改革和发展过程中发挥了关键作用。

“双碳”目标下，电力行业进入到了“能源转型期”、“改革深化期”、“新型系统构建期”三期叠加的新阶段，需要设计科学合理的电价机制，促进新能源对煤电的安全可靠替代，提升电网的安全供应能力和对新能源的灵活消纳能力，推动电力成本在市场主体之间公平负担，推动各类市场主体共同为系统安全稳定运行做出贡献。

上网电价方面，我国执行的是计划与市场并行的“双轨制”。

近年来，市场交易电量规模快速增长，2022年1～9月，全国市场交易电量3.89万亿千瓦时，占全社会用电量比重达到60%，2022年全年有望突破5万亿千瓦时。其中，煤电已全部进入电力市场，通过“基准价+上下浮动20%”机制形成价格；新能源于2021年实行了平价上网，并部分参与了市场交易。

输配电价方面，输配电价改革制度先行、有序推进、成效明显，国家针对省级电网、区域电网、专项输电工程输配电陆续出台了专项核价办法，依法依规开展成本监审工作，并定期公布核价结果。

（二）政策执行情况

关于煤电：今年以来，全国各地普遍能够执行国家现行燃煤发电价格改革政策。煤电价格由市场交易形成，1～9月全国燃煤发电机组完成交易电量3.12万亿千瓦时，平均交易价格为0.4497元/千瓦时。

关于新能源：新能源于2021年开始实行平价上网，并且政策提出2030年新能源要全面参与电力市场。当前全国新能源电量平均市场化率约30%左右，全国有三分之一的省份超过30%，主要集中在中西部地区。新能源参与市场程度高的省份，尤其在运行电力现货市场的省份，新能源结算价格普遍较低。

为促进新能源发展、体现绿色价值，我国开展了绿证、绿电交易，但总体规模较小。绿电交易去年启动，今年累计结算136亿千瓦时。绿证交易2017年启动，累计核发5100万个，认购量448万个。

二、我国现行输配电价监管机制存在的问题

能源监管机构的监管能力存在不足，各部门职能缺乏协同，难以促进新型电力系统高效建设

能源监管机构监管能力的不足主要体现在人员数量和技术力量不足两个方面。在人员数量方面，目前承担输配电价监管工作的国家发改委和地方物价部门的相关职能部门，人员数量存在不足，且相关工作人员可能同时承担其他价格管理工作，在新型电力系统加速建设、电网投资规模不断扩大的情况下，现有的监管人员数量难以实现高效监管的要求;在技术力量方面，考虑到输配电价定价监审工作涉及专业范围广、技术性强，仅依靠会计师事务所等财会技术力量难以满足输配电定价成本监审的要求，加之新型电力系统建设使得输配电价定价成本监审中成本费用合理性的评估难度增大，需要同时具备电力系统专业和财会专业知识的相关人才，而目前的监管的技术能力无法达到此条件。

能源管理机构各部门职能缺乏协同，主要体现在电网投资管理权限与定价权限不匹配。根据《中央定价目录》的相关规定，省及省以上电网的输配电价定价权限在国务院价格主管部门，而根据《政府核准的投资项目目录》规定，不涉及跨境、跨省区输电的±500千伏及以上直流项目和500千伏、750千伏和1000千伏交流项目等由省政府能源主管核准，其他由地方政府按照相关规划核准。在投资和定价权限不匹配、能源管理机构各部门职能缺乏协同的情况下，各省在投资时难以综合平衡电网投资的经济效益和社会承受力，可能出现投资后成本难以疏导，或电价空间利用不充分造成投资不足等一系列问题。在新型电力系统建设不断深化的现阶段，新能源电源的大规模接入将带来较大的电网投资需求，因投资和定价管理权限不匹配造成电网投资低效或成本疏导困难的问题将日趋明显。

监管模式缺乏激励机制，难以适应新型电力系统高质量发展要求

现行输配电价监管机制在线损管理、供电可靠性、客户服务水平和可再生能源消纳等方面缺乏激励机制。目前我国电网的建设目标逐步向供电可靠、客户满意和促进可再生能源消纳等高质量发展目标迈进，而我国现行的输配电价监管机制缺乏相应的激励机制，难以激励、引导电网企业保障电网运行安全、提高电网运行效率、提高客户服务满意度和促进可再生能源消纳，难以适应我国新型电力系统建设和电网、电价体系高质量发展的要求。

现行电网新增投资和运行维护费核定机制约束强而缺乏节约分享、奖励机制，难以引导电网企业优化投资和运行，不利于电网企业可持续发展和新型电力系统建设。随着新型电力系统建设速度加快，“重约束、轻激励”的现行机制一方面可能难以适应新时期的电网发展需要，另一方面不利于引导电网优化投资运行，提高效率。

成本费用界定方式亟待优化，现行方式不利于支撑新型电力系统可持续发展

成本费用的核定规则以历史为基础，对成本节约激励不足。在核定成本费用的过程中，本监管周期材料修理费通常按照上一周期核定结果加新增资产原值和2.5%上限与实际发生数孰低确定;新增的其他运维费率按照上一监管周期的70%核定。上述定价机制不仅无法有效激励节约成本，反而可能造成浪费，即历史成本发生越少的单位，新监管周期的准许运维成本越低、实际经营中相关资金越不足。反之，历史成本发生越多的单位，未来经营相关资金越宽松。所以，现行监审办法缺乏科学、客观、规范的成本费用合理性判别标准。

电网企业输配电资产的实际折旧率高于定价折旧率，使得实际年折旧费与定价折旧费用存在较大差异，造成两种折旧年限差异对应的折旧费无法回收和有效资产减少。在电网企业实际经营过程中，存在由于输配电网运营相关固定资产实际折旧年限低于成本监审规定的定价折旧年限，导致部分资产账面显示已计提完折旧，但从定价角度并未完成折旧计提现象的出现。如按照报表数据进行监审，则会出现两种折旧年限差异对应的折旧费无法回收和有效资产减少两个问题，相关机制亟待完善。

三、输配电价监管机制调整建议

目前我国第三监管周期输配电价定价已经全面开展，为推动新型电力系统有效建设和新时期电网企业高质量发展，输配电价监管机制也应在总结前期经验和问题的基础上，通过机制创新等手段，优化输配电价监管模式和定价机制。

引入“激励约束相容”的监管机制

我国对输配电价的监管应逐步由基于成本的监管向基于绩效的监管转变，通过引入各种具有实操性的激励约束机制，引导电网企业自主提高电网运行、投资效率，加大新能源消纳的力度。

建立基于新能源消纳、供电可靠性、客户满意度等的多目标激励机制。从国际实践来看，英国和澳大利亚等新能源高占比国家为适应电力产业、电力市场以及能源政策的发展和变化，建立了基于新能源发展、供电可靠性和客户满意度等的多目标激励机制。借鉴国际先进经验，建议近期在促进新能源接入和消纳方面建立基于经济奖励的激励性机制，激励电网企业通过优化电网调控运行和投资策略等方式，在及时满足新能源大规模接入需求的同时降低因电网阻塞等因素造成的弃风、弃光问题的出现，并在远期逐步引入基于诸如新能源发展、电力系统安全可靠性、客户服务满意度等多维评价、激励机制，协同促进新型电力系统建设和电网企业的可持续发展。

建立投资、运维支出偏差共享/共担机制。从国外实践来看，英国和澳大利亚等输配电价监管机制较为成熟的国家均建立了诸如“共享调整系数”和“资本/运行效率分享计划”等节约成本分享机制。借鉴国际先进经验，建议在近期建立计划支出与实际支出的偏差共享/共担机制，对于电网企业实际成本与准许成本之间的差额部分，按一定的比例纳入下一监管周期成本监审基期结果当中，比例由监管机构与电网企业协商设定，并在远期探索实施电网和用户的偏差共享/共担比例与支出属性挂钩的机制，当偏差支出涉及研发等电网创新活动时，电网企业可多享、少担，反之则少享、多担，以此激励电网企业创新优化运行投资，提高电网运行投资效率。

健全、完善现有准许收入核定规则

合理确定固定资产定价折旧年限。为充分体现不同环境下输变电资产的实际运行生命周期，建议充分考虑不同自然环境对输变电设备运行生命周期的影响，根据自然环境条件、经济发达程度将全国划分为若干个片区，根据各区域的实际情况有针对性地调整定价折旧年限区间，确保定价折旧年限与实际资产使用寿命保持一致，保障电网的投资能力及电网安全稳定运行。

追溯调整企业账面已提前计提完折旧的资产价值。根据合理弥补成本原则，建议将核价周期内新增的、账面已计提完折旧的资产，按首个监管周期定价折旧政策进行追溯调整，并将相应折旧费计入监审定价准许成本。此外，由于成本监审以监审年年度财务报表的固定资产净值为基础进行核定，实际折旧费大于核定的折旧费的部分，将减少有效资产规模和净资产收益率水平，建议同步调整。

优化完善现行资产转资率规定。现行输配电价监管机制明确“预计新增投资计入固定资产比率原则上不超过上一监管周期新增投资计入固定资产比率，最高不超过75%”，该机制可能鼓励电网虚增投资，降低电网投资效率，也不利于新型电力系统建设背景下电网的可持续发展。随着新型电力系统建设不断推进和监管数据的不断积累，建议通过加强监管机构专业性、提高监管能力、优化成本监审流程等方式，强化对电网企业新增投资合理性的评估，并建立后评估机制，逐步替代现有的转资率机制。

优化新能源大规模接入情况下的成本、投资参数认定规则

优化完善现行新增固定资产认定规则。现行省级电网输配电价定价办法中提出“预计新增输配电固定资产按照不高于历史单位电量固定资产的原则核定”，该机制制定的初衷是为提高资产运行投资效率，稳定终端用户电价。但随着经济转型升级，电网未来投资更多是为了满足供电可靠性、提升电能质量、最高负荷增长等。因此，以历史投资电量关系计算未来的新增投资，已难以满足经济社会发展的需要。所以，在新型电力系统建设初期，建议优化和完善现行新增固定资产认定机制，结合前两个输配电价监管周期的数据积累，根据行业实际实事求是地调整相应规则，明确投资界面延伸的投资全额纳入定价;在新型电力系统建设逐渐成熟时，逐步建立与新增电量、系统最大负荷、系统可靠性要求及新能源渗透率等多因素关联的新增固定资产认定机制。

优化新增材料修理费及其他费用核定规则。现行定价办法规定新增材料费、修理费、人工费三项合计增幅不超过2%，对一些资产规模大、地域广、电网结构复杂的省级电网企业，实际材料及修理费需求客观较高，实际费率高于定价办法规定水平，若按照定价办法三项成本的增幅，难以满足电网实际需求。与此同时，新能源大规模接入导致电网需要投入更多的运行维护费用。因此，建议近期参考前两个监管周期电网运行实际维护费率发生情况，按照电网实际费率水平核定新增材料、修理费及其他费用，并逐步建立基于标准成本或标尺竞争机制的客观、合理的运行维护费率认定机制，激励电网企业提高运行效率，合理节约运行维护成本。

建立基于标准成本或标尺竞争的输配电定价成本合理性评估机制。目前成本监审办法主要是通过历史成本发生来确定费用的合理性，难以鼓励电网公司进一步提高运行效率，也会陷入鼓励成本浪费的误区。从国际实践来看，英国和澳大利亚在运维成本合理性评估方面均采取了“自上而下”的总支出分析和“自下而上”的作业成本分析方法，从宏观和微观的角度对电网企业的总成本支出和分类成本支出的合理性和有效性进行认定。因此，近期建议价格主管部门结合前两个输配电价监管周期实际发生的运维费情况合理判定第三周期运维费标准，并逐步在全国范围内逐步开展基于标准成本或标尺竞争的输配电定价成本合理性评估机制研究，确定各省级电网标准输配电电价水平，在为电网企业提供标杆的同时，确保电网的可持续发展能力。

文章来源： ​中国电力企业管理，中电联