自2015年電力體制改革中發9號文件頒布以來，我國深化電力體制改革全面推進，各項工作均取得階段性成果。中發9號文件配套文件《關于推進輸配電價改革的實施意見》進一步明確了要核定、發布和執行獨立的輸配電價，這對加強輸配電業務監管以及轉變電網企業經營模式、推動電力市場交易具有重大意義。

作為踐行“管住中間、放開兩邊”改革主旨的關鍵環節，本次輸配電價改革既是標志著我國第一次形成獨立輸配電價體系，實現基于規則的現代監管的里程碑事件，同時還關系著電力市場化改革、增量配電改革、售電側改革等其他專項改革的推進進程。

2018年8月，由中國電力企業聯合會牽頭，聯合電網企業、發電企業共同組成調研課題組，對全國輸配電價核準、發布、執行情況進行了深入調研，并撰寫了《輸配電價改革情況調研報告》。本文特節選該報告中“問題及對策”章節內容，以供讀者參考。

課題組組長、中電聯行業發展與環境資源部副主任薛靜認為，我國首輪省級電網輸配電價已核定公布，區域電網定價在省級電網輸配電價核定基礎上作了進一步明確，專項輸電線路工程定價辦法對價格計算方法和價格形式作了規定，地方電網和增量配電網的定價辦法、調整機制和結算制度也有了具體要求。至此，我國基本建立了涵蓋省級電網、區域電網、跨區跨省專項工程、地方和增量配電網的輸配電價體系以及對其各環節實施成本監審機制，從無到有實現了前所未有的突破，為電力市場建設奠定了堅實的基礎，并向實體經濟釋放了改革紅利。

同時，薛靜也指出，在輸配電價核定、成本監審政策和具體配套措施中尚存在著一定的問題和不足，需要隨著改革的不斷深化，逐步改變交叉補貼的方式、厘清普遍服務政企職責、降低政府基金及附加比重、加強對轉供電環節的監管，并統籌考慮輸配電價核價細則，在保障電網企業合理收益的同時，完善電網企業考核制度，疏解監管與考核間的矛盾。

輸配電價改革過程中存在的主要問題

隱形交叉補貼存在，虛高了工商企業電價

首輪輸配電價核定，并沒有明確各地交叉補貼規模和處理方式，不同用戶間、不同地區間的電價交叉補貼仍然在扭曲著電價體系、抑制資源配置的效率，對居民和農業的交叉暗補現象在嚴重侵蝕工商企業的合理利潤，提高工商企業市場競爭能力的空間受限。

長期存在的隱形交叉補貼規模較大，導致工商企業電價虛高，且擠占了工商業電價進一步下降空間。多年來，隨著煤電聯動、環保電價、可再生能源電價附加等政策出臺，我國工商業電價歷經多次調整，價格水平逐漸提高。2015年以來，國家實施供給側結構性改革的一些列舉措，適當降低了工商業度電交叉補貼水平。但是從全社會用電量構成看，工商業用電比重逐年在下降，居民用電量比例在持續上升。居民用電量比例提高說明需要交叉補貼的電量規模在逐漸增大，也就意味著用電量比例逐步下降的工商業用戶承擔著電量比重越來越高的農業和居民用戶電價交叉補貼，擠占了進一步降低工商業電價的空間。

2017年，我國工商業用戶補貼居民農業的政策性交叉補貼規模約2700億元，居民和農業享受電價交叉補貼平均約每千瓦時27分，工商業承擔電價交叉補貼平均約每千瓦時7.4分。其中：國家電網區域的工商業電量約29500億千瓦時，承擔電價交叉補貼平均約0.075元/千瓦時，交叉補貼規模為2200億元;南方電網區域的工商業電量約6590億千瓦時，承擔電價交叉補貼平均約0.067元/千瓦時，交叉補貼規模為440億元。盡管工商業電價近兩年有所下降，但隨著居民、農業用電占比逐年提高，交叉補貼總規模沒有下降，甚至在逐年提高。

此外，在補貼規模日益增加的環境下，自發自用自備電廠的供電用戶因為歷史原因尚沒有承擔交叉補貼責任，進一步加大了公共電網供電的工商業用戶交叉補貼負擔。國家政策對于自發自用自備電廠供電用戶承擔社會責任一直有明確的規定，但由于缺乏具體執行細則和監管手段，在中央利益與地方利益協調不夠情況下，自發自用自備電廠供電用戶的社會責任承擔問題仍無法具體落實。

現行居民階梯電價制度對于緩解交叉補貼壓力收效甚微，且沒有完全體現出公平負擔的原則。2006年以來，我國連續12年沒有提高居民、農業用電價格。2012年以后推行的居民階梯電價政策，不僅有引導社會各界節能的意義，從本意上也有緩解部分交叉補貼壓力的初衷。但從目前的階梯電價結構設置來看，第一、二檔的電量覆蓋面基本超過了90%，各階梯的電價設置區分度不高，階梯電價發揮緩解補貼作用相當有限。

現行三檔階梯電價機制下，由于第一、二檔電量水平設置的較高，使得大部分高收入人群基本落在前兩個檔次上，享受著第一、二檔次有交叉補貼的較低電價優惠。另外，由于各檔次電價差不是很大，造成了“用的電越多，享受的工商業補貼越多”。

由于現行階梯電價的設置問題，工商業承擔補貼的一部分流向了高收入人群，從而沒有達到緩解交叉補貼壓力的初衷，既沒有體現公平負擔的原則，也沒有合理體現電能資源的價值，不利于節約資源和環境保護。

政府對電力市場的過多干預，不利于還原電力的商品屬性。各國在社會經濟不同發展階段對電力產品及其服務的商品屬性還是公共產品屬性或者兩者兼之的選擇運用，是針對經濟發展、社會效益、民眾福利的綜合考量后確定的，不同發展階段可能選擇不同。2002年以來，我國電力供應由短缺轉為基本滿足并實現略為富余的格局，“政企分開、廠網分開”也已完成，政府和企業的組織界面已基本清晰。若政府仍抓著投資審批和產品定價等關鍵經營要素不放，仍然將電價作為宏觀調控、轉移支付和推行產業政策的工具，電力產品的屬性則徘徊于商品和準公共品之間，扭曲的價格無法提供有效的經濟信號，無法實現對電力投資、建設以及消費市場引導，政府也不免會陷入交叉補貼的迷局，難以公正抉擇交叉補貼的解決方案，供給側改革紅利難以更大規模地釋放。

長遠來看，應逐步減少政府對電力市場的過度干預，推動電價體系透明化，使輸配電價真實反映成本結構特征，即逐步走向高電壓等級低電價、低電壓等級高電價的國際慣例，逐步剝離工商業電價中隱形的交叉補貼項目，獨立并公開明確居民電價補貼項目，改隱形暗補為明補，并通過逐步提高居民價格、完善階梯電價機制，逐步減量并最后取消對居民電價的補貼，真實、透明地反映供電成本，從而進一步發揮價格信號的作用，實現價格對電力投資、建設以及消費市場的正確引導。

普遍服務投入需求巨大，傳統模式難以長期維持

隨著電力市場化改革的深入推進，電力普遍服務承擔主體和資金來源不明確的問題逐漸顯現，亟需通過改革建立以電力普遍服務基金為核心的補償機制，明確普遍服務承擔主體和資金來源，妥善處理交叉補貼問題，確保電力普遍服務需求得以滿足，助力電力體制改革順利推進。

電力普遍服務主體責任亟待從法律層面進行明確。在我國政企不分、廠網不分的時期，政府通過電力企業履行其普遍服務的職責。但是隨著電力體制改革的深化，政企分開后，電力企業作為市場主體的發展目標與普遍服務的基本原則存在一定的沖突，故對于履行電力普遍服務的主體責任亟待明確。

從《中華人民共和國電力法》第八條、第十二條可以看出，政府實際上是實施電力普遍服務的責任主體，政府在電力普遍服務中要體現出主導、組織和推動的作用。電力企業在政府的引導和監管下對普遍服務的對象提供相應的用電服務，所以電力企業是我國電力普遍服務的實施主體。

當前時期，若依然政企職能不分，既不符合改革的大勢，也不符合社會主義市場經濟建設的實際需要。企業是市場運行的直接參與者，政府的電力普遍服務法律義務雖然必須通過國有電力企業的具體市場行為來實現，但政府責任不能由國有企業全力承擔，企業所擔當的還應當是具體的市場經營責任和有限度的公益性法律責任。換言之，電力企業作為市場經營主體，通常有意愿在電力設施建設成本低、人口密集的經濟發達地區和城市地區投資，但對于偏遠地區，追求經濟效益的目標與普遍服務的需求不相適應。

為使普遍服務能夠順利實施，保障普遍服務受體的權利，國家有必要出面實施干預，通過明確普遍服務主體責任、建立普遍服務機制、出臺補貼措施等方式保障普遍服務目標實現。

地區經濟發展不平衡，資金問題掣肘中西部偏遠地區長期可持續發展。2002年電力體制改革以來，電力普遍服務資金主要通過交叉補貼來解決。一方面是工商業用戶補貼農業、居民用戶，另一方面是不同經營區域的電力企業之間的補貼，如城市補貼農村、東部省份補貼西部省份、同一個省份內贏利地區補貼虧損地區等。

多年來，在不同經營地區間的交叉補貼模式下，電網企業作為統籌協調交叉補貼資金的平臺，通過現金捐贈或代建專項輸變電工程等形式實現東部地區電網企業對西部省份電網企業進行援助。輸配電價改革后，各省級電網被作為獨立核價主體進行輸配電價核定，電網資產權屬范圍、成本和收益水平都受到嚴格監管，這種傳統的“東西幫扶”模式將難以為繼。

長遠來看，地區間發展不平衡的事實客觀存在，供電偏遠地區確實面臨投資規模大、運維成本高、電費回收難的問題。在輸配電價改革現狀下，若不通過“東西幫扶”等措施，且沒有專門保障中西部發展的普遍服務基金，僅靠中西部地區自身謀求發展，無形中將對偏遠地區的投資能力造成巨大壓力。同時，在現行輸配電價核定機制下，當地電網企業的巨額投資都將計入電網輸配成本，將進一步拉高中西部地區輸配電價水平，對當地以及下游電力用戶用電造成更大負擔。

基金附加水平仍較高，轉供電經營行為亟待規范

在目前電價的基礎上，政府出臺并由電網企業代征了7項(其中2項2017年已取消)政府性基金及附加，分別為重大水利工程建設基金、大中型水庫庫區移民后期扶持資金、小型水庫庫區移民后期扶持資金、農網還貸資金、可再生能源電價附加、城市公用事業附加費(已于2017年4月起取消)、工業企業結構調整專項資金(已于2017年7月起取消)。

以國家電網公司2017年的電價數據為例，平均銷售電價(含基金與附加)為653.9元/千千瓦時，政府基金與附加為33.6元/千千瓦時，政府基金與附加占比為5.14%。

從目前情況看，主要存在兩類問題。一是各地區的電價基金附加征收標準差異性較大，管理模式也存在較大自主性，導致各地輸配電價的基金附加水平差異很大，不利于形成各地反映電力成本和供求關系的合理價格，阻礙電力市場跨區、跨省交易，不利于電力資源的優化配置。二是在國家取消了部分基金及附加之后，部分產業園區、商業綜合體等轉供電經營者，并未及時貫徹國家降價措施，甚至存在在國家規定銷售電價之外亂加價行為，以至于部分電力用戶并未切實享受到國家降低工商業電價的紅利，國家對于轉供電環節應加強監管，避免形成價格傳導的灰色地帶。

首輪電價核定尚存不足，需要增加調整機制

我國輸配電價改革試點地區暫定輸配電價格核定周期為3年，核定參數以歷史和預測數據為基礎。現階段，影響經濟階段性增長因素比較復雜、改革措施存在不確定性，輸配電價核定也應統籌考慮各類變化因素，增加靈活的調整機制。

電價平衡賬戶未實體化運作。2014年，在深圳的輸配電價改革試點辦法中，首次提出了建立平衡賬戶概念。平衡賬戶是為滿足電力市場建設需要，保持銷售電價相對穩定，妥善處理電力產業鏈各類企業與電力用戶利益關系而設立的賬戶。電網企業輸配電實際收入與準許收入之間的差額，通過平衡賬戶進行調節，多出部分進入平衡賬戶，不足部分由平衡賬戶彌補。可見，設立輸配電價平衡賬戶可以穩定電價，保證電網企業投資成本的合理回收。其一，當輸配電價核定初期確定的電量增長與周期內實際不符，需要增加(減少)輸配電投資等一些不確定事件發生時，實際收入和準許收入的缺口可以由平衡賬戶進行彌補;其二，平衡賬戶作為“蓄水池”和“調節器”，還可以起到穩定銷售電價的作用，是保障“準許成本加合理收益”輸配電價機制落實的重要保證。