输配电价改革的“准许成本加合理收益”模式可能得到更多推广

7月26日，国家发改委召开新闻发布会，介绍输配电价改革及价格市场化程度测算有关情况。据介绍，输配电价改革自2014年12月在深圳电网和蒙西电网通过试点“破冰”以来，经过扩围、提速、全覆盖，到今年上半年6月底，全国32个省级电网全部实施了输配电价改革。

输配电价改革是电力体制改革至关重要的一环，其全面推开对于理顺电价形成机制、深化电力体制改革具有重大意义。2015年3月发布的《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（俗称9号文）提出的28个重点任务中，单独核定输配电价位列第一项。输配电价形成机制的完善，可以为其他环节电价的逐步市场化准备条件。

电力供应包括发电、输电、配电、售电等四个环节。电力体制改革的基本架构是“管住中间，放开两头”，即发电、售电环节要有序地向社会资本开放，在发电侧和售电侧形成有效竞争，在竞争中形成市场化的发电价格和售电价格；而对于输电、配电环节，则仍然由政府核定价格。这种改革设计是由电网的自然垄断属性决定的，输配电环节，尤其是输电环节，很难形成有效竞争。根据国际电力专家、剑桥教授迈克尔˙波利特的总结，将竞争性环节（发电和售电）与自然垄断的电网纵向分拆，并将受规制的电网收费与竞争性环节收费分开，也是其他很多国家电力改革的要点。

既然输配电价不能在市场竞争中形成，那就应该继续采取政府定价的方式，但需要更加合理。目前，我国发电环节的竞争比较充分，而参与售电环节的市场主体较少。售电与输配电基本上是捆绑在一起，都由两大电网公司提供。在这样的状况下，输配售的价格也是捆绑在一起的，并不需要单独的输配电价。而随着电力用户与发电企业直接交易的规模越来越大，对输配电价的形成机制的要求也越来越高。直接交易的购电价格一般是由发电价格、输配电价、输配电损耗费和政府性基金及附加组成。那么，电力用户与发电企业要就购电价格达成一致，必须知道输配电价是多少，需要付给电网公司多少钱。以往，电力直接交易中的输配电价是由省级物价部门确定的。这种定价机制比较粗放，需要进行改革。

9号文提出，输配电价逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则，分电压等级核定。用户或售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付费用。“准许成本加合理收益”是一个更加明确、合理的定价机制。随后，国家发改委发布了《输配电定价成本监审办法（试行）》、《省级电网输配电价定价办法（试行）》两个通知，对如何实施“准许成本加合理收益”做了详细的规定。所谓输配电价改革全覆盖，应该是指这个定价机制在各省级电网都得到了实行。

输配电价有了明确、合理的价格形成机制，能够进一步激发售电环节的竞争。以往输配售电价不分，其他市场主体要参与售电，就要面临如何与电网公司分配收益的问题。而输配电价改革之后，其他市场主体就可以比较便利地参与到售电环节中，它们可以向用户收费，再根据确定的输配电价格向电网公司支付费用，剩下的就是自己的收益。接下来，售电企业可以根据市场供求状况调整用户电价，使售电价格更加市场化。

虽然输配电价仍然是政府定价，但在机制完善之后，就可以为其他环节的市场化定价提供条件。在改革过程中，通过市场竞争形成价格的情况已经非常普遍，而且还会更加普遍。在同一场新闻发布会上，发改委相关部门有关负责人介绍，从2012年到2016年，我国价格市场化的测算结果从94.33%提高到97.01%。显然，以后还会继续提高，但不可能达到100%，类似输配电这样的政府电价还仍然会存在。

那么，改革一方面需要将应该由市场决定的事项市场化，另一方面也需要完善一些政府定价机制。这是市场在资源配置中起决定性作用和更好发挥政府作用的一个体现。而在政府定价机制方面，输配电价是一个范例，其“准许成本加合理收益”模式可能得到更多推广。当然，这种模式还会面临很多挑战。