从电价外电力成本看本轮电改

“获得电力成本”显著降低

除按照电价向电网企业支付电费以外，工商业企业往往还需要自行投资建设外线接电工程及相关设施。这些设施的成本（如折旧和运维费用）在电价之外，但同样是企业需要承担的电力成本，有时占的比重还很高。

如果上述设施由电网企业投资建设，用户只需在办理接电（业扩）时向电网企业缴纳费用，这笔费用就是“获得电力成本”。

为了推动营商环境的改善，“获得电力成本”近年来逐渐受到重视。随着本轮电力体制改革的推进，部分电网企业开始将投资界面延伸到用户规划用电的红线甚至红线以内，电力用户“获得电力成本”显著降低。

硬性降低“获得电力成本”正在造成新的交叉补贴

为了提高“获得电力”指标的评分，部分地区硬性降低“获得电力成本”，甚至直接降到0。

由于输配电是管制性业务，如果用户不自行投资建设其接电设施，也不足额承担其“获得电力成本”，相关成本都会被计入电网企业的输配电成本，最终由全体电力用户共同分摊，最终造成新的交叉补贴。

不忘初心 电改再出发

电改不能单纯追求降电价

降低电价水平，特别是工商业电价水平，是本轮电改的初心之一。但电价的降低应该是新的电价形成机制建立以后的自然结果，而不能是直接手段。如果目标单纯是降低电价，那只需要一份行政命令就够了，根本不需要花费多年的时间和大量的人力物力来推动电力体制改革。

实际上，随着新能源发电渗透率上升，调峰燃气机组、储能等设施的装机规模必然上升，其昂贵的发电和备用成本将对我国的电价水平带来非常现实的上涨压力。

我们应正确看待电价的浮动，避免一些因担心电价的正常浮动而干预电价或电价形成机制的做法，例如：避免为电力市场交易设置过低的限价。既然电价要由市场决定，那么随着市场中供需的变化，电价的浮动就是正常的、必然的。电价的短时间上升，甚至超过原来的电价水平，都正是电力商品属性的表现。高电价同时也是一种经济信号，能引导投资进入，从而在长期上保持电价水平的稳定；避免原有目录电价对电价改革的负面影响。在经营性用电全部进入市场或者参与“基准价+浮动”机制后，应尽快彻底取消工商业目录电价，结束电价的双轨制；对于不参与或者退出电力市场的用户，应适用保底供电价格（保底供电价格比新价格机制形成的电价高）；避免随意调整电价。如果在特定时期、特定区域、特定行业或者特定用户群体需要补贴，我们应该做的是直接补贴，而不是扭曲电价；如果的确需要通过电费这个缴费渠道来补贴，也应该在电费单上明确、单独列出；避免因短期降电价需求影响长期监管机制的严肃性。由于当前面临严峻的降电价压力，当前版本的《输配电定价成本监审办法》和《省级电网输配电价定价办法》中存在一些短期看能降电价，但长期看副作用更多的规定。

理顺电价形成机制才是本轮电改的核心目标

新的电价形成机制已经建立，但远未理顺，因为交叉补贴这个“老大难”问题还依然存在。9号文部署的28项重点工作中第3项就是“妥善处理电价交叉补贴”，这也从侧面反映了交叉补贴问题的重要程度和困难程度。

对于当前存在的比较严重的两类交叉补贴，我们应分别妥善处理：

一是大工业用电补贴居民和农业用电。处理这类交叉补贴的关键是适当提高居民用电价格，因为我国的居民用电价格不仅低于成本，也远低于大多数国家。为了减少对低收入人群的影响，提高居民用电价格可以采用拉大阶梯电价的电价差等方式；二是高电压用电补贴低电压用电。处理这类交叉补贴的关键是不再要求输配电价与原目录电价“衔接”，输配电价依据各电压等级的实际供电成本核定。如果由于长期电价扭曲导致电网企业中低压配电资产过少，核定输配电价时可以采用“典型电网模型”等方法，逐步将扭曲的输配电价回归到正常水平。

新的电价形成机制难以理顺的另外一个因素，是原有目录电价的干扰。只有彻底废止工商业用电的目录电价，各界翘首以盼的分时输配电价、可选择的输配电价套餐、乃至三部制输配电价等创新价格机制才可能出现，售电侧市场才可能真正形成。

“管住中间”是本轮电改是否成功的关键

发达国家的电力体制改革经验表明，输配电环节实现公平开放且受到严格监管，是有效的电力市场得以形成的前提。也就是说，只有“管住了中间”，“放开两头”才有实际意义。

然而，从这五年来的实际情况看，“管住中间”做得明显不够，电网企业往往既是运动员又是裁判员，电力交易中心的电力交易结果经常得不到执行。时隔五年，国家发改委、国家能源局还在印发《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》的通知（发改体改〔2020〕234号），目标是在今年内实现电力交易机构的独立规范运行。“管住中间”的难度，由此可见一斑。

“管住中间”，除了支撑“放开两头”之外，同样重要的是通过对电网企业的有效监管来降低输配电价。实际上，如果要继续挖掘降电价的潜力，发电环节让利已经难以为继，而输配电环节的效率还有提升空间。

加强对输配电环节的监管，应从以下几个方面着手：

一是分开监管输电业务和配电业务。电网企业同时经营输电业务和配电业务没有问题，但由于输电业务和配电业务的性质非常不同，对应的监管方式（甚至监管机构）都会不同，因此一定要将这两项业务分开；二是推行特许经营制度。不论是对于增量配电业务，还是存量的配电业务，都应该明确电网设施的产权，并通过特许经营合同来明确经营期限、经营者责任、退出机制等，否则有效的监管无从谈起；三是加强监管能力建设。在原电监会撤销后，我国输配电业务的监管职能分散到了能源、价格、经信、能监局（办）等多个机构，且存在政监不分、监管权力交叉、监管信息孤岛等体制问题。要实现对输配电业务的有效监管，最好是建立有足够权限、独立、综合的监管机构，还应建立公众参与监管的机制。

本文刊载于《中国电力企业管理》2020年04期，作者系北京先见能源咨询有限公司联合创始人、副总裁