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近日，国家发展改革委批复了云南、贵州、安徽、宁夏、湖北五省（区）电网首个监管周期的输配电准许收入和输配电价。记者就相关问题采访了国家发展改革委价格司有关负责人。
问：请介绍一下五省（区）输配电价改革试点的基本情况。
答：《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》（中发[2015]9号）和《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》（中发[2015]28号）明确提出，政府定价范围主要限定在重要公用事业、公益性服务和网络型自然垄断环节。电力价格改革的基本方向是“放开两头、管住中间”，即根据电力体制改革和电力市场建设进程，放开竞争性环节电价，由市场形成电能交易价格；同时，对属于网络型自然垄断环节的电网企业，建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系。
电网输配电是典型的网络型自然垄断环节，制定独立的输配电价，是电力供给侧结构性改革的重要内容，有利于深入推进电力体制改革和价格机制的市场化改革。2015年，我委决定在深圳、蒙西电网试点基础上，在湖北、宁夏、安徽、云南、贵州5个省级电网开展输配电价改革试点，并指导有关省份制定了周密详细的试点工作方案，区分历史成本和预测成本，区分一般性有效资产和政策性有效资产，研究确定输配电价测算办法，设计测算模型。
各省按照工作方案开展了大量认真细致的工作，按照“准许成本加合理收益”原则，向我委报送了输配电准许收入和输配电价测算结果，近期已陆续批复。根据测算结果，五省（区）输配电价降价空间合计55.6亿元，全部用于下调终端用户用电价格，相应降低了企业用电成本。
问：对五省（区）的输配电成本监审是怎么开展的？
答：2015年6月底至10月，我委会同国家能源局指导相关地方价格主管部门成本调查和监审机构、国家能源局派出机构组成5个联合监审工作组，交叉开展对试点省级电网公司的成本监审。五个省网公司合计上报2014年输配电成本1004.41亿元，经监审，共核减不应计入定价成本的费用163.67亿元。
从监审结果分析，输配电成本予以核减的重要因素：一是根据输配电成本监审办法规定，折旧年限按照电网企业固定资产折旧年限中值考虑，相应拉长固定资产折旧年限、降低折旧费。二是按相关性原则，剔除了与输配电业务无关的资产和费用。对于人们比较关心的电网企业职工薪酬问题，是按照国有资产管理部门核定的工资确定的，并在监管周期内基本保持了零增长。
问：试点省份的输配电价是怎么制定出来的？
答：根据中央关于电力体制改革和价格机制改革的要求，核定输配电价的方法是“准许成本加合理收益”。各试点省份的输配电价，是在严格落实中央电力体制改革文件的有关要求，认真开展成本监审的基础上，依据相应的定价模型测算出来的。
根据各省制定并报国家发展改革委审核同意的输配电价改革试点方案，在核减历史成本的基础上，根据主管部门认定的第一个监管周期内新增投资，以及准许收益率，计算了监管周期内各年度的准许收入。然后将准许收入分摊到不同的电压等级，并根据对售电量的预测，测算出输配电价。
由于不同省份电网有效资产不同，未来三年新增电网投资和售电量的增速的也存在差异，输配电价的具体水平也是不同的。
问：去年开始试点时，发改委强调输配电价改革的重点是建机制。请问，进展如何？
答：输配电价改革是供给侧结构性改革的重要内容，重在制度建设。去年以来，国家发展改革委先后印发了《关于推进输配电价改革的实施意见》，出台了《输配电价定价成本监审办法》，下发《关于电网企业配合做好输配电价改革工作的通知》，批复了试点省份输配电价试点工作方案，取得了明显成效。
一是实现电网监管模式的转变。过去，国家对电网企业的价格监管是核定购电、售电价格，电网企业获得差价收入的间接监管。通过输配电价改革，将转变为以电网有效资产为基础对输配电收入、成本和价格全方位直接监管，对电网企业的成本价格监管更加科学、更加规范、更加透明。
二是强化了对电网企业成本约束。通过对五省（区）电网企业严格成本监审，严格核减与输配电业务的不相关资产、不合理成本，五省区电网输配电定价成本平均核减比例达到16.3%。建立电网经营和电价相关信息定期报告制度，推动建立健全成本归集体系，加强对电网企业日常监管。
三是建立了激励与约束相结合的机制。为了激励电网企业加强管理、提高效率，采取了“激励性管制”的办法，即规定电网企业在准许成本基础上节约的成本按一定比例在电网企业和用户之间分享，提高企业降低成本积极性。规定价格主管部门会同有关部门考核电网企业运行效率和服务质量，超出规定目标的，予以奖励；达不到目标的，予以惩罚。
四是促进了电力市场化改革。制定输配电价后，电网企业只能获得准许的输配电价收入，在电力市场交易中利益是中性的。这将有利于电网无歧视向所有用户开放，促进发电侧与销售侧电力市场建设和直接交易，为未来进一步扩大市场形成电价的范围，减少政府对发售电价格的干预创造有利条件，进而提高电力市场效率，将更大程度激发市场活力，促进电力供应和需求的总量平衡、结构优化，提高电力供应的质量和效率。
问：通过输配电价改革试点，积累了什么经验？
答：输配电价改革是电力体制改革和价格机制改革的重大创新，技术性强、工作量大，需要研究和解决的问题很多。经过试点中的摸索和创新，我们积累了一些经验，为扩大试点范围打下了基础。
一是建立输配电成本监审制度。根据成本监审的一般技术规范和深圳、蒙西电网试点经验，研究制定了《输配电定价成本监审办法（试行）》，明确规定了哪些成本费用可以计入定价成本、哪些费用不能计入定价成本；对于可以计入定价成本的项目如折旧费、运行维护费，规定了可以计入定价成本具体比例；对于不同业务发生的共用成本，规定了成本分摊的原则。
二是探索成本监审方式方法。去年的成本监审，在我委统一指导下，深圳电网由广东省发展改革委负责，蒙西电网是内蒙古自治区发展改革委负责，湖北、云南等五省（区）实行交叉监审，其中贵州负责监审安徽、安徽负责监审湖北、湖北负责监审宁夏、广东负责监审云南、云南负责监审贵州。本地监审、上级监审、交叉监审这三种方式都做了试点。
三是不断完善输配电价测算办法。规定了可计提收益的有效资产是电网企业投资形成的、可获取投资收益的有效资产，用户或地方政府无偿移交的资产不得计提收益，与输配电业务无关的资产不得计入有效资产。明确了权益资本收益率、债务资本收益率的测算办法，权益资本收益率一般为十年期国债利率加1个百分点，债务资本收益率一般为五年期以上商业银行贷款利率。
四是设立平衡账户。由于输配电价采取了事前监管模式，有效资产、准许收入、准入收益依赖于对监管期内投资、电量的预测，当实际情况与预测存在偏差时，通过平衡账户进行调节，不频繁调整输配电价水平。
五是研究建立常态化监管办法。电网企业建立健全输配电成本归集体系，准确记录和合理归集输配电成本费用数据，做好电网规划、投资、财务、人员管理方式与输配电价机制的衔接。建立电网经营企业和电价信息定期报告制度，按月、按年报送输配电价执行情况和企业经营情况信息。国家发展改革委根据对上述信息的监测监管，建立健全常态化的监管办法，着力构建科学、规范、透明的输配电价监管长效机制。
问：输配电价改革下一步将如何推进？
答：我们将在输配电价改革试点的基础上，认真总结经验，不断把改革向纵深推进。首先，进一步扩大试点范围。近期，我委已印发通知，将北京、天津、冀南、冀北、山西、陕西、江西、湖南、四川、重庆、广东、广西等12个省级电网，以及国家电力体制改革综合试点省份的电网和华北区域电网列入2016年试点范围。也就是说，一半以上的省级电网都要开展输配电价改革试点，并力争2017年将输配电价改革试点覆盖全部省级电网。其次，研究解决输配电价改革中的重大问题。通过课题研究、借助外脑等多种形式，对输配电价改革中遇到的重大问题开展研究。包括如何控制电网企业过度投资问题，一些偏远省份输配电成本高而电价承受能力低的问题，输配电价监管过程中信息不对称问题，如何将输配电价分摊到不同电价等级、不同用户的问题，妥善处理对居民、农业用电的交叉补贴问题，等等。第三，研究制定输配电价定价规则。通过去年深圳和6个省级电网的试点，再加上今年12个省级电网、1个区域电网的试点，我们将有更加丰富的经验，在广泛听取各方意见的基础上，研究制定科学、规范、透明的输配电价定价规则，最大程度通过规则进行监管，让定价权力在阳光下运行。第四，不断提升输配电价监管能力。利用现代信息技术手段，收集、整理、分析电网企业投资、电量、财务等数据，借鉴其他市场经济国家电价监管机构的经验，加强国际交流合作和人员培训，积极稳妥推进成本信息公开，实现更加精细、透明的监管，努力做到管细、管好、管到位。
输配电价改革完成的地方，还将结合电力体制改革特别是电力市场建设进程，推动电力市场化交易，完善市场交易规则，逐步扩大市场形成电价的范围，“电力市场建设到哪里、电价就放开到哪里”，使电力交易价格更加灵敏地反映发电成本和电力市场供求变化。
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