摘要:輸配電網具有典型的自然壟斷特性，價格須在政府規制下確定。我國的輸配電價改革，應引入先進的規制方法，按經營主體、電網層級和功能重構輸配電價格體系，在回報率規制框架內引入激勵機制，建立合理的省級共用網絡輸配電價格結構。構建完整的規制制度和組織體系，包括建立電網企業規制會計準則，建立成本信息定期報送和動態監測機制，設立職能完備、力量充足的規制機構，完善週期性價格核定程序，提高消費者參與能力。完善相關配套措施，同步建立規範的銷售側價格形成機制，推進電網規劃與項目審批制度及考核機制和薪酬制度改革。
我國電力行業的“廠、網分開”始於2003年，但電網公司的輸配電業務成本和價格卻一直未單獨核定，其收入主要來自購電和售電的價差(簡稱“購、銷差”)，這既不利於約束其成本支出，也無法為電力的市場化交易提供“運輸”等方面的價格信號。為此，本文以現代規制經濟學理論為指導，借鑑發達市場經濟國家的成熟經驗，對我國輸配電價格核定的規則、方法和相關配套制度展開較為系統的研究，以促進我國輸配電價改革沿著科學的道路順利推進。
一、輸配電價格規制的現代理念與國際實踐
“政府定價”在我國被歸入“行政審批”範疇。而在發達市場經濟國家，“政府定價”被稱為價格規制(Regulation)，也有學者譯為價格監管或價格管制，是政府重要的經濟職能之一，也是規制經濟學（規制經濟學是產業經濟學的重要分支。法國著名經濟學家讓˙梯若爾主要因其對新規制經濟學的貢獻而獲得2014年諾貝爾經濟學獎。)的主要研究對象。本文研究的輸配電價格新機制，在發達市場經濟國家已形成較為成熟的規則和體系。
（一）價格規制的內涵
(二)輸配電價格規制的基本原則
1.促進電網企業可持續且有效率運營。電力需求的重要特點是具有連續性，在電能未實現大規模儲存以前，電力供給也必須保持連續性，因此，電網企業必須保持與提供不間斷服務相匹配的財務能力，否則短期內能夠降低電價，但長期將導致電網設施投資不足，造成服務數量的減少和質量下降，最終損害消費者利益。因此，價格規制必須使電網企業能收回成本並獲得適當回報，但只有在有效率投資和運行前提下發生的合理成本，才能計入價格，否則會導致消費者為不合理的高成本付費。
2.在電網用戶間公平分攤成本。電網用戶包括髮電廠和終端消費者，後者又分為工業用戶、商業用戶、居民用戶等。電網用戶接入電網的地點、容量及之後的用電特性，是影響電網成本的主要因素。而不同電網用戶對電網成本造成的影響不同。如果向所有用戶收取統一價格，不僅會造成不公平負擔，還會導致資源配置低效，最終提高整體成本。因此，規制機構在確定電網企業可持續且有效率運營的總資金需求後，還需在用戶間公平分攤成本，進而確定各類用戶的輸配電價。
3.簡單透明，便於用戶理解和執行。電網直接服務於“千家萬戶”，按上述原則確定用戶輸配電價，還需考慮執行成本，不能過於複雜。同時，要確保過程和結果透明，否則將大幅提高計量、結算成本及因用戶不理解而可能導致的爭端解決成本。
4.兼顧其他社會和政策目標。
這些相關政策目標包括:保證偏遠貧困地區及低收入人群以可承受的價格獲得基本電力服務、節能減排等。
（三）輸配電價格規制的基本模式
價格規制模式指控制被規制企業的總成本或平均價格的方式。價格過高會侵犯消費者利益，而價格過低會導致長期供給不足。所以，價格水平無論過高還是過低，都不利於保護消費者利益，價格規制必須平衡消費者與被規制企業的利益關係。20世紀80年代前，各國普遍採用“回報率規制”模式。進入80年代後，激勵性規制理論迅速發展，以英國為代表的一些國家將這些理論應用於輸配電價格規制。目前，各國輸配電規制實踐的基本框架是回報率規制和上限規制，並結合使用標尺競爭、收入或利潤分享、固定利潤(浮動利潤率)、菜單組合等補充機制。如，美國、印度、俄羅斯等國家和地區實行回報率規制;英國、奧地利、丹麥、德國、挪威、西班牙、瑞典、愛爾蘭、荷蘭、澳大利亞、菲律賓實行上限規制;葡萄牙、芬蘭、意大利對運行成本實行上限規制，對投資成本仍實行回報率規制。
1.回報率規制模式。基本模型為:准許收入=運行維護費+折舊費+加權平均資本成本(包括權益和債務資本)×管制資產基數+稅收
理論上回報率規制以限制企業的利潤率為目標，價格隨實際成本變動及時調整，因而不能激勵企業提高效率。而在實踐中，價格調整週期一般至少為1年1次(美國一些州的價格調整週期為2～5年)，在下一次價格調整前，企業如能降低成本，實際利潤率將高於准許利潤率，客觀上能降低企業管理層的“道德風險”，具有一定的激勵作用。此外，規制機構制定了詳細的成本信息上報和審查規則，要求企業在提交調價申請時詳細說明理由並提交相關證明材料。在核定成本和確定價格時引入利益相關方參與機制，形成與企業的制衡關係，目的也是降低信息不對稱和“逆向選擇”的影響。
2.上限制規制模式。分為價格上限和收入上限兩類。以價格上限為例，基本模型為:
某年最高價格=上一年最高價格×(1+通貨膨脹率－效率因子)
該規制模型的核心是:在約定期間內(通常3～5年，有的甚至8年)，只要不突破向消費者收取費用的限定標準(包括達到規定的效率提升要求)，因成本降低所得部分收益歸企業所有，以激勵被管制企業提高效率、降低成本，進而降低下一個規制週期的起始成本，實現價格的有效控制。
在發達國家輸配電價格規制實踐中，價格或收入的上限值並非簡單地按ＲPI－X(零售價格和效率因子)調整，仍須以經審查的會計成本和合理回報率為基礎。如，澳大利亞電力法規定，為確定企業的收入或價格上限，規制機構必須預測其收入需求，以能使企業收回有效運行發生的成本(運行維護費、折舊費、融資費和稅收)並提供資本回報。因此，上限制模式對成本信息的要求與回報率規制並無本質區別，仍需引入利益相關者參與機制，目的仍是降低信息不對稱，儘可能減少給予企業的“信息租”。
表1實踐中輸配電價格規制的基本模式
圖1實踐中輸配電價格規制基本模式的對比
(四)輸配電分類用戶價格的確定
規制機構按上述價格規制模型控制電網企業在每個週期各年的平均價格或整體收入後，還需確定各類用戶應分攤的成本以及付費的形式和標準(電價表)，基本原則是“公平分攤”“便於執行”“兼顧社會公平”和“節能減排”。
1.成本分攤的基本方法。第一種是平均成本法(也稱“郵票法”)。它基於自上而下的成本分攤理念，將總成本平均分攤到單位電量或容量，也可考慮區域、電壓等級等差異。該方法能實現收支平衡，簡單、透明、穩定，便於用戶理解和執行，但不能提供較精確的位置信號。第二種是邊際成本法(也稱“節點法”)。它基於自下而上的成本分攤理念，以各用戶需求變動導致的系統成本變化作為分攤依據，根據用戶對網絡的使用程度或投資責任，界定其應分攤的成本。該方法能提供較精確的位置信號，但計算複雜，且因電網規模效應顯著，邊際成本低於長期平均成本，按邊際成本分攤無法實現收支平衡。
實踐中輸電和配電成本分攤因側重目標不同，方法也有一定差異性。輸電網絡涉及較大範圍的資源配置，成本分攤更加重視位置信號。配電網絡覆蓋的地理範圍相對較小，但直接連接終端用戶，成本分攤更重視簡單易行和降低執行成本。輸電成本分攤一般採用平均成本法(分電壓等級或用戶類別)或“邊際成本法+平均成本法”。如，歐洲大部分國家(英國、瑞典、挪威、愛爾蘭、羅馬尼亞除外)、新西蘭、新加坡、俄羅斯及美國的加州、德州、新英格蘭採用平均成本法;英國、挪威、瑞典、愛爾蘭、阿根廷、智利、巴西、澳大利亞、韓國採用邊際成本法，並結合使用平均成本法彌補收支不平衡。配電成本分攤一般採用平均成本法(分電壓等級或用戶類別)。少數國家如瑞典和芬蘭，採用“平均成本法+邊際成本法”，以更好地反映用戶在配網中的位置差異。
2.各類用戶價格結構的設計(即電價表)。電網的用戶既包括終端用戶，也包括髮電用戶。終端用戶和發電用戶均需支付接入費，即接入電網時發生的專用設備成本。除接入費以外的共用網絡成本按上述方法分攤到各類用戶。在採用邊際成本法分攤成本的國家，發電廠也需承擔部分共用成本，通常採取按容量付費的形式。終端用戶分為工業用戶、商業用戶、居民用戶等，一定規模以上的工業和商業用戶執行兩部制電價，按容量和用電量付費，其中容量電費收取的目的是收回因這些用戶而發生的固定成本;其他用戶執行單一電量價格(按用電量)或加上月固定費，月固定費用於收回電錶及安裝、計量和賬單等與用電量無關的固定支出。
(五)輸配電價格規制的制度保障
定價(包括規制模式和具體定價方法)是輸配電價格規制的核心，但並非全部內容。要形成科學合理的價格，還需系統性配套制度提供保障。
1.明晰的規則體系。在市場經濟中，產品和服務價格的水平不僅影響被規制企業與消費者間的利益關係，也因此影響買賣雙方的行為，進而影響資源配置效率。因此，價格規制必須依“規”而為。這裡的“規”包括兩個層次:第一層次指相關法律明確規制機構的職責、機構設置及決策須遵循的程序等;第二層次指具體的價格規制原則、方法及適用於具體規制對象的會計準則等。
2.合理的機構設置。規制機構是公用事業規制的主體，其設置需考慮組織形式與獨立程度、職能配置、人員數量及構成等因素。
在組織形式與獨立程度方面。按照與政府部委的隸屬關係和獨立程度，國外輸配電價格規制機構可分為三類:一是部委內設機構。目前在日本、古巴和阿根廷等少數國家，仍由部委的內設部門直接規制相關行業，即所謂“政、監合一”。這類部門既不是獨立法人，也沒有獨立決策權，在法律上不需承擔責任。二是半獨立機構。這類機構根據法律規定具有獨立決策權，但由於在機構設置上屬於部委下設機構，或機構負責人由部長任命或提名產生，因此實際不能做到完全獨立於部委。三是獨立規制機構。這類規制機構在法律上為獨立法人，且與政府部委沒有隸屬關係，負責人的產生與政府部委無關，在法律規定範圍內有獨立決策權，直接對國會或總統負責。儘管這類規制機構獨立於政府，但政府通過立法在規制中發揮重要作用。
在規制職能配置方面。價格規制是經濟性規制的核心內容，與質量規制、准入退出規制、投資規制密不可分，因此，大部分國家由統一的規制機構負責。對於中央與地方的縱向配置，英國等國實行垂直規制模式，同一規制機構負責中央和地方層面的規制;美國、澳大利亞、加拿大等國實行中央與地方分層規制模式，跨區的規制事務由國家規制機構負責，而區域內的價格規制由地方規制機構負責。
在規制機構人員數量及構成方面。價格規制涉及經濟、財務、技術、法律等多個專業領域，為履行規制職能，就要求規制機構有相應數量的專家。規制機構需要處理大量的日常規制事務，這就要求配備相應數量的工作人員。
3.專用的規制會計制度。鑑於成本信息在價格規制中的重要性，目前大部分國家的規制機構建立了專門的適應電網價格規制需要的會計制度。如，英國電力規制機構在實行激勵性規制的初期，由於沒有充分理解統一規制成本的基礎性意義，在運行和投資成本方面存在嚴重信息不對稱，使企業利用其信息優勢獲得高額利潤，因此，英國規制機構從2004年開始建立了更為詳細的標準化定價成本會計和報表系統。美國是實行回報率規制歷史最悠久的國家之一，部分州早在20世紀40年代就建立了專門的電力行業成本規制制度，目前聯邦能源規制委員會制定了統一的規制系統。澳大利亞、加拿大、菲律賓等國家和地區也均建立了規制會計制度。
規制會計制度的核心是規制會計準則。準則內容主要包括成本分類規則及具體的歸集口徑和要求，基本原則是反映生產過程的特點和成本發生的原因、用途。規制會計準則以通用會計準則為基礎，當發生衝突時，以規制會計準則為準。規制會計準則與通用會計準則的不同之處在於，前者服務於價格規制，其中的定價成本是企業與提供受規制服務相關，且必須經規制機構允許通過價格收回的成本;後者的對象是企業實際發生的全部成本，以合法性審查和防止企業偷稅漏稅為目的。
表2英國第5個配電價格控制週期(2010～2015年，DPCR5)過程
5.動態成本監測和定期評估。在兩次週期性價格核定期間(如5年)，為更好地滿足相關利益方的需求，規制機構通常持續跟蹤監測企業的成本和績效表現。如，英國的規制機構每年發佈企業提交信息格式的規定，要求企業按要求提交年度報告並向相關利益方公佈，各方就相關內容和形式進行討論，在必要時修改和完善相關政策。對於企業提交的年度成本報告，規制機構組織專家進行評估，根據評估結果形成年度成本評估報告，並在官方網站公開。由於有完備的成本報表系統及相關信息支持，並採用定量化的成本比較模型，規制機構、消費者能全面掌握企業成本信息，有利於約束企業成本，併為週期性價格制定提供基礎。
二、我國輸配電價格改革的基本思路
(一)按經營主體、電網層級和功能重構輸、配電價格體系
1.按電網層級或經營主體，將輸配電價格分為跨區跨省輸電價格、省級電網服務價格、獨立配電網服務價格。目前，國家電網公司和南方電網公司的總部和各省公司均為獨立法人，各自提供的產品也有明確分界。如，跨區跨省特高壓線路、西電東送線路、跨省共用網絡由總部經營，省內輸、配電服務由各省公司提供。因此，價格應分別設置。在此輪電改中成立的獨立配電區，未來將逐步增多，其提供的配電產品價格也屬於政府規制範圍，也需反映在重構後的輸配電價格體系中。
2.省級電網服務價格區分輸電和配電兩類。輸電和配電價格分別是電力批發市場和零售市場的“過網費”，必須單獨定價，才能適應電力市場化改革的需要。因為我國省級電網企業向“大用戶直接交易”“新增獨立配電網”提供的過網服務都是輸電服務，其收取的費用仍採用“輸配電價”概念，容易引發歧義。此外，各省電網雖然主要由省級電網企業統一運營，但輸電和配電有明確的功能區分，且各配網的投資、運營已分開核算和考核，部分地市和縣電網仍保留獨立子公司。因此，應在省級電網中明確區分輸電與配電價格。可按功能和電壓等級劃分輸電和配電服務，省級電網中連接各地市配網的主網架為輸電網絡，其餘為配電網絡。
表3重構後的輸配電價格體系
3.輸(配)電價格應由輸(配)電接入價和輸(配)電共用網絡價格構成。用戶接入系統時產生的一次性費用，有明確的受益對象，應通過輸電接入價、配電接入價收回。接入價的收取對象不僅包括髮電廠，還包括終端用戶。共用網絡成本應由所有用戶共同負擔，可分別通過輸電共用網絡價格(簡稱輸電價)和配電共用網絡價格(簡稱配電價)收回。同時，在發達市場經濟國家，接入價分為淺度和深度兩種:淺度接入價只收取直接連接設備費用，其餘接入成本通過共用網絡輸電價格收回;深度接入價除收取直接連接設備費用外，還收取部分或全部因接入而導致的系統成本。考慮到後者計算複雜，易引發爭議，且執行成本較高，我國現階段可實行淺度接入價制度。
(二)構建規範的省級共用網絡輸配電價規制模型
現階段，受諸多條件限制，“上限制”在我國較難推行。因為“上限制”雖然激勵程度和效率高於回報率規制，但對規制經驗和能力、基礎數據等方面要求更高，實施成本和風險也更高。此外，“上限制”需要設置較長的規制週期(一般5年左右)才會產生預期的激勵作用，而未來5年我國國民經濟走勢和國企改革、電力體制改革走向及進程均具有不確定性。此外，我國CPI等相關物價指數與電網企業成本相關性不明顯，相關定價參數很難確定，不僅談判成本過高，而且可能導致誤差過大。
1.我國可試行的准許收入(平均價格)管制模型框架。(見表4)
表4我國輸配電准許收入(或平均價格)的管制模型框架
為此，須對項目投資成本實施全過程監控。企業在提交計劃投資成本時，為通過成本—收益測試，可能降低投資預算，實際工程造價可能大幅超出預算。因此，電價主管部門須對項目投資成本進行跟蹤監控，要求企業定期提交項目進度和已發生的成本;對大型項目須在項目竣工後對投資成本進行審慎性評估，企業需要證明投資項目確實用於提供服務，並提交詳細的實際投資成本報告，解釋實際投資與計劃投資的差異及原因，否則超支部分不予計入下一週期價格，而全部由電網企業承擔。
2.在回報率規制模型的基礎上可引入一定激勵因素。儘管我國近期仍應試行回報率管制模型，但可將較多的激勵因素引入其中:一是引入“加權平均資本成本(WACC)”，以激勵電網公司提高融資效率、降低融資成本。二是規制週期可由傳統回報率管制的一年延長至三年。期間的新增修理費、材料費與新增固定資產掛鉤且設定上限，以促使電網企業為獲得降成本所產生的收益而提高運行維護效率。三是週期內各年核定價格不隨實際成本變化調整。回報率規制中設定的准許回報率，並非保證回報率，企業實際利潤率高低取決於其成本降低的幅度，直至下一次價格調整，因而也能起到一定激勵作用，並且調整週期越長，激勵作用越大。四是建立特殊成本單獨處理機制。對一些特殊的不可預測的政策性成本，由電網企業單獨記錄，在下一週期調整價格時予以補償。五是實際收入與准許收入的偏差不予調整。准許收入是定價的目標收入，當實際電量與預測電量產生偏差時，實際收入將相應偏離准許收入。預測電量和負荷增長是確定投資計劃的重要依據，為防止電網企業誇大預測電量進而誇大預測投資，實際收入與准許收入的偏差應不予調整。六是引入投資成本信息激勵機制。為約束電網企業虛報投資、誇大成本，激勵其提高投資預測的準確度，可考慮引入信息激勵機制。企業實際投資與預測投資的差別越小，如果在5%以內，企業可獲獎勵，通過提高下一週期准許收益率一定百分比實現。反之，如果誤差超過5%，須相應扣減准許收益率，且誤差越高，扣減幅度越大。
(三)建立基於成本的省級共用網絡輸配電終端用戶價格結構
由於不同類終端用戶之間因用電特性和接入的電壓等級不同，對電網的成本耗費也不同，所以合理的價格結構應反映這些成本差異，以促進“路網”合理佈局、建設和使用。建立與分類用戶成本相適應的價格結構，要基於用戶的消費特性，公平分攤和反映成本。電網大部分成本為固定成本，且主要取決於高峰負荷需求。目前，已試點的地區輸配電共用網絡成本分攤以用電量為基礎，不僅計算複雜，而且不能反映成本特性。建議按以下思路進行設計:
1．簡化電壓等級，調整用戶分類。目前，輸配電價按電網實際電壓等級分類，包括500千伏、220千伏、110千伏、35千伏、10千伏、1千伏及以下。為降低測算工作量和執行成本，一些用戶數量較少的電壓等級可以合併，如500千伏和220千伏、35千伏和10千伏。目前，用戶分類包括大工業用戶、一般工商業用戶、居民用戶和農業生產用戶，但一般工商業中的工業和商業用戶的負荷特性差別較大，也應分為兩個類別。
2．基於高峰負荷責任分攤輸配電成本。高峰負荷是影響電網成本最主要的因素，國外大都以此為依據分攤成本。我國大部分地區智能電錶覆蓋率已達90%以上，基本具備了按高峰負荷分攤成本的條件。可先統計月最高負荷及對應小時各電壓等級負荷、各類用戶負荷，所得各類數據再分別取12個月平均值或3個高峰月平均值。智能電錶覆蓋率較低地區，可用安裝容量代替高峰負荷。
3．堅持並完善兩部制電價制度。目前，我國只有大工業用戶執行兩部制電價，且幾十年未做調整，實際執行中爭議較大。接下來的改革應從以下三方面推進:一是將目前大工業用戶電價中的“基本電費”正式更名為“容量電價”，這可避免歧義且便於執行。二是將兩部制價格實施範圍擴大到一般工商業用戶，一定容量以上的工商業用戶必須執行兩部制電價。三是將容量電價分為合同容量和非合同容量兩部分，且合同容量價格低於非合同容量價格。合同容量為電力用戶和電網企業約定的容量，如果實際容量高於合同容量，高出部分執行非合同容量價格。
4．儘快取消交叉補貼。工商電價對居民和農業電價的交叉補貼效率較低，不僅增加了工商企業的電費負擔，還造成對中高收入家庭的補貼，扭曲了“過網費”信號，影響電力市場公平競爭，應儘快取消。此外，不同地區之間的電價交叉補貼也應加快改革進程。相關配套措施如下:
首先，完善居民階梯電價政策，取消對中高收入群體的電價補貼。我國居民階梯電價已全面實施，該政策的目標是在保持居民電價整體水平與用電成本相符的同時，通過居民內部交叉補貼，保障基本用電需求。但第一檔覆蓋範圍達90%～95%，第三檔電價也未達到居民合理電價水平，因而仍需工商業電價進行交叉補貼。應以保障居民家庭基本用電需求為原則，大幅降低第一檔電量覆蓋人群比例，相應擴大第二檔電量覆蓋人群比例;第一檔電價維持不變或降低，第二檔電價按居民平均成本定價，通過第三檔電價對第一檔電價進行交叉補貼。在用戶間交叉補貼取消前，也需測算並公佈交叉補貼標準，為電力交易提供公平透明的“過網費”。根據居民生活、農業生產的實際電價與合理電價的差額，計算需要補貼的交叉補貼總額，進而計算出其他用戶單位電量需承擔的交叉補貼標準(據估算約為0.07元/千瓦時)。工商業用戶輸配電價由合理輸配電價和應承擔的交叉補貼加價構成，所有工商業用戶執行統一的交叉補貼加價標準。
其次，省級電網企業之間“東西幫扶”形成的“援助資產”，按無償捐贈方式處理。不同省份之間的電價交叉補貼，很大一部分來自國家電網公司內部東部電網援建西部電網形成的資產，資產產權屬於援助省。按照省級電網輸配電價改革試點方案，產權和用途必須一致才可納入輸配電價，因此，援建資產無法納入援助省電價。可考慮由援助省將這些資產無償捐贈給被援助省，但不計提折舊和收益。這既有利於理順援助省電價，也有利於降低對被援助省電價的影響。
（四）建立電網企業規制會計準則
在輸配電價格規制中，成本規制是約束壟斷性企業成本支出及制定合理的分類用戶價格的基礎。而通用的會計準則不能滿足價格規制對成本信息的要求，因此，發達市場經濟國家如美國、英國、澳大利亞等及一些發展中國家如菲律賓、巴西等，均分別對電力、天然氣、供水等受規制行業建立了規制會計準則。（以英國為例，在最初引入“上限制”規制時，由於沒有充分理解統一規制會計準則的意義，英國規制機構在運行和投資成本方面存在嚴重信息不對稱，使企業利用其信息優勢獲得了高額利潤。因此，英國規制機構從2004年開始建立更為詳細的輸電和配電企業規制會計準則。）我國已進入中上等收入國家行列，對自然壟斷企業成本的分類、核算，卻仍沿襲按企業通用財務準則分類及核算的落後辦法，導致對被管制企業成本的監審十分困難。已出臺的定價成本監審辦法，也因沒有行業規制會計準則為依據，作用空間有限。要使我國輸配電價格改革達到預期目標，最重要的基礎條件就是建立電網企業規制會計準則。該規制會計準則應包括以下三方面內容:一是明確規制會計準則的法律效力。規制會計準則是價格規制的一部分，必須由價格主管部門制定。當規制會計準則與通用會計準則規定不一致時，須以規制會計準則為準，電網企業必須按規制會計準則要求歸集成本信息。二是對電網企業各項業務實行財務分離。即跨區、跨省業務以及省內輸電、配電、售電業務的成本分別統計，從而為制定各類輸配電價格標準提供基礎。三是基於用途和功能對固定資產和運行維護費進行分類，以反映成本發生的原因和用途，為判斷成本發生的合理性提供基礎。同時，詳盡規定每一成本科目的內涵、外延及歸集、核算要求。
(五)建立成本信息定期報送和動態監測機制
定價成本定期報送、評估和公開是核定價格的重要制度保障，（如，美國聯邦能源管制委員會規定，全國規模以上電力企業每個季度、每年必須提交管制會計報告。該管制會計報告中的報表及科目設置，從價格規制的需要出發自成一套體系，由66個表格構成，每一個表格還有進一步的詳細分類，便於規制機構瞭解企業的成本及其他相關信息。）但目前我國尚未作出相應規定和安排。已試點地區暫定輸配電價格核定週期為3年，以歷史和預測數據為基礎。然而，企業實際投資、運行成本、售電量等可能會偏離核價參數，這將直接影響下一週期的價格水平。為降低信息不對稱程度，在規制週期內，價格主管部門需對企業投資、成本、運行等相關影響價格的信息進行全方位的動態監測和評估，並組織發佈年度評估報告，以強化對電網企業的成本約束。
首先，制定電網企業定期提交信息的統一模板。對影響輸配電價格核定的關鍵參數(投資計劃完成情況、新增固定資產、職工薪酬、借款情況、關聯交易情況等)，要求企業定期提交支出進度、預期年度支出及其與核價數據的偏差，從而加強對企業成本的動態監測。以對價格水平影響最大的投資成本為例，“規模以上工程投資計劃及完成進度表”提交的週期為季度、半年、年度，內容至少應包括:工程名稱、工程描述(共用網絡投資、接入系統等)、工程類型(新建、更新、改造等)、開工日期、計劃竣工日期、完成狀態、投資預算、本年投資計劃、本報告期完成投資、本年累計完成投資、本年預計後期投資、本年預計/實際投資、本年預計/實際投資與投資計劃的偏差、本年投資計劃與預計/實際投資偏差原因、工程累計完成投資進度。同時，各級電網企業有大量附屬企業，關聯交易數量龐大，直接關係到能否控制電價的整體水平。“全資、控股等關聯企業及關聯交易概況”提交的週期為一年一次，內容至少應包括:關聯企業名稱、關聯企業概況(關聯企業類型、主營業務、股權比例)、關聯交易總量及規模以上關聯交易明細(交易內容、時間、數量、金額)。
其次，組織專業機構對電網企業提交的數據進行年度評估，併發布年度成本評估報告，內容包括電網企業是否按要求歸集和提交數據、實際成本與核價時預測成本的偏差以及偏差發生的原因等，其中一些商業敏感信息經規制機構同意，可不予公佈，但須在評估報告中說明理由。
(六)設立職能完備、力量充足的規制機構
在發達市場經濟國家，輸配電行業的價格、成本、投資、質量、准入等經濟性規制職能大多集中於同一機構。這是因為，儘管價格規制是經濟性規制的核心內容，但價格的核定必須以成本為基礎，而投資決定了絕大部分成本，而且企業也可能通過降低質量來降低成本。而在我國，這些職能分散於多個政府部門:物價部門核定價格，能源主管部門核定投資，能源監管部門監管質量，電網企業的薪酬標準及考核由國資委負責，但各部門之間協調不足。此外，電網企業價格、投資管制在我國被認為是“計劃經濟的尾巴”，且近年機構改革中人員編制不斷被壓縮，相關人員對必備的知識技能掌握有限。可見，政府規制職能分散和力量不足，是造成我國電網企業成本和整體價格水平難以有效控制的重要原因。為此建議:
1.對相關政府職能進行整合，設立職能完備的規制機構。關於中央政府規制機構的設立，主要有兩個方案可供選擇:一是成立若干個分行業的專業性管制機構(如電力監管委員會、電訊監管委員會、鐵路運輸監管委員會等)。這類似於目前美、英等國的設置方式，其優點是有利於管理知識專業化和管理層集中精力，使監管更為精細。二是成立綜合性規制機構，內設能源、交通、電訊、文教與醫療、政府規費等職能部門。其優點在於:有利於規制資源共享，降低規制成本;各行業規制間的協調性較好;能更好地保持與被規制行業間的獨立性。該機構可借鑑德國等國模式(經濟部下設綜合性規制機構)，由相關部委代管，如目前國家發改委代管國家糧食局的形式。由於三個關鍵的經濟規制職能中的兩項(價格規制、投資規制)以及能源行業質量規制職能目前都由國家發改委執行，因而對於後種設置方式，內部部門間職能整合難度可能較小。關於地方規制機構的設立，應以省、市物價局(發改委)與省、市建設部門的市政管理機構的整合為基礎，組建綜合性省級規制機構，並在各地市設立垂直分支機構。
2.充實規制機構人員力量並加強專業化培訓。配備足夠數量的規制人員，專業構成應覆蓋規制經濟學家、財務專家、工程師、法律專家等。可探索市場化聘任機制，吸引熟悉被規制行業的業內人員進入規制機構。增加規制機構人員編制和經費預算，為聘請國內外專業機構有效參與決策提供經費支持。加強規制業務培訓及與國外規制機構和國際組織的交流，提高規制人員素質。
(七)建立規範透明、公眾有效參與的規制程序
輸配電價格的制定和調整，直接關係電網公司與用戶及各利益相關方的經濟利益關係。為有效平衡各方利益關係，公眾的有效參與非常必要。目前，我國電網企業組織程度高、談判能力強、參與程度高，而消費者既缺乏有效參與的途徑，也因過於缺乏組織性而不具備參與能力。為此，應完善週期性核定價格程序，並有效組織消費者，使之參與週期性價格制定(調整)過程，以提高輸配電定價的公開、透明程度。
1.完善週期性核定價格程序。可將此程序分為以下三個階段:
第一階段:規制機構啟動週期性核價程序，徵求意見後形成正式方案。在下一核價週期開始一年前，規制機構發佈下一週期核價方案，通過網站等途徑公開徵求意見，並形成正式方案，內容包括控制價格整體水平的模型、核定准許收入各項參數的詳細方法及在用戶間分攤成本的方法。
第二階段:電網企業按相關要求提交數據和證明材料，並承擔“舉證責任”。要求電網企業在規定時間內，按調價方案規定的原則和方法，提交預測成本數據、未來3年各年的准許收入需求和平均價格水平，並提交支持預測成本和每一項定價參數的證明和支持材料，（如，美國加州SCE公司為支持其在價格案件中提出的調價申請，提交了數千頁的證明和支持文件。）即由電網企業承擔“舉證責任”，而不是目前由價格部門去尋找“核減成本”的依據，這不僅工作量大，而且效果差，部分電網企業甚至不配合提供數據。
第三階段:規制機構組織評估和審查，結合相關利益方建議作出最終決定。規制機構組織專業機構對電網企業提交的方案和證明材料進行評估，其他利益相關方也可聘請專業機構對關鍵參數提出意見和建議。規制機構綜合其聘請的專業機構的結論和其他利益相關方提出的意見，作出最終決定。根據國外經驗，通常電網企業提交的方案與最終批准方案會有較大差異。這一過程藉助各方力量，提高了與電網企業制衡的能力。
2.提高消費者的組織程度和參與能力。上述程序的設置使消費者具備了參與決策的條件，然而電價規制涉及電力技術、經濟、會計、法律等多個專業，相對於經營者，消費者始終處於弱勢地位，如果消費者沒有組織起來，力量對比就更為懸殊。因此，可在規制機構內部設立專門的消費者保護部門，在經濟、財務、技術、法律等專業方面給予消費者幫助，使消費者能有效參與相關決策。此外，應有計劃地鼓勵各行業協會作為消費者一方參與決策，以提高消費者與被管制企業談判的能力。
(八)其他相關配套措施
1.同步建立規範的銷售側電價形成機制。目錄電價指非市場化終端用戶從電網企業購電的價格，我國尚未建立明確的定調價機制。省級電網輸配電價核定後，為保障核定價格的執行並建立合理的銷售電價機制，需同步建立目錄電價定調價機制，即各類用戶終端電價由電網企業平均購電價格、該類用戶輸配電價、基金和附加構成，並隨平均購電價格、輸配電價變化定期調整，調整週期初期可暫定為1年。
2.推進電網規劃與項目審批制度改革。在未來電量增長預期下降的背景下，電網投資增幅卻居高不下，這是導致整體價格水平難控的最主要原因。國外電網項目的規劃、投資以成本—收益分析為基礎，在核定價格時還會對投資項目逐一進行經濟測試，如果未能通過測試，則不允許計入價格。我國目前相關職能分散於多個部門，約束電網有效投資，需價格、能源、投資主管部門加強協調與配合。
首先，建立政府主導下的電網規劃多方參與體制。能源主管部門應切實擔負制定電網規劃職責，改變目前由電網企業主導規劃的局面。制定科學合理的電網規劃，需要掌握電網運行信息，最有優勢的機構是電網內部的調度部門，這也是電網企業能主導規劃的主要原因之一。而調度是電力系統的公共部門，在電力市場化改革的國家，或成立獨立系統運行機構，負責規劃和調度，或仍內設於輸電公司，但輸電公司在產權上獨立於其他環節。我國電網企業輸、配、售高度一體化，此次電力體制改革中，調度職能仍未剝離。為保證電網規劃的科學合理，同時促進電力市場化改革順利推進，最理想的方案是在下一步改革中剝離電網的調度職能，設立非贏利的獨立系統運行機構，由其組織市場成員共同形成規劃。在此之前，應由能源主管部門加強對規劃的主導，形成公開透明的規劃制定程序，充分徵求利益相關方意見，並充分考慮規劃對未來電價的影響。
其次，項目審批應基於“成本—收益”分析。項目投資成本最終需計入電價，由電力用戶承擔，因而判斷該投資必要性的最重要標準應是經濟性。為此，對於一定規模以上的項目，應要求電網企業在提交立項申請時附加詳細的成本—收益分析報告，須能證明該項目的必要性且預期收益高於成本。在此基礎上，能源主管部門還應組織專家或獨立機構(包括技術、價格和財務專家)對該項目做成本—收益關係評估。最後，公益性投資應由財政支持並須保證效率。“農網改造”的目的是擴大電力服務範圍，屬於公益性投資，應由中央財政予以支持。“東西幫扶”等由發達地區支援不發達地區的電網投資，也應視為“轉移支付”，不應要求投資回報。此外，公益性投資金也應保證投資效率，加強成本—收益分析。如，一些偏遠地區人口稀少，長距離架設線路成本過高，不宜由電網供電，而應與“新能源扶貧”統籌安排，支持建設小型風電、光伏等新能源項目，必要時還可配套安裝小型儲能裝置。
楊娟，國家發展和改革委員會市場與價格研究所副研究員;
劉樹傑，國家發展和改革委員會市場與價格研究所研究員。
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