text: 电网定价（二）：厘清电网成本
  电价改革是电力体制改革的核心。“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。”2016年3月，国家发改委价格司负责人就输配电价改革试点工作答记者问时如此表述。在经济学原理中，价格本质上由供求关系决定，但这并不适用于计划和市场双轨约束、民生保障与经济发展多重目标追求下的电力市场价格，中国特色的电价改革注定是“摸着石头过河”。即便有双轨制的现实需求，中国仍不断探索增强市场在资源优化配置中作用的可能路径——这也是多年坚持电力体制改革的政策初衷。2002年国务院发布《电力体制改革方案》（5号文），提出“厂网分开、主辅分离、输配分开”的改革目标，启动了第一轮以市场化为导向的电改。这一轮改革仅迈出了“厂网分开”第一步，国家电力公司拆分成国家电网公司、南方电网公司，发电资产则划拨给五大发电集团，其他环节改革几乎停滞。13年后的2015年，中共中央、国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（9号文），拉开第二轮电改序幕，“管住中间、放开两头”成为主导思想，电价改革成为关键内容，包括理顺电价形成机制、单独核定输配电价。新一轮电改提出以“准许成本+合理收益”原则核定电网“过网费”，试图改变过去电网统购统销的盈利模式。而这首先需要厘清电网的成本问题。“确定电网成本现在没人做，电网公司的成本结构根本不适用于监管，成本里什么都有，这是制度问题。”国家发改委宏观经济研究院研究员刘树杰曾在2012年召开的电改十周年座谈会上直言。电网因其规模效应和网络经济特征，决定了具有自然垄断特性。9号文提出的输配电价核定，就是想在界定电网成本的基础上，约束定价和过度投资、提升运营效率等，并保证外部非歧视性地进入和使用电网。输配电价的真实性不仅关系到市场环境的公平，也关系到全社会的运行成本，所有电价最终是由消费者埋单。长期以来，电网公司在阻隔供需双方直接交易中“吃差价”，电量规模攸关利润。而在国民经济发展和央企业绩考核“指挥棒”两大需求之下，电网公司对营收和利润规模有着内生的扩张冲动。截至2022年底，国家电网、南方电网的资产总额分别为4.9万亿元和1.14万亿元，均较2002年成立之初增长了近5倍。如此超大型电网，对监管挑战颇巨。“输配电价监审的一大难点，在于监管者和被监管者的信息不对称。”华北电力大学中国能源经济监管研究院能源网络价格研究中心主任陶文斌说，对监管者来讲，具体难点在于：第一，能否获取电网企业完整的成本信息？第二，信息颗粒度是否够细？第三，即便拿到相关信息，这一成本是否与被监管业务相关，是否合理？独立和透明的输配电价是电网开放的基础条件，而电网开放是市场主体竞争交易的前提。在9号文部署核定输配电价前，2014年开始，国家发改委在深圳、蒙西率先进行了输配电价改革试点；2015年试点扩围到湖北、安徽、云南、贵州、宁夏五省份；2016年又纳入北京、天津等12个省级电网；到2017年，全部省级电网均开启了输配电价改革，实现全国全覆盖，并先后于2017年、2020年完成了两个监管周期（2017—2019年、2020—2022年）的输配电价核定。输配电价监审为事前监管模式，在每一监管周期开始前核定。基本思路是：核定电网现有基期的资产、费用、收入、电量等定价参数；加上主管部门认定的监管周期内预测新增参数，形成准许成本、准许收益，继而确定准许收入；再把通过输配电价回收的准许收入除以省级电网输配电量，测算出省级电网平均输配电价。输配电价核算的关键是核定电网企业的准许收入，其中需要明确准许成本和准许收益。准许成本包括电网企业的折旧费和运行维护费；准许收益则是与输配电业务相关的资产乘以准许收益率。两轮输配电价监审下来，虽然数据来源基本是电网企业提供，但监管部门终究借此对电网运营建立了一套信息系统，为进一步细化成本结构奠定了数字化基础。不过，输配电定价成本监审需要基于大量详细的输配电资产财务数据和运行数据，因此在前两轮监管周期中，输配电价核定仍然不能避免与电网“购销价差”挂钩，基本是在“购销价差”基础上微调。陶文斌也表示，考虑到改革的平稳、渐进，以及价格的合理、有效，输配电价改革初期会以电网“购销价差”来修正核算的结果。需要长期阅读国内外知名新闻报纸和杂志期刊（如《华尔街日报》、《经济学人》、《金融时报》、《纽约时报》、《华盛顿邮报》、《巴伦周刊》和《财新周刊》、《哈佛商业评论》）的英文版PDF，私聊咨询以获取更为详细的信息。