输配电价核定、成本监审政策和具体配套措施中尚存在着一定的问题和不足，需要随着改革的不断深化而进行解决相应的矛盾。
自2015年电力体制改革中发9号文件颁布以来，全国深化电力体制改革全面推进，各项工作均取得阶段性成果。中发9号文件配套文件《关于推进输配电价改革的实施意见》进一步明确了要核定、发布和执行独立的输配电价，这对加强输配电业务监管以及转变电网企业经营模式、推动电力市场交易具有重大意义。
2018年8月，由中国电力企业联合会牵头，联合电网企业、发电企业共同组成调研课题组，对输配电价核准、发布、执行情况进行了深入调研，并撰写了《输配电价改革情况调研报告》。
课题组组长、中电联行业发展与环境资源部副主任薛静认为，首轮省级电网输配电价已核定公布，区域电网定价在省级电网输配电价核定基础上作了进一步明确，专项输电线路工程定价办法对价格计算方法和价格形式作了规定，地方电网和增量配电网的定价办法、调整机制和结算制度也有了具体要求。至此，基本建立了涵盖省级电网、区域电网、跨区跨省专项工程、地方和增量配电网的输配电价体系以及对其各环节实施成本监审机制，从无到有实现了前所未有的突破，为电力市场建设奠定了坚实的基础，并向实体经济释放了改革红利。
同时，薛静也指出，在输配电价核定、成本监审政策和具体配套措施中尚存在着一定的问题和不足，需要随着改革的不断深化，逐步改变交叉补贴的方式、厘清普遍服务政企职责、降低政府基金及附加比重、加强对转供电环节的监管，并统筹考虑输配电价核价细则，在保障电网企业合理收益的同时，完善电网企业考核制度，疏解监管与考核间的矛盾。
输配电价改革过程中存在的主要问题
隐形交叉补贴存在，工商企业电价虚高
首轮输配电价核定，并没有明确各地交叉补贴规模和处理方式，不同用户间、不同地区间的电价交叉补贴仍然在扭曲着电价体系、抑制资源配置的效率，对居民和农业的交叉暗补现象在严重侵蚀工商企业的合理利润，提高工商企业市场竞争能力的空间受限。
长期存在的隐形交叉补贴规模较大，导致工商企业电价虚高，且挤占了工商业电价进一步下降空间。多年来，随着煤电联动、环保电价、可再生能源电价附加等政策出台，全国工商业电价历经多次调整，价格水平逐渐提高。2015年以来，国家实施供给侧结构性改革的一些列举措，适当降低了工商业度电交叉补贴水平。但是从全社会用电量构成看，工商业用电比重逐年在下降，居民用电量比例在持续上升。居民用电量比例提高说明需要交叉补贴的电量规模在逐渐增大，也就意味着用电量比例逐步下降的工商业用户承担着电量比重越来越高的农业和居民用户电价交叉补贴，挤占了进一步降低工商业电价的空间。
2017年，全国工商业用户补贴居民农业的政策性交叉补贴规模约2700亿元，居民和农业享受电价交叉补贴平均约每千瓦时27分，工商业承担电价交叉补贴平均约每千瓦时7.4分。其中：国家电网区域的工商业电量约29500亿千瓦时，承担电价交叉补贴平均约0.075元/千瓦时，交叉补贴规模为2200亿元；南方电网区域的工商业电量约6590亿千瓦时，承担电价交叉补贴平均约0.067元/千瓦时，交叉补贴规模为440亿元。尽管工商业电价近两年有所下降，但随着居民、农业用电占比逐年提高，交叉补贴总规模没有下降，甚至在逐年提高。
此外，在补贴规模日益增加的环境下，自发自用自备电厂的供电用户因为历史原因尚没有承担交叉补贴责任，进一步加大了公共电网供电的工商业用户交叉补贴负担。国家政策对于自发自用自备电厂供电用户承担社会责任一直有明确的规定，但由于缺乏具体执行细则和监管手段，在中央利益与地方利益协调不够情况下，自发自用自备电厂供电用户的社会责任承担问题仍无法具体落实。
现行居民阶梯电价制度对于缓解交叉补贴压力收效甚微，且没有完全体现出公平负担的原则。2006年以来，全国连续12年没有提高居民、农业用电价格。2012年以后推行的居民阶梯电价政策，不仅有引导社会各界节能的意义，从本意上也有缓解部分交叉补贴压力的初衷。但从目前的阶梯电价结构设置来看，第一、二档的电量覆盖面基本超过了90%，各阶梯的电价设置区分度不高，阶梯电价发挥缓解补贴作用相当有限。
现行三档阶梯电价机制下，由于第一、二档电量水平设置的较高，使得大部分高收入人群基本落在前两个档次上，享受着第一、二档次有交叉补贴的较低电价优惠。另外，由于各档次电价差不是很大，造成了“用的电越多，享受的工商业补贴越多”。
由于现行阶梯电价的设置问题，工商业承担补贴的一部分流向了高收入人群，从而没有达到缓解交叉补贴压力的初衷，既没有体现公平负担的原则，也没有合理体现电能资源的价值，不利于节约资源和环境保护。
政府对电力市场的过多干预，不利于还原电力的商品属性。各国在社会经济不同发展阶段对电力产品及其服务的商品属性还是公共产品属性或者两者兼之的选择运用，是针对经济发展、社会效益、民众福利的综合考量后确定的，不同发展阶段可能选择不同。2002年以来，全国电力供应由短缺转为基本满足并实现略为富余的格局，“政企分开、厂网分开”也已完成，政府和企业的组织界面已基本清晰。若政府仍抓着投资审批和产品定价等关键经营要素不放，仍然将电价作为宏观调控、转移支付和推行产业政策的工具，电力产品的属性则徘徊于商品和准公共品之间，扭曲的价格无法提供有效的经济信号，无法实现对电力投资、建设以及消费市场引导，政府也不免会陷入交叉补贴的迷局，难以公正抉择交叉补贴的解决方案，供给侧改革红利难以更大规模地释放。
长远来看，应逐步减少政府对电力市场的过度干预，推动电价体系透明化，使输配电价真实反映成本结构特征，即逐步走向高电压等级低电价、低电压等级高电价的国际惯例，逐步剥离工商业电价中隐形的交叉补贴项目，独立并公开明确居民电价补贴项目，改隐形暗补为明补，并通过逐步提高居民价格、完善阶梯电价机制，逐步减量并最后取消对居民电价的补贴，真实、透明地反映供电成本，从而进一步发挥价格信号的作用，实现价格对电力投资、建设以及消费市场的正确引导。
普遍服务投入需求巨大，传统模式难以长期维持
随着电力市场化改革的深入推进，电力普遍服务承担主体和资金来源不明确的问题逐渐显现，亟需通过改革建立以电力普遍服务基金为核心的补偿机制，明确普遍服务承担主体和资金来源，妥善处理交叉补贴问题，确保电力普遍服务需求得以满足，助力电力体制改革顺利推进。
电力普遍服务主体责任亟待从法律层面进行明确。在政企不分、厂网不分的时期，政府通过电力企业履行其普遍服务的职责。但是随着电力体制改革的深化，政企分开后，电力企业作为市场主体的发展目标与普遍服务的基本原则存在一定的冲突，故对于履行电力普遍服务的主体责任亟待明确。
从《中华人民共和国电力法》第八条、第十二条可以看出，政府实际上是实施电力普遍服务的责任主体，政府在电力普遍服务中要体现出主导、组织和推动的作用。电力企业在政府的引导和监管下对普遍服务的对象提供相应的用电服务，所以电力企业是电力普遍服务的实施主体。
当前时期，若依然政企职能不分，既不符合改革的大势，也不符合社会主义市场经济建设的实际需要。企业是市场运行的直接参与者，政府的电力普遍服务法律义务虽然必须通过国有电力企业的具体市场行为来实现，但政府责任不能由国有企业全力承担，企业所担当的还应当是具体的市场经营责任和有限度的公益性法律责任。换言之，电力企业作为市场经营主体，通常有意愿在电力设施建设成本低、人口密集的经济发达地区和城市地区投资，但对于偏远地区，追求经济效益的目标与普遍服务的需求不相适应。
为使普遍服务能够顺利实施，保障普遍服务受体的权利，国家有必要出面实施干预，通过明确普遍服务主体责任、建立普遍服务机制、出台补贴措施等方式保障普遍服务目标实现。
地区经济发展不平衡，资金问题掣肘中西部偏远地区长期可持续发展。2002年电力体制改革以来，电力普遍服务资金主要通过交叉补贴来解决。一方面是工商业用户补贴农业、居民用户，另一方面是不同经营区域的电力企业之间的补贴，如城市补贴农村、东部省份补贴西部省份、同一个省份内赢利地区补贴亏损地区等。
多年来，在不同经营地区间的交叉补贴模式下，电网企业作为统筹协调交叉补贴资金的平台，通过现金捐赠或代建专项输变电工程等形式实现东部地区电网企业对西部省份电网企业进行援助。输配电价改革后，各省级电网被作为独立核价主体进行输配电价核定，电网资产权属范围、成本和收益水平都受到严格监管，这种传统的“东西帮扶”模式将难以为继。
长远来看，地区间发展不平衡的事实客观存在，供电偏远地区确实面临投资规模大、运维成本高、电费回收难的问题。在输配电价改革现状下，若不通过“东西帮扶”等措施，且没有专门保障中西部发展的普遍服务基金，仅靠中西部地区自身谋求发展，无形中将对偏远地区的投资能力造成巨大压力。同时，在现行输配电价核定机制下，当地电网企业的巨额投资都将计入电网输配成本，将进一步拉高中西部地区输配电价水平，对当地以及下游电力用户用电造成更大负担。
基金附加水平仍较高，转供电经营行为亟待规范
在目前电价的基础上，政府出台并由电网企业代征了7项（其中2项2017年已取消）政府性基金及附加，分别为重大水利工程建设基金、大中型水库库区移民后期扶持资金、小型水库库区移民后期扶持资金、农网还贷资金、可再生能源电价附加、城市公用事业附加费（已于2017年4月起取消）、工业企业结构调整专项资金（已于2017年7月起取消）。
以国家电网公司2017年的电价数据为例，平均销售电价（含基金与附加）为653.9元/千千瓦时，政府基金与附加为33.6元/千千瓦时，政府基金与附加占比为5.14%。
从目前情况看，主要存在两类问题。一是各地区的电价基金附加征收标准差异性较大，管理模式也存在较大自主性，导致各地输配电价的基金附加水平差异很大，不利于形成各地反映电力成本和供求关系的合理价格，阻碍电力市场跨区、跨省交易，不利于电力资源的优化配置。二是在国家取消了部分基金及附加之后，部分产业园区、商业综合体等转供电经营者，并未及时贯彻国家降价措施，甚至存在在国家规定销售电价之外乱加价行为，以至于部分电力用户并未切实享受到国家降低工商业电价的红利，国家对于转供电环节应加强监管，避免形成价格传导的灰色地带。
首轮电价核定尚存不足，需要增加调整机制
输配电价改革试点地区暂定输配电价格核定周期为3年，核定参数以历史和预测数据为基础。现阶段，影响经济阶段性增长因素比较复杂、改革措施存在不确定性，输配电价核定也应统筹考虑各类变化因素，增加灵活的调整机制。
电价平衡账户未实体化运作。2014年，在深圳的输配电价改革试点办法中，首次提出了建立平衡账户概念。平衡账户是为满足电力市场建设需要，保持销售电价相对稳定，妥善处理电力产业链各类企业与电力用户利益关系而设立的账户。电网企业输配电实际收入与准许收入之间的差额，通过平衡账户进行调节，多出部分进入平衡账户，不足部分由平衡账户弥补。可见，设立输配电价平衡账户可以稳定电价，保证电网企业投资成本的合理回收。其一，当输配电价核定初期确定的电量增长与周期内实际不符，需要增加（减少）输配电投资等一些不确定事件发生时，实际收入和准许收入的缺口可以由平衡账户进行弥补；其二，平衡账户作为“蓄水池”和“调节器”，还可以起到稳定销售电价的作用，是保障“准许成本加合理收益”输配电价机制落实的重要保证。
但是，现有平衡账户并未实际起到预期“蓄水池”和“调节器”的作用，一方面，各地电网投资的成本归集标准不一，差距较大，当周期内电力实际增速与预期不符时，增加（减少）的电网投资成本如何规范化传导到销售电价或者通过蓄水池调节的实施细则缺位；另一方面，当出现平衡账户持续亏空时缺乏相应的管理办法，无法实现资金的自我平衡。
新增政策性资产的计提问题存在争议。为了解决电力发展不平衡、不充分问题，电网企业按照国家部署加大配网、农网建设投资，这部分投资很大程度上属于社会福利性投资，并不能带来与投资匹配的电量增长，同时还挤占了监管周期内电网企业的投资空间。另外，随着能源绿色转型发展需要，新增“煤改电配套投资”、“电动汽车发展配套投资”、“清洁能源接入投资”以及其他政策性配套投资等。根据规定，当电网企业实际投资额低于规划投资额时，对差额投资对应的准许收入的70%予以扣减，反之，差额投资对应的准许收入不再上调。若新增的政策性投资不能全额及时纳入当期可计提收益的有效资产，及时调整电网企业准许总收入和输配电价，这将持续推高电网资产负债率，带来沉重的财务成本，严重影响电力可持续发展能力。
两部制输配电价制度亟待完善。面对新能源上网电量逐年增加、季节性电量波动较大，电力市场交易规模逐步扩大，电力现货和辅助服务产品将陆续入市交易等新趋势，为了保障电力系统安全稳定运行、电网企业的运维能力，进一步挖掘输电线路容量空间潜力，扩大清洁能源季节性、日内的消纳规模，与电力市场交易品种不断丰富的规则相结合，有必要进一步扩大包括跨区、跨省和省内的两部制电价覆盖范围，并根据现实情况逐步完善两部制电价的相关机制。
监管与考核目标不统一，电网企业处境尴尬
输配电价改革以后，政府逐步建立了以电网有效资产为基础，以“准许成本加上合理收益”为主要原则，对输配电的收入、成本、价格进行全范围直接监管的新模式，并形成了“事前核定电价、事中监管投资、事后成本监审”的闭环监管体系。
在接受政府电价监管的同时，作为国有大型企业，电网企业经营又受到国务院国资委对盈利能力、资产质量、债务风险和经营增长的明确考核要求。国资委对电网企业的绩效考核内容与建立输配电价核定的新机制、新要求并不完全一致，导致各目标难以协调统一，例如输配电价规制的准许回报率与国资委考核的利润率、资产收益率等指标并不一致。
针对输配电价改革的有关政策建议
改交叉补贴暗补为明补，逐步解决电价交叉补贴问题
当前，电价矛盾突出表现为工商业电价水平虚高，而居民电价大幅低于供电成本。随着电力体制改革逐步深入以及降低工商业电价目标的提出，交叉补贴的有效评估与合理优化已经成为推进电力体制改革的必要条件以及进一步创造经济增长新动能的关键问题。
适时推出针对“妥善处理交叉补贴问题”的顶层设计文件。交叉补贴问题由来已久且极为复杂，妥善处理交叉补贴、理顺电价机制绝非一朝一夕能够完成，建议以输配电价改革为契机，改隐形暗补为明补，并逐步减量、取消工商业对居民补贴为改革发展方向，提出分阶段解决电价交叉补贴的指导意见和时间表，从顶层设计上加以规范和细化，各地方政府再根据自身禀赋条件做出具体安排。
短期内，建议在现有补贴规模不扩大的基础上，理清交叉补贴总水平并改为明补的补贴路径；从中期看，要建立妥善处理交叉补贴的长效机制，建立明补基金或税制，进一步完善居民阶梯电价制度；从长期看，逐步减量、取消工商业对居民电价补贴，逐步建立按用户用电负荷率定价的机制。
完善居民阶梯电价制度，积极减少交叉补贴。在我国，既要实现居民整体电价水平与合理的供电成本相符，又要解决贫困人群用电的补贴问题，就需要合理的设计每一档的用电量门槛，最大程度避免将低收入居民排除在补贴范围之外，或者将高收入居民纳入补贴之内的设计误差。三档阶梯电价的设置应体现出基本用电、合理用电和奢侈用电的差别，充分发挥价格信号的作用，通过低电价补贴低收入人群，同时让高收入人群以反映合理供电成本的价格消费电力，实现补偿成本与公平负担相结合。
居民用电价格总体上要逐步反映供电成本，同时兼顾不同收入居民的承受能力，用电少的居民少负担，用电多的居民多负担。现阶段，建议适当降低第一档电量的门槛，并适当提高第二档阶梯的价格，使第二档、第三档电价能够合理反映供电成本，在保障大多数居民基础用电的基础上，使电价逐步反映电力资源的合理价值，引导居民节约用电，切实减少工商业交叉补贴的负担。
加强监管，督导各利益主体承担相应的电价交叉补贴责任。从实际国情考虑，我国还需要在一定时期内保留一部分电价交叉补贴，短期内并不具备完全取消的条件。现阶段，建议国家加强监管，稳定电价交叉补贴来源，避免交叉补贴产生较大缺口。此外，还应督导各利益主体承担相应的电价交叉补贴责任。一是地方电网、增量配电网与省级电网具有平等的市场地位，配电网企业应按照相同的原则和标准承担政策性交叉补贴和政府性基金及附加；二是自发自用自备电厂供电的用户，要公平承担社会责任，特别是燃煤自备电厂，须按照当地现行交叉补贴标准缴纳交叉补贴加价。
理清普遍服务政企责任，建立普遍服务长效机制
发达国家实现电力普遍服务一般有三种方式，一是通过交叉补贴方式解决，通常在一体化或自然垄断企业内部实现；二是通过发展分布式可再生能源来解决偏远地区无电户用电问题；三是建立以电力普遍服务基金为核心的电力普遍服务补偿机制。结合我国电力改革与发展的实际，建议建立电力普遍服务基金，保障电力普遍服务的顺利实施。
完善普遍服务法律机制，理清政企责任。目前，我国仍未建立完备的电力普遍服务补偿机制，电力普遍服务的概念仍不统一，普遍服务的责任主体、实施主体不清，服务内容和方式等制度规定仍然缺失。建议在法律层面明确提出建立电力普遍服务补偿机制，设立电力普遍服务基金。出台电力普遍服务相关配套文件，明确电力普遍服务的内涵、服务对象、服务标准、服务范围，明晰普遍服务的责任主体、实施主体及权责义务，制定电力普遍服务规划、目标和实现方式。出台电力普遍服务基金管理办法，建立电力普遍服务基金管理机构，细化招标办法，明确监管主体、监管内容、监管标准，规定奖惩措施。
建立电力普遍服务长效机制，保障中西部地区长期稳定发展。从国际做法看，电力普遍服务基金的资金来源主要有两类，一是电价附加，即从终端用电用户的电价中收取电价附加，构成普遍服务基金；二是借助财政拨款或从各电力企业的营业收入中按一定比例提取，以作为普遍服务基金。
从我国国情出发，短期内建议仍然通过电网企业内部“东西帮扶”的方式来支援中西部偏远地区电网建设，考虑当前电网企业开展内部帮扶时存在的实际问题，建议价格主管部门在核定输配电价时，允许将帮扶成本计入帮扶省份准许总收入、通过帮扶省份输配电价予以回收，同时，建议财税主管部门对帮扶资金在省级电网之间流出、流入时免征所得税，提高内部帮扶效率。
长期来看，建议建立国家层面的电力普遍服务基金，打造科学合理的电力普遍服务的长效机制，针对电价承受能力较差的中西部偏远地区给予税收优惠和运营补贴，并对服务标准、资金来源和成本补偿机制进行明确。
降低政府基金及附加比重，加强对转供电环节监管
电力作为商品本应该执行市场交易规则，不应承担商品之外的特殊功能，电价中的基金附加是因不同阶段的特殊需求制定出台的，随着电力市场化改革推进，这些特殊政策应当逐步取消或合理归位，还原电力的商品属性。
此外，转供电经营者本质上仍然属于供电环节，本身并无定价权，应严格执行国家制定的价格政策、传导国家的调价措施并接受国家监管，做好供电“最后一公里”服务。建议国家针对转供电环节出台明确的措施办法，加强对转供电经营行为的规范和监管，进一步明确转供电经营者电费收取方式，要求按公平、公开的原则向所有用户合理分摊电费。避免在电价传导的最后一公里产生灰色地带，影响国家各类调价政策的顺畅传导。
在改革的初期阶段，应切实做好电价核定与电网投资、电量增长、降低电价水平等问题的有效衔接，针对存在问题灵活施策、及时调整，保证电网企业合理的收益水平，确保电力系统长期稳定可靠运行。
尽快建立平衡账户的具体管理细则及实施细则。输配电价平衡账户设立目标是保障电网企业利润处于合理、稳定水平，既避免电网企业凭借垄断地位获得超额垄断利润，又不至于导致电网企业发生政策性亏损，保障改革稳步推进。根据试点经验，建议将平衡账户设定在电网企业，由政府价格部门监督和调整使用。平衡账户调整机制触发比例可根据各省市实际情况设定为6%至10%，最大限度减少调价的频次，符合核价周期中的各方预期。平衡账户调整周期可设定为一年，与会计核算周期相一致，有利于各方稳定经营。
对于计划外的新增政策性投资提出明确解决方案。针对电网作为实际出资方（归属权属于电网企业）的政策性有效资产，应将其纳入输配电价核定的合理成本，并予以计提收益。
跨省跨区输电线路输配电价建议采用两部制电价形式。电量电费反映输电服务的成本，容量电费反映可靠供电、事故备用等安全服务的成本。此外，尽快将两部制价格实施范围扩大到一般工商业用户，一定容量以上的工商业用户尽快执行两部制电价，促进工商业用电合理反映供电成本。
完善电网企业考核制度，疏解监管与考核间矛盾
目前，国务院国资委对电网企业考核是按照商业二类企业标准进行的，针对新型监管模式和传统绩效考核体系之间的矛盾，建议尽快完善和创新对电网企业的绩效考核机制，调整经营指标在考核中所占的权重，使电网企业回归专注于提供输配电服务的功能定位，调整电网企业的经营考核方向。
突出电网公益属性。在输配电价改革背景下，激励性管制的概念将逐步引入，而激励考核指标以投资精准度、用户满意度以及供电可靠性等指标为准。因此应进一步在考核体系中体现相关监管指标，体现电网公益性的特点，理顺自身发展与指标考核之间的关系。
突出发展质量指标。电网作为基础产业，发展要有前瞻性、宏观性、策略性。我国电力消费水平相对于发达国家还偏低，未来电网发展建设的任务还很繁重，电网的发展指标更能体现电网企业持续经营的需要，更能体现企业作为社会运行一份子应承担的角色和责任，也更能体现政府对企业的定位。建议在电网企业考核指标中突出发展质量指标的权重，强调企业的科学可持续发展。
完善绩效考核体系。目前，国资委对电网企业的考核指标以财务指标为主，主要涉及资产、负债、所有者权益、收入、费用、利润等会计要素，建议加强相关指标关系的研究，做好指标之间的协调工作，基于监管体系，调整考核指标体系。
