随着我国建设新型电力系统等战略目标的提出，电网企业的投资和运营模式将面临深刻的发展变革，国家能源政策目标逐渐向低碳转型调整，我国现行的、基于成本的监管机制将逐渐难以适应新时期电力行业的高质量发展要求，亟待结合我国新时期的能源政策优化调整。

　　新型电力系统建设对于我国电网运行和投资的影响

　　为容纳新能源电源的大规模接入，新型电力系统建设将显著增加电网投资需求。首先，新能源电源的大规模接入势必带来大量的电源配套送出工程投资需求;其次，为缓解新能源出力对电力系统运行安全和稳定的影响，电网企业需加大对数字电网、智能电网的投入力度;第三，储能和分布式电源的接入将在一定程度上改变输配电网各电压等级容量资源的利用率，影响各电压等级的电网投资规模。最后，鉴于新能源电源有效发电容量偏低的特点，大规模新能源的接入可能加剧远距离送电的共用输配电网络容量资源在系统高峰负荷时段的紧张程度，使得电网扩容投资的时序发生变化，提高输配电系统未来容量投资的现值。值得注意的是，新型电力系统建设背景下的电网投资更多受到新能源电源接入数量、保障新能源大规模接入条件下电网安全稳定运行和促进新能源电源消纳等驱动因素影响，难以与终端电力用户的用电负荷和用电量简单挂钩。

　　电网运维方式发生变化，运维成本将增加。随着新型电力系统的建设和发展，电力电子装置、大规模储能装置等新型电力设备将获得广泛应用，电网对柔性可控和安全稳定的要求越来越高，为保障电网的可靠运行，势必会增加电网的运行和维护的成本。并且，由于新能源地理广泛分布特征，风电、太阳能远离负荷中心，将增加远距离输电网成本和系统损耗。

　　高比例可再生能源接入国家的输配电价监管实践及启示

　　从国际实践来看，英国和澳大利亚等高比例新能源接入国家在输配电价定价监管机制的研究和应用上有着较为丰富的经验，各国均根据其电力体制、电力行业的发展乃至能源政策的变化不断优化、完善其输配电价监管机制。

　　建立“激励约束相容”的监管机制。英国和澳大利亚的输配电价监管由传统的基于成本的监管逐渐向“激励约束相容”的激励性监管转变。其一是建立了基于新能源发展、供电可靠性和客户满意度等的多目标激励机制，以电网企业可控、可量化、可审计、可比较的主要指标为基础，衡量电网企业的相关表现，以经济奖励和声誉奖励的方式激励电网企业;其二则是建立了投资、运维支出偏差共享/共担机制，即当电网企业实际发生的投资与计划存在偏差时，根据偏差的性质，由电网企业和终端用户共同分享/承担相关收益和成本，激励电网企业合理控制支出。

　　监管周期随政策变化不断优化调整。监管周期的设定是监管机制设计中的重要部分之一。周期设计得过短，既会给能源价格主管部门造成较大的工作压力，也会为电网企业带来更多政策的不确定性，不利于电网企业从更长远的角度制定工作计划;周期过长，则会使得监管机制难以灵活地适应能源政策的变化，造成监管目标和能源政策难以匹配。因此，监管周期的设置应适应电网发展情况和国家能源政策的变化。从国际实践来看，英国曾经将输、配电价监管周期从5年延长为8年，但随着欧盟低碳转型目标的提出，电网发展重新面临不确定性，英国适时缩短了输配电价监管周期，以适应能源政策的频繁调整。

　　对成本的认定更加全面、科学、合理。英国、澳大利亚等国家在低碳转型过程中，逐步建立了基于“自上而下”的总支出分析和“自下而上”的作业成本分析的输配电成本分析方法。其中，“自上而下”指从宏观出发，综合电网运营的年用电量、负荷、供电可靠性、服务用户总数等因素，开展历史趋势分析、公司间成本对比分析等，并运用校正最小二乘法(COLs)等先进模型开展测算，审定在特定的产出目标下，其发生的投资运维成本总额的合理性;“自下而上”则是从微观出发，采用作业成本法等对分类成本的合理性进行认定，例如英国将输配电成本分为直接/非直接运行支出、负荷/非负荷资本支出等，根据各层级分类特性，开展分类标杆分析、单位产出成本分析等，认定分类成本的发生的合理性。

　　有效资产的核定机制更加健全。有效资产的核定主要包括核定范围、价值认定以及投资转资三方面。在核定范围方面，有效资产一般包括固定资产净值、无形资产净值、营运资本等，包括美国德州和日本等部分国家及地区将在建工程也纳入输配电定价有效资产中。在价值认定方面，国际上存在账面价值法和重估成本法两种方法。其中，账面价值法可通过财务报告中获取，获取便捷且易于审核，但可能会存在数据获取较难或不充分、通货膨胀或技术进步低估资产的实际价值的问题;重估成本法的优点是能够有效衡量资产的公允价值，但缺点是需要专家判断并花费较为昂贵的信息收集费用。投资转资方面，澳大利亚监管机构对于投资计划的全额投资认定为有效资产，而英国则根据预设转资率将总成本支出的一部分转化为有效资产，鼓励电网企业合理控制投资规模。

　　准许收益率根据市场及行业的公允水平确定。从国际实践来看，输配电价定价准许收益率的确定一般基于较为科学的方法和公允的利率基准。例如在权益资本收益率选择方面，英国、澳大利亚等国家均应用资本资产定价模型(CAPM)进行参数选择。其中，英国对无风险收益率主要采用指数型金边债券(Index-Linked Gilts，ILGs)收益率，而澳大利亚则以10年期联邦政府债券日均收益率。债务资本收益率方面，澳大利亚根据澳洲央行公布的数据，以10年期、BBB信用评级的非金融公司债收益率预估的往绩平均值计算每一年的债务回报率;而英国则按照iBoxx债券指数的10年移动平均值确定债务资本收益率。

　　我国现行输配电价监管机制存在的问题

　　能源监管机构的监管能力存在不足，各部门职能缺乏协同，难以促进新型电力系统高效建设

　　能源监管机构监管能力的不足主要体现在人员数量和技术力量不足两个方面。在人员数量方面，目前承担输配电价监管工作的国家发改委和地方物价部门的相关职能部门，人员数量存在不足，且相关工作人员可能同时承担其他价格管理工作，在新型电力系统加速建设、电网投资规模不断扩大的情况下，现有的监管人员数量难以实现高效监管的要求;在技术力量方面，考虑到输配电价定价监审工作涉及专业范围广、技术性强，仅依靠会计师事务所等财会技术力量难以满足输配电定价成本监审的要求，加之新型电力系统建设使得输配电价定价成本监审中成本费用合理性的评估难度增大，需要同时具备电力系统专业和财会专业知识的相关人才，而目前的监管的技术能力无法达到此条件。

　　能源管理机构各部门职能缺乏协同，主要体现在电网投资管理权限与定价权限不匹配。根据《中央定价目录》的相关规定，省及省以上电网的输配电价定价权限在国务院价格主管部门，而根据《政府核准的投资项目目录》规定，不涉及跨境、跨省区输电的±500千伏及以上直流项目和500千伏、750千伏和1000千伏交流项目等由省政府能源主管核准，其他由地方政府按照相关规划核准。在投资和定价权限不匹配、能源管理机构各部门职能缺乏协同的情况下，各省在投资时难以综合平衡电网投资的经济效益和社会承受力，可能出现投资后成本难以疏导，或电价空间利用不充分造成投资不足等一系列问题。在新型电力系统建设不断深化的现阶段，新能源电源的大规模接入将带来较大的电网投资需求，因投资和定价管理权限不匹配造成电网投资低效或成本疏导困难的问题将日趋明显。