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。

　　监管模式缺乏激励机制，难以适应新型电力系统高质量发展要求

　　现行输配电价监管机制在线损管理、供电可靠性、客户服务水平和可再生能源消纳等方面缺乏激励机制。目前我国电网的建设目标逐步向供电可靠、客户满意和促进可再生能源消纳等高质量发展目标迈进，而我国现行的输配电价监管机制缺乏相应的激励机制，难以激励、引导电网企业保障电网运行安全、提高电网运行效率、提高客户服务满意度和促进可再生能源消纳，难以适应我国新型电力系统建设和电网、电价体系高质量发展的要求。

　　现行电网新增投资和运行维护费核定机制约束强而缺乏节约分享、奖励机制，难以引导电网企业优化投资和运行，不利于电网企业可持续发展和新型电力系统建设。随着新型电力系统建设速度加快，“重约束、轻激励”的现行机制一方面可能难以适应新时期的电网发展需要，另一方面不利于引导电网优化投资运行，提高效率。

　　成本费用界定方式亟待优化，现行方式不利于支撑新型电力系统可持续发展

　　成本费用的核定规则以历史为基础，对成本节约激励不足。在核定成本费用的过程中，本监管周期材料修理费通常按照上一周期核定结果加新增资产原值和2.5%上限与实际发生数孰低确定;新增的其他运维费率按照上一监管周期的70%核定。上述定价机制不仅无法有效激励节约成本，反而可能造成浪费，即历史成本发生越少的单位，新监管周期的准许运维成本越低、实际经营中相关资金越不足。反之，历史成本发生越多的单位，未来经营相关资金越宽松。所以，现行监审办法缺乏科学、客观、规范的成本费用合理性判别标准。

　　电网企业输配电资产的实际折旧率高于定价折旧率，使得实际年折旧费与定价折旧费用存在较大差异，造成两种折旧年限差异对应的折旧费无法回收和有效资产减少。在电网企业实际经营过程中，存在由于输配电网运营相关固定资产实际折旧年限低于成本监审规定的定价折旧年限，导致部分资产账面显示已计提完折旧，但从定价角度并未完成折旧计提现象的出现。如按照报表数据进行监审，则会出现两种折旧年限差异对应的折旧费无法回收和有效资产减少两个问题，相关机制亟待完善。

　　输配电价监管机制调整建议

　　目前我国第三监管周期输配电价定价已经全面开展，为推动新型电力系统有效建设和新时期电网企业高质量发展，输配电价监管机制也应在总结前期经验和问题的基础上，通过机制创新等手段，优化输配电价监管模式和定价机制。

　　引入“激励约束相容”的监管机制