记者：电价改革重在建机制，在输配电价改革中是如何考虑建机制的，目前有何进展？
答：建机制包括两个部分，一是2015年制定和发布的输配电价成本监审办法，另一个是省级电网输配电价定价办法，这是构成输配电价改革机制建立输配电价监管制度框架的主要内容。
成本监审办法主要是审核电网企业历史上发生的成本，明确哪些成本能进入准许成本的范围，哪些成本不能够回收。定价办法是在准许成本基础上，考虑未来的新增投资，明确哪些投资能进入准许成本，如何提取收益。对于权益资本回报率以及债务资本的回报率怎么定，政府投资、接收用户资方投资的收益率如何核定，定价办法通过比较统一规范的定价参数给予规定。
建立机制的目的是要实现最终的价格是通过定价机制算出来。对于价格水平，按照定价机制算出来是多少就是多少。有了这一机制，相关各方都能在机制的框架内讨论问题，规范公开透明的定价机制就是要减少相关方面的自由裁量权，减少对价格水平的博弈。电网也要按照相关的规定去做好自己的投资行为。
记者：输配电价改革的各方立场不一致，需要中央主管部门层面给予统一指导，然而省情差异较大，定价办法如何平衡这一问题？
答：定价办法对此有考虑，具体而言，定价办法中有些参数是有空间的，比如规定的权益资本回报率是十年国债利率加不超过4个百分点，这4个点是怎么考虑呢？因为东部地区和西部地区发展水平不一样，东部地区发展水平比较高，经济发达，电量规模比较大，承受能力也强一些，在这一区间内可以适当多加一些；西部地区经济相对落后，电量规模相对小，社会承受能力也弱一些，那就可能在这一给定的区间内加得少一点。也就是说，电网公司在西部少赚钱，在东部地区稍微多赚一点儿。要注意的是，即便如此，在东部多赚了一点，但可以通过更大规模电量来摊薄，电价未必高。这一参数是由省里面提出建议，中国这么大，各个省的情况不一样，不能设定我们全国就一个政策，所有省份都是一个回报率，那是不现实的，但也不是任意定，定价办法给定了一定的区间范围，必须在这一区间内。
记者：定价办法中很多条款体现了激励的原则，这是怎么考虑的？
答：所谓激励，就是要调动电网企业改进管理，提高效率，降低成本的积极性。毕竟政府主管部门和电网企业存在信息不对称，因此我们的原则是，凡是能从第三方验证的信息，就加强监管，建立严格的监管制度。如果外界无法观察验证，但与电网企业自身努力关系密切的信息，那么就设定一个激励机制，让电网企业主动降低成本。对于节约成本部分，我们设立分享机制。具体的做法是，设一个上限，最终结果比上限低的部分按一定比例归电网企业所有，另一部分用于降价，那么它就有动力去节约成本。比如，债务资本回报率有相关规定，比如国内五年贷款利率是4.9%，但是要是能借来2.5%的债，节约的利息部分一半留给电网，另外一半拿出来降价，那么这样电网就有积极性，消费者就得到好处了，不然它就没有动力去设法降低利率，然后全部利息算入价格。这只是第一周期的做法，我们先设一个比例参数，那么下一周期可能设得更科学，通过以后逐步的实践，让电网企业主动降低成本。
我们还设立了约束机制，假设这一周期内投资计划为100亿，实际只投资了70亿，那么扣减没投部分的准入收入。但是投资超过100亿，准许收入也不会增加。这将使得投资数据尽可能的精确。这样就通过激励和约束机制能够调动起来电网自己去降低成本的积极性。我再强调一点，有人说我们的定价模式是成本加成，会推高电网企业的成本，其实这并不准确，我们这个办法首先是准许成本加合理收入。只有经过审定可以进入成本的才能够算入准许成本，这样就一个很大的约束，而且还辅之前面所说的激励机制，调动企业降低成本的积极性。
记者：输配电价改革启动得早，推进也快，为何能以较快的节奏推进？
答：首先是，输配电价改革有良好的工作基础，从上一轮电改开始，我们就开始研究如何推进输配电价改革，对整个思路进行深入研究，也出台一些很好的方案。中发9号文发布前，我们已经在南方电网的深圳电网进行试点，这也是很好的试点基础，已经形成了比较好的共识。第二，输配电价改革在国外对电网企业监管已有比较成熟的模式。党的十八届三中全会明确要求将政府定价范围限定在网络型自然垄断环节，重要公益事业，重要公用服务。加强对网络型自然垄断的监管。在“管住中间，放在两头”中，得先管中间再放开两头，如果没有管住中间，放开两边就变得很困难，管住中间首先要核准独立的输配电价。
第三，输配电价改革在不同省份相对容易复制，虽然各省差别比较大，但是把准许成本加合理收益这个框架定了之后，各省相对容易操作。但是各省的确有很多不一样的地方，比如西部部分地区的政策性投资大，收益相对比较少。或者说，有些城市现在电量比较少，但增长空间不一样，针对这些不同情况，只需要在统一的改革思路、监管方法、标准框架的具体做法上有所微调即可。
第四，价格部门从上到下推进改革的决心和意愿还是比较强烈的，我们组织了很多培训班，与国内外专家学者和监管机构进行交流学习，提高了业务能力，增强了改革的信心，使得我们有能力把这个事情做好，这还是很重要，总的来说，就是天时地利人和。
记者：新增配电网改革是当前的热点，对于新增配电网，将如何定价，如何监管？
答：我们接下来的重点工作之一是指导地方核定地方电网和新增配电网配电价格。为有序向社会资本开放配售电业务，国家发展改革委已经发布了第一批105个新增配电网试点；四川、广西、云南等地还有一些地方小电网。明年，我们将参照省级电网输配电价定价办法，指导地方科学制定地方电网输配电价和新增配电网配电价格。
此前我们公开招标若干个课题研究项目，现在已经有课题取得初步的研究成果了，下一步可能会提出配电价格制定的意见，这一意见的框架也是按照准许成本加准许收益的模式。但是具体的操作方式可能有不同，我们不可能为105个新增配电网一一定价，我们可能区分不同类型确定标杆价格，或者在新增配电网公开选择业主时候进行公开招标定价，通过探索新的定价方式来提高配电网的效率。
记者：首个试点深圳的第一个监管周期运行情况如何？第二个周期将要面临和解决哪些新情况？
答：据我们了解，目前深圳试点首个监管周期的运行情况还是比较好的，整体而言很不错，平衡账户也在预期可接受范围内。
现在考虑的不仅仅是输配电价本身运行的情况，我们还要考虑完善对电网企业的监管办法，进一步加强对电网企业日常的监管，这是目前要探索的一大重点。对于第二周期，还要考虑深圳试点跟整个广东电网输配电价结合的问题。广东目前分为六个价区，目前需要综合考虑如何逐步来缩小价区之间交叉补贴，减少区域之间的差距。
对于未来，我们还提出，鼓励探索设立各种各样的套餐。电网企业的总收入核定后，将分到不同电压等级上，分到不同用户上，这里面可能会根据情况有差别，在进一步推动改革发展过程中，或许会出现我们电网企业可以根据不同情况制定更多的套餐性质的输配电价方案，给用户更多的选择权。
比如，英国政府给电网公司定了总收入，电网公司按照政府的办法算出他们的各种套餐方案，然后通过政府审批，引导用户用电行为。通过这种引导，尽大可能提高电网设置的利用率，提高效率，才能够达到全社会利益最大化。
记者：输配电价下一步有何计划？
答：目前，我们已经是实现了省级电网输配电价改革试点的全覆盖。近期即将公布第二批12个省级电网的输配电价，剩余14个省级电网输配电价成本监审的实地审核即将完成，并转入输配电价测算阶段，预计明年二季度将全部向社会公布。接下来，根据电力体制改革和价格机制改革的总体部署，我们还将开展以下工作：
第一，合理核定区域电网和跨省跨区电网输电价格。华北电网的成本监审工作已经完成，并对输配电价作了初步测算，明年将启动东北、西北、华中、华东等区域电网的输配电价核定；同时，还将合理制定和调整跨省跨区输电价格，促进跨省区电力交易的发展和西部可再生能源的消纳。
第二，研究建立常态化监管制度。我们已建立有关电网企业定期上报日常运行的数据信息，并将以相关信息为基础构建电价监管的数据库，定期对电网企业的投资、生产、运营数据进行核查，不断提高价格监管的科学性合理性。
第三，积极推动电力市场化交易。输配电价改革在“管住中间”建立了制度框架的基础上，也为“放开两头”、推进电力市场化交易提供了重要基础。我们将积极与有关部门一道，共同研究电力市场交易的规则、办法，共同推动建立统一开放、竞争有序的电力市场体系，不断扩大市场决定电力交易、电价的范围，构建主要由市场决定电力资源配置的体制机制。
记者：近日召开的中央经济工作会议再度提出降低用能成本。对此有何考虑和成效？
答：从发电环节来讲，通过市场化交易还是有一定空间的，再往下降难度比较大了，因为现在煤价已经回升了。电网输电监管，通过严格的成本监审，从电网来释放一部分改革红利这还是有可能的。还是一句话，降成本的目的要清晰，对于是高耗能、高排放企业的用电价格不能以此受惠，不应该给这些企业降成本。应该让高耗能、高排放企业制造业转移到那些成本比较低、污染比较少的地方，甚至到国外去也没有关系。
具体到降低电价成效，2015年以来，已累计降低用电成本1800亿元以上。
一是实施煤电联动机制，降低燃煤机组上网电价，相应降低工商业用电价格。煤电价格联动机制建立以来，由于电煤价格上涨，2004年一2011年曾连续7次上调燃煤机组上网电价，并相应提高工商业销售电价。2013年以来，电煤价格持续走低，已连续4次下调了上网电价，共下调每千瓦时7. 44分钱。其中，2015年4月20日和2016年1月1日，还相应下调了工商业销售电价和一般工商业销售电价，下调幅度分别为每千瓦时1. 8分钱和3分钱。两次调价共减少企业用电支出900亿左右。
二是通过输配电价改革严格成本监审，降低电网企业输配电费用。2015年，国家发展改革委在深圳、蒙西、湖北、安徽、宁夏、云南、贵州开展输配电价改革试点。通过成本监审，核减电网企业不相关资产、不合理成本后，综合考虑未来投资增长因素后，用于降低销售电价的部分约80亿元。目前，我委正在加快审核2016年第一批12个省级电网输配电价水平，从成本监审情况，电网历史成本被核减16. 3%。从输配电价测算情况看，除北京承担通州新城、大兴机场、冬奥会等任务，未来三年投资规模较大；天津、冀北也承担京津冀一体化建设任务且受经济结构调整影响售电量增速较低等因素，输配电价略有上涨的需求，大多数省级电网的输配电价均将有不同程度的降低，近期我们将陆续公布12个省级电网的输配电价。根据初步测算结果，预计还将较大幅度降低用电企业电费支出。
三是推动电力直接交易，降低大用户电力价格。输配电价改革的目的之一，就是通过制定独立输配电价，推动电力市场交易。
据测算，2015年全国电力直接交易4300亿千瓦时，按每千瓦时平均降低5分钱测算，减轻了用电成本215亿元。2016年电力市场交易规模又进一步扩大，预计2016年电力直接交易将达7000亿千瓦时，按每千瓦时降低6. 4分钱测算（包括发电企业降价和电网企业执行直接交易输配电价部分降价），全年可降低用电费用450亿元。
四是完善基本电价执行方式，减轻大工业用户基本电费支出。针对用电企业反映在当前经济下行压力较大、部分企业无法满负荷用电的情况下，向电网企业申请调整基本电价计费方式周期长、限制多，用电负担凸显的问题，国家发展改革委6月30日出台了完善基本电价执行方式的改革举措，放宽用电企业申请调整计费方式、减容、暂停的政策条件，使电力用户可根据企业实际需要选择对其最有利的计费方式。据测算，可以减轻大工业用户基本电费支出150亿元。
五是推动跨省跨区电力交易，降低受电地区用电成本。2015年4月，国家发展改革委发文降低了部分跨省跨区的输电价格，平均降价幅度每千瓦时2分钱，并完善跨省跨区电力市场化价格机制，由送电、售电市场主体通过协商或竞价的方式确定送受电量、价格。2016年，跨省跨区送电价格根据受电省份燃煤标杆电价变动幅度同步降低，将有利于降低受电省份企业用电成本。在原有计划之外，新增跨省跨区用电通过市场协商进一步降低价格。指导北京、广州两大交易中心，进一步组织跨省跨区电力直接交易，将西部地区“弃风”、“弃光”、“弃水”的电力以较低的价格送到东部负荷中心，既降低东部地区用电成本，又促进西部地区可再生能源发展。例如，“银东直流跨区送电直接交易”共成交90亿千瓦时，每千瓦时降价6分钱，减少山东用电企业支出5. 4亿元。北京市创新工作方法，由电力公司统一代理（自愿选择其他售电公司代理的除外）郊区工商业用户挂牌采购区外电力，郊区工商电价平均降低了2. 44分钱，促进了首都功能疏解。
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