中国电力行业管理体制始终处于不断调整的状态，总体是从“政企合一”到“政企分开”，并朝着“有效监管”和更大范围、更高效率的“市场配置资源”方向发展。在此过程中，正确界定政府和市场边界，准确把握政府和企业的定位十分重要。其中，如何正确认识电网投资及监管，是实现“管住中间、放开两头”的必要前提之一。
电网及其投资属性
电网的作用是将发电厂发出的电汇集、输送、分配给用户，一般分为输电网和配电网。电网具有典型的自然垄断属性和网络经济属性，必须承担普遍服务的责任和义务。电的生产和使用在任意时刻都必须保持基本平衡，电力系统的运行控制由控制中心即调度部门统一指挥实施。通常，调度部门被视为电网的组成部分，正因此，电网企业的“垄断性”得以强化，在电力系统中处于枢纽和中介地位。
安全可靠运行的电网和适度超前的投资，是保障电力供应的必要前提。电网投资要同时考虑社会效益、经济效益以及地方经济发展的承受力。电网投资通过输配电价回收，而投资规模、投资成本，以及电网利用率都直接影响输配电价水平。表面上看，电网是一个负责电力统购统销，通过购销价差或输配电价营利的企业，但实际上电网是一个通过输配电价不断回收投资而获得可持续性收益的工程投资型公司。
在自然垄断条件下，独家生产比多家竞争更有效率，电网通常采用排他方式的特许垄断经营模式，前提是不对市场的公平性构成威胁。输配电价既关系电网企业的可持续运营，又涉及到公共利益，而输配电价和电网投资密切相关，因此电网投资不是纯粹的企业自主行为，必须受到政府有效监管。对电网投资的监管分为社会性监管和经济性监管两部分，前者主要涉及环境、健康和安全等，后者主要包括准入退出、投资、服务质量和价格监管等。
电网投资及政府监管现状
政府对电网投资的监管，一方面要满足电力供应和电网安全所需要的电网投资强度，另一方面要实现提高电网利用效率和降低电网供电成本的监管诉求。我国长期以来采用的是基于传统的成本加成方式。首先政府监管电网规划，然后电网企业按照规划组织投资，这时政府对具体投资项目进行核准审批，接着政府根据电网投资及相关成本等核定输配电价，最后电网企业通过输配电价回收投资。
电网规划的目的是增强电网投资的合理性和规模可控。2016年6月，国家能源局印发《电力规划管理办法》(国能电力〔2016〕139号)，明确由国家和省级能源主管部门负责电网规划。但政府处于信息不对称的劣势地位，而技术咨询机构受到更大的电网投资市场利益制约，难以在规划层面确保独立第三方中介的定位。
所以长期以来，国家和省级能源主管部门对电网规划和投资都缺少有效监管。尤其是在省级层面，事实上由电网企业主导。在成本加成的价格管制机制下，电网企业始终存在扩大固定资产投资的冲动。而一些地方政府也将电网建设作为拉动投资的手段，或者要求电网企业过于超前建设，致使过度和低效的电网投资难以遏制。
规划层面一个突出的案例就是跨省跨区长距离送电的计划色彩太强，缺少送受端省间协议，未来必然要面临送受端市场接纳程度的严峻考验。再就是特高压交流输电工程，特高压技术上分为特高压交流和直流，特高压交流一直存在广泛争议，在规划和政策层面迟迟没有定论。
经过数十年发展，我国电力工业已经形成较为完备的电源供给能力和输电网系统，当前电网投资的重心应从主干网向配网侧转移，以适应能源消费革命和新能源发展的需要。
农网是电网企业履行社会普遍服务的责任和义务，但考虑到农网投资回报的压力，农网改造投资的资本金是通过中央预算内资金安排，每度电还有2分钱的农网还贷基金由全社会承担，农网运维等费用也计入了各省市的输配电价。因此，农网投资既是电网企业责任，更是国家投资行为，是民生工程。
另外，电网企业处于垄断地位，还存在一些本应纳入电网投资范畴的电网项目，却不得不由地方政府、园区或用电企业出资建设，建成后无偿移交或有偿委托电网企业运营维护。反过来，也有一些本应由用户出资的专用用电工程，碍于地方政府的压力又不得不纳入电网投资范畴。
政府对电网投资项目进行核准审批的目的是确保其成本可控。2016年7月，中共中央、国务院印发《关于深化投融资体制改革的意见》，强调企业投资主体地位，由企业依法依规自主决策投资行为。2016年12月，国务院发布《政府核准的投资项目目录(2016年本)》(国发〔2016〕72号)。2017年3月，国家发改委发布了《企业投资项目核准和备案管理办法》。很明显，当前我国的投资管理体制将电网投资视为企业自主行为，忽略了电网公共属性，没有注意到电网投资监管的特殊性和必要性。与此同时，现行投资核准制侧重于社会性监管，对投资的经济性监管偏弱，不利于电网投资规模和成本控制。也正基于这样的监管政策，加上电网企业很强的专业性和垄断性，多年来的实际情况是，省级主管部门对电网投资的监管形式大于实质。
随着电力行业政企分开的不断深入，电网企业管理日趋规范，但电网投资成本偏高问题仍不能回避。电力行业已形成了规模庞大和产业链条完备且封闭的行业内部垄断，定额等设计规范均由行业内部制订，电网投资涉及的设备、材料等招标也由电网企业内部主导。
电网企业虽然一定程度上规范了与下属集体企业资产、人员、管理等关系，但大量事实关联交易依然存在。社会和政府难以有效监督或监管行业垄断带来的不公平竞争。电网投资成本偏高必然抬高输配电价水平，最终由消费者承担。更为值得重视的是，虽然电网投资直接关系到所在地经济和社会利益，但电网投资的招投标等环节却并没有纳入省级地方政府监管范畴，是明显的责权不对等。
2016年12月，国家发改委印发《省级电网输配电价定价办法(试行)》(发改价格[2016]2711号)，输配电价水平以三年为周期进行核定，主要涉及历史成本、权益资本收益率、电量增长水平和未来三年电网新增投资等四个参数。但依然沿用成本加成的监管方式，既不利于激励电网企业提高效率降低成本，又极大地面临信息不对称的困扰。而且，当前我国对电网投资和价格的监管分属不同部门，尚没有形成监管闭环。省级政府投资监管部门对电网投资规模及其合理性的监管，并没有与价格监管部门的责任挂钩。
往往出现的是，一边按照超前的电力需求增速做电网规划并确定投资规模，另一边却按照保守的电力需求增速测算输配电价。这在本轮省级输配电价核定的博弈过程中表现的淋漓尽致。遗憾的是，等到输配电价水平矛盾爆发的时候，电网投资已经成为无法逆转的现实。
实践表明，在信息不对称和监管俘获等诸多因素困扰下，传统基于成本加成理论形成的电网规划、投资和价格监管模式存在诸多矛盾，难以在电网合理投资和政府有效监管之间找到合理平衡点。
新电改背景下电网投资和监管
2015年，中央印发中发〔2015〕9号文件，启动新一轮电改。按照“管住中间、放开两头”的体制架构，电改一方面在发售等竞争性环节引入竞争，逐步建立市场决定电价的机制;另一方面，对于仍然具有自然垄断属性的电网环节，建立完善的适应新市场机制的监管机制。
电网环节的监管既是电力市场竞争的前提条件，也直接决定输配电价水平，最终关系到用户参与电改后用电成本的感受，稍有处理不当，市场竞争带来的红利就会被垄断环节的监管失误所抵消或反噬，其重要程度不亚于竞争性环节的市场建设。显而易见，如何规范电网企业合理投资规模，促进电网企业降低投资成本、提高电网投资利用效率，是电网投资监管的核心内容。
新一轮电改允许社会投资增量配电业务，虽然在推进过程中遇到不少阻力和障碍，但已经明显改变地方政府在电网投资方面面临的被动局面，减轻地方政府和用户的投资负担。但增量配电业务放开还只解决了准入问题，要规范电网合理投资和降低投资成本还有更多工作要做。
面对监管失效或低效的状况，常规思路和做法是更进一步强化政府的行政手段和搜寻企业投资成本信息。通过强化规划不断追求规划的准确性，通过强化投资核准评估、制订投资限额等措施追求投资成本控制和投资效率。但长期实践告诉我们，这都克服不了信息不对称等制约，操作起来监管成本高、效率低。通过此轮电改，改变当前基于成本加成的传统监管方式，找到电网合理投资和有效监管的优化方案，是当前具有重要现实意义且非常迫切的任务。
激励性管制理论的发展为我们提供了诸多克服困难的方法。投资合理性方面，可以把电网投资和输配电价所需的电力需求预测水平固定在同一个锚上，把电网投资的利用效率和输配电价的成本摊销也固定在同一个锚上等。透过多个配电业务的标尺竞争，可以促进彼此间服务质量提高;通过多个配电业务样本的绩效比较，可以利用外部信息揭示有限但实现监管所必要的成本信息，克服成本加成执着于企业内部成本信息的不足。
电网投资监管的关键，是要形成电网“准入退出、投资、服务质量和价格”的闭环监管机制。完善电网特许经营机制，在准入和退出环节引入竞争;从电网企业外部信息入手，以服务质量和绩效为监管基础;引入绩效标杆等激励性监管机制，规避成本加成监管面临的信息不对称困扰;以合理投资回报为导向，明晰电网投资者回报预期;同时，改善电网企业的会计制度，建立和规范信息披露和申报规则;在有效监管的前提下，给予电网企业更多自主权，放松规划和投资监管，最终实现用户享有服务，投资者合理收益和政府有效监管的多方共赢机制。
电网投资监管的闭环机制是真正关联投资和价格监管，这涉及到政府监管职能的调整和优化; 同时也是一个系统工程，需要全方位统筹，切忌选择性实施。增量配电业务提供了激励性监管的多样本可能，为探索新形势下电网投资监管创造了条件，通过数个监管周期的实践，一定能逐步形成可与大电网对标的参考。未来，还可以通过混合所有制改革等手段，开展更大范围更深层次的电网投资监管模式探索和尝试。
FR：中国能源报
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201706/21/115121.html
