提高電力系統能效，實現高質量可持續發展，更好地服務于經濟發展和民生改善，是電力市場化改革的內生動力。

　　輸配電價改革既是新一輪電改“管住中間”的踐行者，同時也是“放開兩邊”的布道者。一方面，輸配電價改革利用價格信號引導電網企業約束不合理投資，提高電網運行效率；另一方面，獨立輸配電價的執行推動用戶與發電企業開展直接交易，使競爭性電價更好地反映市場供求關系變化，為電力市場化改革、售電側改革和增量配電改革的開展鋪平道路，實現電網健康可持續發展和以合理價格為用戶提供優質輸配電服務的“雙贏”。

　　從2014年深圳、蒙西兩試點地區為代表的“破冰期”，國家頒布了首個針對超大網絡型自然壟斷行業的《輸配電價定價成本監審辦法》；到2015年以安徽等五省區電網試點先行，2016年北京等12個省級電網和華北區域電網開展的第二批試點為代表的“推進期”，國家在總結試點經驗的基礎上出臺了《省級電網輸配電價定價辦法（試行）》；再到2017年西藏電網、華東等區域電網開展試點，并進行跨省跨區定價辦法研究的“縱深推進期”，隨著《區域電網輸電價格定價辦法》、《跨省跨區專項工程輸電價格定價辦法》、《地方電網和增量配電網配電價格的定價辦法》相繼出臺，2017年6月，我國已實現了省級電網輸配電價改革全覆蓋，5個辦法從架構上搭建了我國輸配電價科學、規范、透明的全環節監管體系框架。

　　曾有媒體這樣描述，“輸配電價改革是目前推進的新一輪電改中最有成效的改革之一，隨著專項工程、區域電網、增量配電網定價辦法出臺，標志著輸配電價改革基本完成。”然而，一項改革可以如此輕松地從“進行時”步入“完成時”么？

　　國家發改委價格研究所研究員劉樹杰在接受本刊專訪時表示，第一輪省級輸配電價核定完成，取得了破天荒的成就，我國第一次形成了獨立的輸配電價體系，最主要的成績是對輸配電價實現了基于規則的現代監管。同時在第一輪核定中確實核出了很多不必要的成本，對于降低用戶用能成本起到了很大的推動作用，但這只是萬里長征的第一步，離成熟的現代化監管體系仍有很長的路要走。

　　回望新一輪電改歷程，無論是電力市場化、售電側，亦或是增量配電，改革的過程都伴隨著理念上的分歧與利益間的博弈。艱巨性和挑戰性注定了過程的曲折與迂回，也決定了改革者需要在不斷試錯與糾錯中匍匐前行。

　　時下，以安徽等5省區為代表的第二批試點省份首輪監管周期即將期滿。記者在梳理中發現，盡管省級電網輸配電價改革已基本覆蓋全國32省（區、市），但輸配電價的執行落地情況卻并不如理想中那般豐滿。

　　“各個省份執行獨立輸配電價的程度取決于所在省份的電力市場化開展程度。但是從目前情況來看，輸配電價的效應并沒有完全顯現。”相關業內人士表示。

      一方面各個省份開展直接交易的電量中，執行差價報價和獨立輸配電價進行交易的比例不一，且以沿用差價報價模式居多。與執行獨立輸配電價相比，使用差價報價的交易方式，發電側的讓利在與目錄電價對比下，降價信號更為清晰，且讓利部分直接惠及地方政府需要扶植的企業。在全社會降低用能成本的訴求下，差價報價顯然更受青睞。

　　另一方面，從已公布的省級電網數據來看，輸配電價區域差距較大，部分省份出現了執行輸配電價后成交價格與目錄電價倒掛的現象。由于度電單價與線路輸送電量負相關，當輸送電量低于其設計能力值時將直接推高線路的使用成本，導致以降低用能成本為主要目標的地方政府失去改革的動力而尋求價格妥協。同時，不同電廠類型的上網電價和各地的銷售電價均有所不同，以絕對值報價的方式直接影響大用戶和售電公司參與的積極性。如湖南在執行輸配電價后成交電價比目錄電價高0.05元/千瓦時，類似的情況也出現在蒙西及廣西等地區。在貴州，10千伏、20千伏的大工業用戶進入市場也出現了電價倒掛的情況，對于售電公司來說，只有代理35千伏及以上電壓等級的用戶才能夠實現盈利。

　　與此同時，由于一般工商業用戶度電電價水平明顯高于大工業用戶，低電壓等級用戶約為高電壓等級的3.5倍。出于趨利避害的心態，部分用戶通過升高電壓等級，將10~35千伏電壓等級承擔的交叉補貼轉移給電網企業，造成了交叉補貼總體收入不足和不必要的投資浪費，也削弱了相關企業執行輸配電價的動力。

　　在電改的舞臺上，輸配電價改革被冠以“甩掉計劃經濟的尾巴”之名，成為聚光燈下的重頭戲。盡管擺脫傳統機制、計劃思維及利益制衡等多重束縛并非易事，但方向性的明晰和思路上的明確，極大增強了社會各界對輸配電價改革的信心。從目前試點省份實踐經驗來看，如何妥善解決好交叉補貼，進一步捋順電價機制；協調電網投資收益與輸配電價的關系，以更完善的監管規則確定更為合理的輸配電價，進而形成更為科學的監管體系，或將成為下一監管周期乃至貫穿輸配電價改革全過程的焦點。

　　完善規則  平衡降成本訴求與投資收益

　　在供給側結構性改革的背景下，降電價成為“三去一降一補”的重要任務之一；“降低電網環節收費和輸配電價格，一般工商業電價平均降低10%”，作為量化指標在2018年政府工作報告中被明確提出。經濟增速放緩，企業利潤增速減緩，直接導致企業對生產要素成本的敏感度提升，無論是中西部省份，還是東部省份，降電價的訴求愈加明顯。

　　在“放管服”的大背景下，地方政府成為本輪電力市場化改革中電力用戶的天然代表，電力市場建設的現狀和輸配電價的約束機制不約而同地轉向電價的下調。一方面希望通過剔除電價中不合理的部分讓利于地方實體經濟發展，幫助企業渡過難關，另一方面，社會各方都堅信電力行業有降價空間。

　　根據國家發改委發布的數據顯示，通過嚴格的輸配電成本監審，核減與輸配電業務不相關、不合理的成本占整體核減比例約為14.5%，平均輸配電價較現行購銷差價降低約1分錢，核減32個省級電網準許收入約480億元。

　　通過約束電網企業成本，實現降低實體經濟用能成本；通過創新電網企業監管模式，可以反映用戶的真實用電成本和投資者的機會收益；通過發、輸、配、售四個環節透明化，進一步還原電力的商品屬性；通過經濟規律，引導電力系統資源優化配置，是本輪輸配電價改革的初衷和目標。這需要不同層次的決策主體及各利益相關方必須充分理解和追求共同目標。

　　在實際定價過程中，國家以控制和規范成本及收益為目標，對應的定價方法是“準許成本+合理收益”；省級政府的目標是降低輸配電價格，對應的方法是價格上限法，即不管實際成本大小，只能在原來購銷差價的基礎上降低輸配電價格；電網企業的目標則是實現準許收益最大化。

      電網企業相關人士表示，“第一個三年輸配電價的投資核定基本上都是人為確定的，通常以不提高輸配電價水平，或者是降低輸配電價水平倒算的輸配電投資，因為沒有經驗，也沒有可供借鑒的工具和方法，導致了這種審核的隨意性。”他介紹，目前我國電力規劃均以電源規劃為主，對于電網投資的表述相對欠缺。輸配電價核定辦法中雖然對新增輸配電投資明確“應與規劃電量增長、負荷增長、供電可靠性相匹配”，但什么情況才是“匹配”，缺乏具體的執行標準，在實際中也難以操作。

　　據了解，在已出臺的《輸配電定價成本監審辦法》中，將“規劃新增輸配電固定資產投資額”的主導權交回政府主管部門手中。在實際的核定過程中，部分地方政府部門簡單地理解為投資與電量掛鉤，電量不增長，投資就不應該發生。這樣的理解雖然有一定的合理性，但目前我國經濟進入新常態，很多高耗能產業正面臨轉型升級，電力需求增長存在波動性，未來的用電量需求也難以準確預估。在事前定價的情況下，核價電量必然會與實際發生存在偏差，這也不難理解電網企業對于如何保障回收成本、獲得合理收益的隱憂。

　　從目前我國電力系統發展來看，與電源投資相比，電網的建設力度和輸送能力仍顯薄弱。目前我國電網建設仍處于高峰期，投資重點逐漸由主干網絡向配電網轉移。若過度地以降低輸配電價為目的而壓減電網投資，會制約電網的建設速度，對我國電力和經濟發展產生反效果。但同時不能排除有些地區或有些項目出現投資過剩或潛在投資過剩的問題。從國外的實踐來看，采用“準許成本+合理收益”的定價方式，只核定準許成本而不核定有效資產，往往會導致投資過剩的AJ效應。

　　電力工業是資本積累的產業，電網投資直接影響輸配電所得總準許收入，進而影響輸配電價的高低。而輸配電價的定價規則必須使電網企業能收回成本并獲得適當回報，但只有在有效率投資和運行的前提下發生的合理成本，才能計入價格，否則會導致用戶為不合理的高成本付費。從電網企業自身的角度，通過擴大投資提高收益無可厚非，但用戶與電網企業的利益關系同樣需要兼顧，這也體現了與事后監管相比，事前監管則更需要專業、明確的監管規則，以激勵機制平衡電網發展與成本訴求，進而優化輸配電價結構，使價格更趨于反映合理成本。

　　長沙理工大學副校長、教授葉澤在接受本刊專訪時表示，本輪核定輸配電價還處于初期探索階段，測算的依據也是基于一定的歷史數據和預測指標。在下一核價周期啟動前，首先應針對不同情況設計參數和確定參數標準，如在準許收益率標準確定上，輸配電阻塞嚴重或電網投資不足的省可取較高投資回報率，電網投資過剩的省則要取較低的投資回報率；甚至可以對特定類別的資產確定不同的投資回報率，以刺激電網投資。

　　同時，資產的使用率是決定輸配電價的關鍵因素，應進一步考慮電力資產的有效性評估，在電網投資前置性的基礎上建立合理的電網利用率規則，按照“有效”和“有用”的標準界定有效資產的劃分。其中“有效”是指根據設備投入使用的年限，考慮適當的超前性和備用標準，為設備經濟壽命期逐年確定不同利用率標準，如投產第一年的利用率達到20%，十年達到80%，超過標準的全部記為有效資產，達不到標準的則按比例扣減，以此來進一步規范新增電網投資的經濟性和必要性，科學地界定電網企業的“合理收益”，避免潛在過剩投資成為現實。

　　在全社會“降成本”的訴求驅動下，新一輪電改中發電企業、電網企業為降低用能成本付諸了大量的實踐，而實體經濟仍在高喊“用電成本高”。為什么實體經濟感受不到“獲得感”？拋開企業自身不合理用電成本的原因，在高聲疾呼的背后，是“計劃”轉向“市場”的階段性矛盾，同時也是我國電價體系束縛實體經濟發展的集中體現。

　　在電力市場化改革前，我國銷售電價長期執行政府定價。由城市用戶補貼農村用電，工商業電價補貼居民和農業用電，省內發達市縣補貼欠發達市縣，各類電力用戶的價格水平和實際供電成本在復雜的交叉補貼下形成明顯差距，居民電價與工商業電價倒掛現象嚴重。

　　根據相關電改文件，在本輪輸配電價改革中，沒有參與直接交易和競價交易的上網電量，以及居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電，繼續執行政府定價。這表明，交叉補貼將會在未來一段時間內繼續存在。

　　劍橋大學能源政策研究組副主任、國際電力市場專家MichaelPollitt教授在其發表的《重構中國的電力供應行業：廣東電力市場試點情況評價》一文中，將廣東省工業電價與美國德州工業電價進行對比，發現工商業與居民之間的交叉補貼是廣東工業電價較高的主要原因。他認為，隨著經濟發展需求的不斷提高，整個能源行業都將被劃到“成本”一端。居民用電量的不斷增長，工業用電比例將相對下降，交叉補貼不可持續。現在開始就應當對工業電價和居民電價進行再平衡，逐步縮減兩者差距，才能更好地反映電力服務的基礎成本。

　　一方面，交叉補貼看似把錢從左口袋揣到右口袋，不會影響國家整體收入和福利變化，但是從經濟學的角度來說，向低成本用戶收取高電價，向高成本用戶征收低電價，不僅會產生抑制生產的效應，被征收高電價的企業無法實現最優生產，同時對于享受補貼的用戶，會產生過度消費電力的習慣。不容忽視的是，目前對居民的交叉補貼也缺乏針對性，造成受益主體不是真正的低收入者，“窮人補貼不足、富人補貼過度”的現象普遍存在。

　　另一方面，隨著大用戶直接交易規模的不斷擴大，承擔發電成本和輸配電成本雙重交叉補貼的大工業用戶陸續進入市場，這些大工業用戶原來承擔的交叉補貼的發電成本浮出水面，將造成電網企業平衡賬戶的虧損，沒有疏導途徑。