自2015年3月本輪電力體制改革正式啟動，一轉眼時間已經過去了五年。在“十三五”正在收官、“十四五”即將啟航的時刻，我們有必要認真回顧本輪電改取得的成就、反思存在的問題、審視面臨的困難、展望后續努力的方向。

對于電改的成效，最直觀的感受是電價。本文將從電價視角，觀察本輪電改以來的電價水平、電價機制、電價外成本等進展和問題，并對一些關鍵問題提出建議。

一、從電價水平看本輪電改

電價水平顯著降低

本輪電改以來，我國電價總體水平明顯降低。一般工商業電價下降最為明顯，全國平均降低超過20%。電價水平的降低對于支持實體經濟，特別是中小企業的生存和發展發揮了積極作用。

近年來電價水平的降低，主要歸功于兩方面的因素：

一是上網電價降低。隨著我國經濟發展進入“新常態”，電力出現了供過于求的局面。在這種形勢下開展電力交易，發電行業會降低利潤甚至虧損，市場交易價格自然會降低。

二是稅費降低。近兩三年來，國家出臺了一系列政策，大幅度降低了增值稅、政府性基金及附加等。

各類用戶之間的交叉補貼得到了改善，但仍然嚴重

本輪電改顯著降低了一般工商業電價。一些省區甚至出現了一般工商業電價和成本倒掛的情況。

大工業、居民和農業用電價格這五年來變化不大。2019年甚至還出現了大工業用電不含稅電價不降反升的情況，原因是電網企業增值稅稅率從16%調整為13%形成的降價空間全部用于降低一般工商業電價，而大工業用戶含稅電價不變，由此造成了大工業用電不含稅電價升高。

各電壓等級之間的交叉補貼沒有改善

由于長期以來交叉補貼的影響，我國普遍存在高壓用電對低壓用電的補貼，結果就是高壓電價過高，而低壓電價偏低。

這個問題本來是原有電價機制（目錄電價）的問題，但由于在核定第一個監管周期輸配電價時，考慮了與目錄電價的“銜接”，導致這個問題也被帶到了輸配電價中。

這個問題正是當前諸多問題的根源，例如：轉供電屢禁不止，甚至愈演愈烈。由于電壓等級之間的價差過低，造成了電網企業只愿意投資建設高壓輸電設施，低壓配電設施往往是電力用戶被迫自己投資建設，部分無力承擔這些投資的電力用戶只能找已建設了配電設施的用戶接電，于是形成了轉供電；增量配電改革試點項目已推四批，但鮮有成功案例。同樣是因為電壓等級之間的價差過低，而配電企業收取的配電價格又無法超越這個價差，導致了全國性的增量配電業務改革停滯；進一步扭曲輸配電價，導致惡性循環。由于電網不愿意投資低壓配電設施，導致電網準許成本中低壓配電成本偏低，從而導致核定的輸配電價在電壓等級之間的價差偏低，進而引導電網企業避免投資低壓配電設施，最終形成了惡性循環。

二、從電價機制看本輪電改

新的電價機制已基本成型

本輪電改最核心的目標就是建立“市場交易價格+輸配電價”這個新的電價形成機制。“市場交易價格”是通過市場競爭來發現電能的價格，這部分價格反映的是電能的供需平衡情況，可能是快速變化的；而“輸配電價”則是由監管機構依據規則來核定，這部分情況反映的是電網企業合理的輸配電成本（一般還要考慮其合理收益），在一段時期內保持穩定。

當前這個目標已經基本實現：一是在“市場交易價格”方面，全國各省區基本都建立了電力交易中心，2019年市場化交易電量在總用電量中的占比已經超過30%；幾個試點省份的電力現貨市場均已開展了試結算，很快就能正式運行；二是在“輸配電價”方面，2016年至2017年，《省級電網輸配電價定價辦法（試行）》、《區域電網輸電價格定價辦法（試行）》和《跨省跨區專項工程輸電價格定價辦法（試行）》相繼出臺，2017年全國各省區基本都核定了輸配電價，新監管周期的輸配電價也即將公布并從今年開始實施。

當前，新舊兩套電價機制在雙軌運行，因為工商業用電中仍有部分用戶未參與電力交易，仍然在沿用目錄電價。如果國家發改委去年底印發的《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》（發改價格規〔2019〕1658號）中提出的“基準價+浮動”機制能按計劃在2020年落地，屆時所有的經營性用電量都會基于新的電價機制，只是其中的“市場交易價格”采用“基準價+浮動”機制形成而已。

原電價機制（目錄電價）的影響仍廣泛存在

一方面由于目錄電價已經根深蒂固，再加上“降電價”需要一個“錨”來參照，即使對于已經參與了電力市場交易的用電，目錄電價的“身影”仍隨處可見，例如：為了讓電力用戶體驗到降電價的“獲得感”，很多省區在電力市場交易的電費結算環節并沒有采用新的電價機制（沒有采用核定的輸配電價），而是采用“價差”模式，在原有目錄電價上浮動；經過多輪降價后，當前一般工商業用電目錄電價較低，在一些地方已經低于新電價機制形成的價格，這會阻礙一般工商業用戶進入電力市場參與交易；原有的目錄電價中有峰谷分時電價、豐枯季節電價等，新的價格機制無法與這些價格“銜接”，同樣導致部分用戶不愿意進入電力市場，甚至呼吁加大峰谷電價的價差。

行政干預電價有增無減

盡管“使市場在資源配置中起決定性作用”、“形成主要由市場決定能源價格的機制”是本輪電改的指導思想，而且新的電價形成機制也已經基本成型，但“看得見的手”仍在直接干預電價，甚至比本輪電改前更加頻繁。當前一些地方政府直接干預電價的主要方式包括：為了滿足“去落后產能”等宏觀調控的需要，通過制定“綠色發展電價”、“差別電價”和“階梯電價”等政策，人為地對不同用戶征收不同電價；為了招商引資來拉動地方經濟發展，各地競相打造“電價洼地”，對部分用戶承諾超低電價；為了推動“棄水”消納、“煤改電”等，部分地區不斷出臺各種“優惠”、“減免”、“階段性降低電價”措施，人為扭曲電價。

三、從電價外電力成本看本輪電改

“獲得電力成本”顯著降低

除按照電價向電網企業支付電費以外，工商業企業往往還需要自行投資建設外線接電工程及相關設施。這些設施的成本（如折舊和運維費用）在電價之外，但同樣是企業需要承擔的電力成本，有時占的比重還很高。

如果上述設施由電網企業投資建設，用戶只需在辦理接電（業擴）時向電網企業繳納費用，這筆費用就是“獲得電力成本”。

為了推動營商環境的改善，“獲得電力成本”近年來逐漸受到重視。隨著本輪電力體制改革的推進，部分電網企業開始將投資界面延伸到用戶規劃用電的紅線甚至紅線以內，電力用戶“獲得電力成本”顯著降低。

硬性降低“獲得電力成本”正在造成新的交叉補貼

為了提高“獲得電力”指標的評分，部分地區硬性降低“獲得電力成本”，甚至直接降到0。

由于輸配電是管制性業務，如果用戶不自行投資建設其接電設施，也不足額承擔其“獲得電力成本”，相關成本都會被計入電網企業的輸配電成本，最終由全體電力用戶共同分攤，最終造成新的交叉補貼。

四、不忘初心電改再出發

電改不能單純追求降電價

降低電價水平，特別是工商業電價水平，是本輪電改的初心之一。但電價的降低應該是新的電價形成機制建立以后的自然結果，而不能是直接手段。如果目標單純是降低電價，那只需要一份行政命令就夠了，根本不需要花費多年的時間和大量的人力物力來推動電力體制改革。

實際上，隨著新能源發電滲透率上升，調峰燃氣機組、儲能等設施的裝機規模必然上升，其昂貴的發電和備用成本將對我國的電價水平帶來非常現實的上漲壓力。

我們應正確看待電價的浮動，避免一些因擔心電價的正常浮動而干預電價或電價形成機制的做法，例如：避免為電力市場交易設置過低的限價。既然電價要由市場決定，那么隨著市場中供需的變化，電價的浮動就是正常的、必然的。電價的短時間上升，甚至超過原來的電價水平，都正是電力商品屬性的表現。高電價同時也是一種經濟信號，能引導投資進入，從而在長期上保持電價水平的穩定；避免原有目錄電價對電價改革的負面影響。在經營性用電全部進入市場或者參與“基準價+浮動”機制后，應盡快徹底取消工商業目錄電價，結束電價的雙軌制；對于不參與或者退出電力市場的用戶，應適用保底供電價格（保底供電價格比新價格機制形成的電價高）；避免隨意調整電價。如果在特定時期、特定區域、特定行業或者特定用戶群體需要補貼，我們應該做的是直接補貼，而不是扭曲電價；如果的確需要通過電費這個繳費渠道來補貼，也應該在電費單上明確、單獨列出；避免因短期降電價需求影響長期監管機制的嚴肅性。由于當前面臨嚴峻的降電價壓力，當前版本的《輸配電定價成本監審辦法》和《省級電網輸配電價定價辦法》中存在一些短期看能降電價，但長期看副作用更多的規定。

理順電價形成機制才是本輪電改的核心目標

新的電價形成機制已經建立，但遠未理順，因為交叉補貼這個“老大難”問題還依然存在。9號文部署的28項重點工作中第3項就是“妥善處理電價交叉補貼”，這也從側面反映了交叉補貼問題的重要程度和困難程度。

對于當前存在的比較嚴重的兩類交叉補貼，我們應分別妥善處理：

一是大工業用電補貼居民和農業用電。處理這類交叉補貼的關鍵是適當提高居民用電價格，因為我國的居民用電價格不僅低于成本，也遠低于大多數國家。為了減少對低收入人群的影響，提高居民用電價格可以采用拉大階梯電價的電價差等方式；二是高電壓用電補貼低電壓用電。處理這類交叉補貼的關鍵是不再要求輸配電價與原目錄電價“銜接”，輸配電價依據各電壓等級的實際供電成本核定。如果由于長期電價扭曲導致電網企業中低壓配電資產過少，核定輸配電價時可以采用“典型電網模型”等方法，逐步將扭曲的輸配電價回歸到正常水平。

新的電價形成機制難以理順的另外一個因素，是原有目錄電價的干擾。只有徹底廢止工商業用電的目錄電價，各界翹首以盼的分時輸配電價、可選擇的輸配電價套餐、乃至三部制輸配電價等創新價格機制才可能出現，售電側市場才可能真正形成。

“管住中間”是本輪電改是否成功的關鍵

發達國家的電力體制改革經驗表明，輸配電環節實現公平開放且受到嚴格監管，是有效的電力市場得以形成的前提。也就是說，只有“管住了中間”，“放開兩頭”才有實際意義。

然而，從這五年來的實際情況看，“管住中間”做得明顯不夠，電網企業往往既是運動員又是裁判員，電力交易中心的電力交易結果經常得不到執行。時隔五年，國家發改委、國家能源局還在印發《關于推進電力交易機構獨立規范運行的實施意見》的通知（發改體改〔2020〕234號），目標是在今年內實現電力交易機構的獨立規范運行。“管住中間”的難度，由此可見一斑。

“管住中間”，除了支撐“放開兩頭”之外，同樣重要的是通過對電網企業的有效監管來降低輸配電價。實際上，如果要繼續挖掘降電價的潛力，發電環節讓利已經難以為繼，而輸配電環節的效率還有提升空間。

加強對輸配電環節的監管，應從以下幾個方面著手：

一是分開監管輸電業務和配電業務。電網企業同時經營輸電業務和配電業務沒有問題，但由于輸電業務和配電業務的性質非常不同，對應的監管方式（甚至監管機構）都會不同，因此一定要將這兩項業務分開；二是推行特許經營制度。不論是對于增量配電業務，還是存量的配電業務，都應該明確電網設施的產權，并通過特許經營合同來明確經營期限、經營者責任、退出機制等，否則有效的監管無從談起；三是加強監管能力建設。

在原電監會撤銷后，我國輸配電業務的監管只能分散到了能源、價格、經信、能見局（辦）等多個機構，且存在政監不分、監管權力交叉、監管信息孤島等體制問題。要實現對輸配電業務的有效監管，最好是建立有足夠權限、獨立、綜合的監管機構，還應建立公眾參與監管的機制。