提高电力系统能效，实现高质量可持续发展，更好地服务于经济发展和民生改善，是电力市场化改革的内生动力。

　　输配电价改革既是新一轮电改“管住中间”的践行者，同时也是“放开两边”的布道者。一方面，输配电价改革利用价格信号引导电网企业约束不合理投资，提高电网运行效率；另一方面，独立输配电价的执行推动用户与发电企业开展直接交易，使竞争性电价更好地反映市场供求关系变化，为电力市场化改革、售电侧改革和增量配电改革的开展铺平道路，实现电网健康可持续发展和以合理价格为用户提供优质输配电服务的“双赢”。

　　从2014年深圳、蒙西两试点地区为代表的“破冰期”，国家颁布了首个针对超大网络型自然垄断行业的《输配电价定价成本监审办法》；到2015年以安徽等五省区电网试点先行，2016年北京等12个省级电网和华北区域电网开展的第二批试点为代表的“推进期”，国家在总结试点经验的基础上出台了《省级电网输配电价定价办法（试行）》；再到2017年西藏电网、华东等区域电网开展试点，并进行跨省跨区定价办法研究的“纵深推进期”，随着《区域电网输电价格定价办法》、《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》、《地方电网和增量配电网配电价格的定价办法》相继出台，2017年6月，我国已实现了省级电网输配电价改革全覆盖，5个办法从架构上搭建了我国输配电价科学、规范、透明的全环节监管体系框架。

　　曾有媒体这样描述，“输配电价改革是目前推进的新一轮电改中最有成效的改革之一，随着专项工程、区域电网、增量配电网定价办法出台，标志着输配电价改革基本完成。”然而，一项改革可以如此轻松地从“进行时”步入“完成时”么？

　　国家发改委价格研究所研究员刘树杰在接受本刊专访时表示，第一轮省级输配电价核定完成，取得了破天荒的成就，我国第一次形成了独立的输配电价体系，最主要的成绩是对输配电价实现了基于规则的现代监管。同时在第一轮核定中确实核出了很多不必要的成本，对于降低用户用能成本起到了很大的推动作用，但这只是万里长征的第一步，离成熟的现代化监管体系仍有很长的路要走。

　　回望新一轮电改历程，无论是电力市场化、售电侧，亦或是增量配电，改革的过程都伴随着理念上的分歧与利益间的博弈。艰巨性和挑战性注定了过程的曲折与迂回，也决定了改革者需要在不断试错与纠错中匍匐前行。

　　时下，以安徽等5省区为代表的第二批试点省份首轮监管周期即将期满。记者在梳理中发现，尽管省级电网输配电价改革已基本覆盖全国32省（区、市），但输配电价的执行落地情况却并不如理想中那般丰满。

　　“各个省份执行独立输配电价的程度取决于所在省份的电力市场化开展程度。但是从目前情况来看，输配电价的效应并没有完全显现。”相关业内人士表示。

      一方面各个省份开展直接交易的电量中，执行差价报价和独立输配电价进行交易的比例不一，且以沿用差价报价模式居多。与执行独立输配电价相比，使用差价报价的交易方式，发电侧的让利在与目录电价对比下，降价信号更为清晰，且让利部分直接惠及地方政府需要扶植的企业。在全社会降低用能成本的诉求下，差价报价显然更受青睐。

　　另一方面，从已公布的省级电网数据来看，输配电价区域差距较大，部分省份出现了执行输配电价后成交价格与目录电价倒挂的现象。由于度电单价与线路输送电量负相关，当输送电量低于其设计能力值时将直接推高线路的使用成本，导致以降低用能成本为主要目标的地方政府失去改革的动力而寻求价格妥协。同时，不同电厂类型的上网电价和各地的销售电价均有所不同，以绝对值报价的方式直接影响大用户和售电公司参与的积极性。如湖南在执行输配电价后成交电价比目录电价高0.05元/千瓦时，类似的情况也出现在蒙西及广西等地区。在贵州，10千伏、20千伏的大工业用户进入市场也出现了电价倒挂的情况，对于售电公司来说，只有代理35千伏及以上电压等级的用户才能够实现盈利。

　　与此同时，由于一般工商业用户度电电价水平明显高于大工业用户，低电压等级用户约为高电压等级的3.5倍。出于趋利避害的心态，部分用户通过升高电压等级，将10~35千伏电压等级承担的交叉补贴转移给电网企业，造成了交叉补贴总体收入不足和不必要的投资浪费，也削弱了相关企业执行输配电价的动力。

　　在电改的舞台上，输配电价改革被冠以“甩掉计划经济的尾巴”之名，成为聚光灯下的重头戏。尽管摆脱传统机制、计划思维及利益制衡等多重束缚并非易事，但方向性的明晰和思路上的明确，极大增强了社会各界对输配电价改革的信心。从目前试点省份实践经验来看，如何妥善解决好交叉补贴，进一步捋顺电价机制；协调电网投资收益与输配电价的关系，以更完善的监管规则确定更为合理的输配电价，进而形成更为科学的监管体系，或将成为下一监管周期乃至贯穿输配电价改革全过程的焦点。

　　完善规则  平衡降成本诉求与投资收益

　　在供给侧结构性改革的背景下，降电价成为“三去一降一补”的重要任务之一；“降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%”，作为量化指标在2018年政府工作报告中被明确提出。经济增速放缓，企业利润增速减缓，直接导致企业对生产要素成本的敏感度提升，无论是中西部省份，还是东部省份，降电价的诉求愈加明显。

　　在“放管服”的大背景下，地方政府成为本轮电力市场化改革中电力用户的天然代表，电力市场建设的现状和输配电价的约束机制不约而同地转向电价的下调。一方面希望通过剔除电价中不合理的部分让利于地方实体经济发展，帮助企业渡过难关，另一方面，社会各方都坚信电力行业有降价空间。

　　根据国家发改委发布的数据显示，通过严格的输配电成本监审，核减与输配电业务不相关、不合理的成本占整体核减比例约为14.5%，平均输配电价较现行购销差价降低约1分钱，核减32个省级电网准许收入约480亿元。

　　通过约束电网企业成本，实现降低实体经济用能成本；通过创新电网企业监管模式，可以反映用户的真实用电成本和投资者的机会收益；通过发、输、配、售四个环节透明化，进一步还原电力的商品属性；通过经济规律，引导电力系统资源优化配置，是本轮输配电价改革的初衷和目标。这需要不同层次的决策主体及各利益相关方必须充分理解和追求共同目标。

　　在实际定价过程中，国家以控制和规范成本及收益为目标，对应的定价方法是“准许成本+合理收益”；省级政府的目标是降低输配电价格，对应的方法是价格上限法，即不管实际成本大小，只能在原来购销差价的基础上降低输配电价格；电网企业的目标则是实现准许收益最大化。

      电网企业相关人士表示，“第一个三年输配电价的投资核定基本上都是人为确定的，通常以不提高输配电价水平，或者是降低输配电价水平倒算的输配电投资，因为没有经验，也没有可供借鉴的工具和方法，导致了这种审核的随意性。”他介绍，目前我国电力规划均以电源规划为主，对于电网投资的表述相对欠缺。输配电价核定办法中虽然对新增输配电投资明确“应与规划电量增长、负荷增长、供电可靠性相匹配”，但什么情况才是“匹配”，缺乏具体的执行标准，在实际中也难以操作。

　　据了解，在已出台的《输配电定价成本监审办法》中，将“规划新增输配电固定资产投资额”的主导权交回政府主管部门手中。在实际的核定过程中，部分地方政府部门简单地理解为投资与电量挂钩，电量不增长，投资就不应该发生。这样的理解虽然有一定的合理性，但目前我国经济进入新常态，很多高耗能产业正面临转型升级，电力需求增长存在波动性，未来的用电量需求也难以准确预估。在事前定价的情况下，核价电量必然会与实际发生存在偏差，这也不难理解电网企业对于如何保障回收成本、获得合理收益的隐忧。

　　从目前我国电力系统发展来看，与电源投资相比，电网的建设力度和输送能力仍显薄弱。目前我国电网建设仍处于高峰期，投资重点逐渐由主干网络向配电网转移。若过度地以降低输配电价为目的而压减电网投资，会制约电网的建设速度，对我国电力和经济发展产生反效果。但同时不能排除有些地区或有些项目出现投资过剩或潜在投资过剩的问题。从国外的实践来看，采用“准许成本+合理收益”的定价方式，只核定准许成本而不核定有效资产，往往会导致投资过剩的AJ效应。

　　电力工业是资本积累的产业，电网投资直接影响输配电所得总准许收入，进而影响输配电价的高低。而输配电价的定价规则必须使电网企业能收回成本并获得适当回报，但只有在有效率投资和运行的前提下发生的合理成本，才能计入价格，否则会导致用户为不合理的高成本付费。从电网企业自身的角度，通过扩大投资提高收益无可厚非，但用户与电网企业的利益关系同样需要兼顾，这也体现了与事后监管相比，事前监管则更需要专业、明确的监管规则，以激励机制平衡电网发展与成本诉求，进而优化输配电价结构，使价格更趋于反映合理成本。

　　长沙理工大学副校长、教授叶泽在接受本刊专访时表示，本轮核定输配电价还处于初期探索阶段，测算的依据也是基于一定的历史数据和预测指标。在下一核价周期启动前，首先应针对不同情况设计参数和确定参数标准，如在准许收益率标准确定上，输配电阻塞严重或电网投资不足的省可取较高投资回报率，电网投资过剩的省则要取较低的投资回报率；甚至可以对特定类别的资产确定不同的投资回报率，以刺激电网投资。

　　同时，资产的使用率是决定输配电价的关键因素，应进一步考虑电力资产的有效性评估，在电网投资前置性的基础上建立合理的电网利用率规则，按照“有效”和“有用”的标准界定有效资产的划分。其中“有效”是指根据设备投入使用的年限，考虑适当的超前性和备用标准，为设备经济寿命期逐年确定不同利用率标准，如投产第一年的利用率达到20%，十年达到80%，超过标准的全部记为有效资产，达不到标准的则按比例扣减，以此来进一步规范新增电网投资的经济性和必要性，科学地界定电网企业的“合理收益”，避免潜在过剩投资成为现实。

　　在全社会“降成本”的诉求驱动下，新一轮电改中发电企业、电网企业为降低用能成本付诸了大量的实践，而实体经济仍在高喊“用电成本高”。为什么实体经济感受不到“获得感”？抛开企业自身不合理用电成本的原因，在高声疾呼的背后，是“计划”转向“市场”的阶段性矛盾，同时也是我国电价体系束缚实体经济发展的集中体现。

　　在电力市场化改革前，我国销售电价长期执行政府定价。由城市用户补贴农村用电，工商业电价补贴居民和农业用电，省内发达市县补贴欠发达市县，各类电力用户的价格水平和实际供电成本在复杂的交叉补贴下形成明显差距，居民电价与工商业电价倒挂现象严重。

　　根据相关电改文件，在本轮输配电价改革中，没有参与直接交易和竞价交易的上网电量，以及居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电，继续执行政府定价。这表明，交叉补贴将会在未来一段时间内继续存在。

　　剑桥大学能源政策研究组副主任、国际电力市场专家MichaelPollitt教授在其发表的《重构中国的电力供应行业：广东电力市场试点情况评价》一文中，将广东省工业电价与美国德州工业电价进行对比，发现工商业与居民之间的交叉补贴是广东工业电价较高的主要原因。他认为，随着经济发展需求的不断提高，整个能源行业都将被划到“成本”一端。居民用电量的不断增长，工业用电比例将相对下降，交叉补贴不可持续。现在开始就应当对工业电价和居民电价进行再平衡，逐步缩减两者差距，才能更好地反映电力服务的基础成本。

　　一方面，交叉补贴看似把钱从左口袋揣到右口袋，不会影响国家整体收入和福利变化，但是从经济学的角度来说，向低成本用户收取高电价，向高成本用户征收低电价，不仅会产生抑制生产的效应，被征收高电价的企业无法实现最优生产，同时对于享受补贴的用户，会产生过度消费电力的习惯。不容忽视的是，目前对居民的交叉补贴也缺乏针对性，造成受益主体不是真正的低收入者，“穷人补贴不足、富人补贴过度”的现象普遍存在。

　　另一方面，随着大用户直接交易规模的不断扩大，承担发电成本和输配电成本双重交叉补贴的大工业用户陆续进入市场，这些大工业用户原来承担的交叉补贴的发电成本浮出水面，将造成电网企业平衡账户的亏损，没有疏导途径。