我国输配电价改革试点工作可谓稳步推进，效果显著。当前主要工作包括两个方面：一是核定准许收入，约束电网建设与运行成本，转变对电网企业的监管模式；二是核定输配电价，细化输配电价结构，改变电网企业的盈利模式。其中，准许收入的核定主要遵循“准许成本加合理收益”的原则，对电网有效资产和运行费用进行成本监审，并通过激励与约束相结合的机制促使电网企业降低成本、提高效率；输配电价的核定改变了电网企业通过“销售电价”与“上网电价”之差盈利的粗放模式，利用输配电总准许收入除以总输配电量确定输配电价总水平，制定了分电压等级的输配电价。

　　综合国内外行业经验和学术研究，输配电价的首要目标是回收电网企业在投资、运行与维护等方面的准许成本，并提供支持电网企业健康可持续发展的合理收益；其次，输配电价可以向电网使用者（包括发电厂和电力用户）提供反映成本、经济高效的价格信号，鼓励对当前电网的高效利用和对未来电网的合理扩建。

　　当前我国输配电价改革较多地关注了准许收入的核定以加强对电网企业的管制，而对于如何使输配电价成为经济高效的价格信号，仍然缺少深入而广泛的探讨。本文提出五点关于输配电价定价原则的思考，以期对我国输配电价改革提供些许借鉴。

　　输配电价需按电网功能进一步细化

　　输配电价的单独核定改变了以往通过上网电价与销售电价之差间接确定输配电价的粗放方式，体现了电网作为基础性公用网络在电能传输与分配中所发挥的通道作用。目前已经批复的数个省份的输配电价，主要分为不满1千伏、1-10千伏、35千伏、110千伏、220千伏等电压等级，个别省份还包括500千伏电压等级。

　　当前输配电价改革没有详细区分输电电价与配电电价有其现实考量，因为“输配分开”不是本轮电力体制改革的内容。但值得思考的是，输电网与配电网的通道作用并不相同。输电网主要支撑电能的远距离、大容量传输，实现电能资源的优化配置；而配电网主要支撑电能的近距离、精细化分配，实现电能资源的便捷消费。因此，输电电价与配电电价的定价原则也应有差异，例如在输电定价中更多注重提供激励提高电网使用效率的价格信号，而在配电定价中更多注重配电成本在当地用户间的公平分配。

　　从成本回收的角度看，输配电成本既包括投资成本，又包括运行成本，输配电价需要将成本公平合理地分配给成本的产生者或受益者。因此有必要对输配电价进一步细分，如设计针对个别用户的专用网络、连接电价和面向全部用户的公用网络使用电价，以回收专用联网工程与公用电力网络的投资成本及维护成本；设计面向电力市场运行的辅助服务电价，以回收在实时平衡、频率调节、电压支撑等方面的运行成本。

　　以容量电价方式征收输配电费不失为一种选择

　　目前已经批复的数个省份的输配电价，主要是以“元/千瓦时”为计价量纲的电度电价，即电量电价。另针对大工业用电，存在着基本电价，即容量电价，主要包括以“元/千瓦·月”为计价量纲的最大需量电价和以“元/千伏安·月”为计价量纲的变压器容量电价。与改革前销售电价相比，大工业用户的基本电价大致保持不变，各电压等级的价差也保持了基本稳定。当前输配电价改革不仅成功转变了对电网企业的监管模式和电网企业的营利模式，同时通过直接交易实现发电侧价格信号向用户侧的顺畅传导，给电力用户带来了切实利益。

　　但由于输配电价以电量电价为主，改革后电网企业的主要收入，即收取的输配电费，仍将主要取决于用电量。电网企业需要为用电量的多少负责么？事实上，推动电网企业成本上升的主要因素是电力需求，即电网企业需要通过投资提高电网的传输能力来满足不断增长的最高负荷，并对相应资产进行维护。而用电量的增长，只是电力需求增长在时间维度上的体现，并不对投资成本与运行成本带来重大影响。

　　国际上输配电价的计价量纲并不统一。以双边交易为主的电力市场大多采用容量电价形式的输配电价，如英国、挪威、爱尔兰、巴西等国；而以集中交易为主的电力市场将输配电网的传输价值直接体现在节点电价中，通过电量电价的形式收取，如美国大部分完成电力市场化的州，以及阿根廷、智利等国。从我国目前的电力体制改革方向看，由双边直接交易入手推动电力市场化改革比较可行，因此将输配电价设计为容量电价的形式不失为一种选择。通过将电网企业从输配电费中获得的收入与电力负荷挂钩，可以反映电力负荷对电网投资与电网运维成本的驱动作用，促使电网企业更多关注电力需求的增长，将更多精力倾注于保证负荷高峰时段电力的安全可靠供应。另外，以各用户一年中的最高负荷做为计量对象收取输配电费，有助于激励电网用户提高对现有电网的利用效率，间接延缓或减少未来所需的电网投资。

　　发电企业同样需要承担输配电费

　　目前已经批复的数个省份的输配电价，征收对象包括一般工商业及其他用电、大工业用电，也就是只向电力消费者征收，而不向电力生产者征收。这背后的逻辑比较容易理解，销售电价等于通过电力交易确定的发电上网电价加上单独制定的输配电价。通俗地讲，就是发电厂只负责“发货”并不负责“包邮”，电力用户需要向电网企业单独付“邮费”以实现电能的传输与配送。只向电力消费者征收输配电费易于接受、也易于执行，但真的没有必要向发电企业征收输配电费么？

　　电网企业投资成本上升的主要驱动因素是电力需求的不断增长，而不断增长的电力需求需要通过发电装机的不断扩容来满足，电网企业仅负责电能的传输与配送。不向发电企业征收输配电费，意味着发电装机扩容给电网投资与运行造成的成本增长将不受控制且全部由用户承担。此种机制下，发电企业（包括常规发电技术与可再生能源发电）会更多倾向于在靠近廉价发电资源的地点并网，而不考虑电网传输成本的高低，这样降低了电网的投资效益，也降低了现有电网的使用效率。因此，有必要向发电企业也征收输配电费。

　　虽然向发电企业征收的输配电费最终会传导给电力用户，但仍可以给发电企业提供一个反映成本的经济信号，成为电网企业向发电企业反馈电网传输能力的有效渠道，也可成为政府对发电行业进行宏观调控的可靠手段。这方面的国际经验十分丰富，例如阿根廷、智利等国输电电费100%由发电侧承担；芬兰（17：83）、法国（2：98）、爱尔兰（20：80）、挪威（35：65）、瑞典（33：67）、英国（27：73）等国输电电费由发电侧与用电侧以不同比例分担。近年来，随着分布式电源的迅猛发展，配电网相应的规划与投资原则也出现了变革，分布式电源也应缴纳部分配电电费。

　　输配电价应区别电网使用者的并网位置

　　目前已经批复的数个省份的输配电价改革方案，各电压等级输配电价由该电压等级回收的总准许收入除以该级电网总输送电量确定，其中该电压等级总准许收入为本电压等级的准许收入和上级电网向本级电网传递的准许收入之和。同一电压等级上的各类用户所面临的输配电价相同，体现了普遍服务的共同负担原则。但从英国、瑞典、智利、巴西等国的经验来看，输配电价还应当区别电网使用者的并网位置。

　　输电电价的设定应考虑发电厂并网位置的不同。对于发电侧而言，发电装机在不同的位置并网，给电网运行带来的影响以及可能需要的电网新增投资会有很大的区别。例如，靠近负荷中心的发电厂对电网投资运行成本的影响较小，而远离负荷中心的发电厂则需要更多的电网投资或消耗更多的运维力量。通过输电电价给发电企业提供一个区分并网位置的价格信号，可以减少不同发电企业之间的交叉补贴，激励发电新增装机合理布局，减少不必要的或延缓过于超前的电网投资。

　　配电电价的设定应考虑用户所处位置的不同。对于用电侧而言，向散落分布的偏远山村和整体开发的城市住宅供电，电网企