自2015年3月本轮电力体制改革正式启动，一转眼时间已经过去了五年。在“十三五”正在收官、“十四五”即将启航的时刻，我们有必要认真回顾本轮电改取得的成就、反思存在的问题、审视面临的困难、展望后续努力的方向。

　　对于电改的成效，最直观的感受是电价。本文将从电价视角，观察本轮电改以来的电价水平、电价机制、电价外成本等进展和问题，并对一些关键问题提出建议。

　　从电价水平看本轮电改

　　电价水平显著降低

　　本轮电改以来，我国电价总体水平明显降低。一般工商业电价下降最为明显，全国平均降低超过20%。电价水平的降低对于支持实体经济，特别是中小企业的生存和发展发挥了积极作用。

　　近年来电价水平的降低，主要归功于两方面的因素：

　　一是上网电价降低。随着我国经济发展进入“新常态”，电力出现了供过于求的局面。在这种形势下开展电力交易，发电行业会降低利润甚至亏损，市场交易价格自然会降低。

　　二是税费降低。近两三年来，国家出台了一系列政策，大幅度降低了增值税、政府性基金及附加等。

　　各类用户之间的交叉补贴得到了改善，但仍然严重

　　本轮电改显著降低了一般工商业电价。一些省区甚至出现了一般工商业电价和成本倒挂的情况。

　　大工业、居民和农业用电价格这五年来变化不大。2019年甚至还出现了大工业用电不含税电价不降反升的情况，原因是电网企业增值税税率从16%调整为13%形成的降价空间全部用于降低一般工商业电价，而大工业用户含税电价不变，由此造成了大工业用电不含税电价升高。

　　各电压等级之间的交叉补贴没有改善

　　由于长期以来交叉补贴的影响，我国普遍存在高压用电对低压用电的补贴，结果就是高压电价过高，而低压电价偏低。

　　这个问题本来是原有电价机制（目录电价）的问题，但由于在核定第一个监管周期输配电价时，考虑了与目录电价的“衔接”，导致这个问题也被带到了输配电价中。

　　这个问题正是当前诸多问题的根源，例如：转供电屡禁不止，甚至愈演愈烈。由于电压等级之间的价差过低，造成了电网企业只愿意投资建设高压输电设施，低压配电设施往往是电力用户被迫自己投资建设，部分无力承担这些投资的电力用户只能找已建设了配电设施的用户接电，于是形成了转供电；增量配电改革试点项目已推四批，但鲜有成功案例。同样是因为电压等级之间的价差过低，而配电企业收取的配电价格又无法超越这个价差，导致了全国性的增量配电业务改革停滞；进一步扭曲输配电价，导致恶性循环。由于电网不愿意投资低压配电设施，导致电网准许成本中低压配电成本偏低，从而导致核定的输配电价在电压等级之间的价差偏低，进而引导电网企业避免投资低压配电设施，最终形成了恶性循环。

　　从电价机制看本轮电改

　　新的电价机制已基本成型

　　本轮电改最核心的目标就是建立“市场交易价格+输配电价”这个新的电价形成机制。“市场交易价格”是通过市场竞争来发现电能的价格，这部分价格反映的是电能的供需平衡情况，可能是快速变化的；而“输配电价”则是由监管机构依据规则来核定，这部分情况反映的是电网企业合理的输配电成本（一般还要考虑其合理收益），在一段时期内保持稳定。

　　当前这个目标已经基本实现：一是在“市场交易价格”方面，全国各省区基本都建立了电力交易中心，2019年市场化交易电量在总用电量中的占比已经超过30%；几个试点省份的电力现货市场均已开展了试结算，很快就能正式运行；二是在“输配电价”方面，2016年至2017年，《省级电网输配电价定价办法（试行）》、《区域电网输电价格定价办法（试行）》和《跨省跨区专项工程输电价格定价办法（试行）》相继出台，2017年全国各省区基本都核定了输配电价，新监管周期的输配电价也即将公布并从今年开始实施。

　　当前，新旧两套电价机制在双轨运行，因为工商业用电中仍有部分用户未参与电力交易，仍然在沿用目录电价。如果国家发改委去年底印发的《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658号）中提出的“基准价+浮动”机制能按计划在2020年落地，届时所有的经营性用电量都会基于新的电价机制，只是其中的“市场交易价格”采用“基准价+浮动”机制形成而已。

　　原电价机制（目录电价）的影响仍广泛存在

　　一方面由于目录电价已经根深蒂固，再加上“降电价”需要一个“锚”来参照，即使对于已经参与了电力市场交易的用电，目录电价的“身影”仍随处可见，例如：为了让电力用户体验到降电价的“获得感”，很多省区在电力市场交易的电费结算环节并没有采用新的电价机制（没有采用核定的输配电价），而是采用“价差”模式，在原有目录电价上浮动；经过多轮降价后，当前一般工商业用电目录电价较低，在一些地方已经低于新电价机制形成的价格，这会阻碍一般工商业用户进入电力市场参与交易；原有的目录电价中有峰谷分时电价、丰枯季节电价等，新的价格机制无法与这些价格“衔接”，同样导致部分用户不愿意进入电力市场，甚至呼吁加大峰谷电价的价差。

　　行政干预电价有增无减

　　尽管“使市场在资源配置中起决定性作用”、“形成主要由市场决定能源价格的机制”是本轮电改的指导思想，而且新的电价形成机制也已经基本成型，但“看得见的手”仍在直接干预电价，甚至比本轮电改前更加频繁。当前一些地方政府直接干预电价的主要方式包括：为了满足“去落后产能”等宏观调控的需要，通过制定“绿色发展电价”、“差别电价”和“阶梯电价”等政策，人为地对不同用户征收不同电价；为了招商引资来拉动地方经济发展，各地竞相打造“电价洼地”，对部分用户承诺超低电价；为了推动“弃水”消纳、“煤改电”等，部分地区不断出台各种“优惠”、“减免”、“阶段性降低电价”措施，人为扭曲电价。

　　从电价外电力成本看本轮电改

　　“获得电力成本”显著降低

　　除按照电价向电网企业支付电费以外，工商业企业往往还需要自行投资建设外线接电工程及相关设施。这些设施的成本（如折旧和运维费用）在电价之外，但同样是企业需要承担的电力成本，有时占的比重还很高。

　　如果上述设施由电网企业投资建设，用户只需在办理接电（业扩）时向电网企业缴纳费用，这笔费用就是“获得电力成本”。

　　为了推动营商环境的改善，“获得电力成本”近年来逐渐受到重视。随着本轮电力体制改革的推进，部分电网企业开始将投资界面延伸到用户规划用电的红线甚至红线以内，电力用户“获得电力成本”显著降低。

　　硬性降低“获得电力成本”正在造成新的交叉补贴

　　为了提高“获得电力”指标的评分，部分地区硬性降低“获得电力成本”，甚至直接降到0。

　　由于输配电是管制性业务，如果用户不自行投资建设其接电设施，也不足额承担其“获得电力成本”，相关成本都会被计入电网企业的输配电成本，最终由全体电力用户共同分摊，最终造成新的交叉补贴。

　　不忘初心 电改再出发

　　电改不能单纯追求降电价

　　降低电价水平，特别是工商业电价水平，是本轮电改的初心之一。但电价的降低应该是新的电价形成机制建立以后的自然结果，而不能是直接手段。如果目标单纯是降低电价，那只需要一份行政命令就够了，根本不需要花费多年的时间和大量的人力物力来推动电力体制改革。

　　实际上，随着新能源发电渗透率上升，调峰燃气机组、储能等设施的装机规模必然上升，其昂贵的发电和备用成本将对我国的电价水平带来非常现实的上涨压力。

　　我们应正确看待电价的浮动，避免一些因担心电价的正常浮动而干预电价或电价形成机制的做法，例如：避免为电力市场交易设置过低的限价。既然电价要由市场决定，那么随着市场中供需的变化，电价的浮动就是正常的、必然的。电价的短时间上升，甚至超过原来的电价水平，都正是电力商品属性的表现。高电价同时也是一种经济信号，能引导投资进入，从而在长期上保持电价水平的稳定；避免原有目录电价对电价改革的负面影响。在经营性用电全部进入市场或者参与“基准价+浮动”机制后，应尽快彻底取消工商业目录电价，结束电价的双轨制；对于不参与或者退出电力市场的用户，应适用保底供电价格（保底供电价格比新价格机制形成的电价高）；避免随意调整电价。如果在特定时期、特定区域、特定行业或者特定用户群体需要补贴，我们应该做的是直接补贴，而不是扭曲电价；如果的确需要通过电费这个缴费渠道来补贴，也应该在电费单上明确、单独列出；避免因短期降电价需求影响长期监管机制的严肃性。由于当前面临严峻的降电价压力，当前版本的《输配电定价成本监审办法》和《省级电网输配电价定价办法》中存在一些短期看能降电价，但长期看副作用更多的规定。

　　理顺电价形成机制才是本轮电改的核心目标

　　新的电价形成机制已经建立，但远未理顺，因为交叉补贴这个“老大难”问题还依然存在。9号文部署的28项重点工作中第3项就是“妥善处理电价交叉补贴”，这也从侧面反映了交叉补贴问题的重要程度和困难程度。

　　对于当前存在的比较严重的两类交叉补贴，我们应分别妥善处理：

　　一是大工业用电补贴居民和农业用电。处理这类交叉补贴的关键是适当提高居民用电价格，因为我国的居民用电价格不仅低于成本，也远低于大多数国家。为了减少对低收入人群的影响，提高居民用电价格可以采用拉大阶梯电价的电价差等方式；二是高电压用电补贴低电压用电。处理这类交叉补贴的关键是不再要求输配电价与原目录电价“衔接”，输配电价依据各电压等级的实际供电成本核定。如果由于长期电价扭曲导致电网企业中低压配电资产过少，核定输配电价时可以采用“典型电网模型”等方法，逐步将扭曲的输配电价回归到正常水平。

　　新的电价形成机制难以理顺的另外一个因素，是原有目录电价的干扰。只有彻底废止工商业用电的目录电价，各界翘首以盼的分时输配电价、可选择的输配电价套餐、乃至三部制输配电价等创新价格机制才可能出现，售电侧市场才可能真正形成。

　　“管住中间”是本轮电改是否成功的关键

　　发达国家的电力体制改革经验表明，输配电环节实现公平开放且受到严格监管，是有效的电力市场得以形成的前提。也就是说，只有“管住了中间”，“放开两头”才有实际意义。

　　然而，从这五年来的实际情况看，“管住中间”做得明显不够，电网企业往往既是运动员又是裁判员，电力交易中心的电力交易结果经常得不到执行。时隔五年，国家发改委、国家能源局还在印发《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》的通知（发改体改〔2020〕234号），目标是在今年内实现电力交易机构的独立规范运行。“管住中间”的难度，由此可见一斑。

　　“管住中间”，除了支撑“放开两头”之外，同样重要的是通过对电网企业的有效监管来降低输配电价。实际上，如果要继续挖掘降电价的潜力，发电环节让利已经难以为继，而输配电环节的效率还有提升空间。

　　加强对输配电环节的监管，应从以下几个方面着手：

　　一是分开监管输电业务和配电业务。电网企业同时经营输电业务和配电业务没有问题，但由于输电业务和配电业务的性质非常不同，对应的监管方式（甚至监管机构）都会不同，因此一定要将这两项业务分开；二是推行特许经营制度。不论是对于增量配电业务，还是存量的配电业务，都应该明确电网设施的产权，并通过特许经营合同来明确经营期限、经营者责任、退出机制等，否则有效的监管无从谈起；三是加强监管能力建设。在原电监会撤销后，我国输配电业务的监管职能分散到了能源、价格、经信、能监局（办）等多个机构，且存在政监不分、监管权力交叉、监管信息孤岛等体制问题。要实现对输配电业务的有效监管，最好是建立有足够权限、独立、综合的监管机构，还应建立公众参与监管的机制。