▲制圖：侯進雪
“2002年廠網分開，當時全國輸配電價平均下來不到0.11元/千瓦時，現在已達到0.22元/千瓦時，南方電網的輸配電價甚至還高于0.22元/千瓦時。這對應著多少錢呢?現在每年全社會用電量達到7萬億千瓦時，其中通過國家電網和南方電網銷售的在6萬億千瓦時左右，輸配電價上漲0.11元/千瓦時，相應的總費用就高達6600億元。那這些錢上哪去了?沒人能說得清�！痹谌涨罢匍_的“中國能源政策研究年會2019暨‘ 中國電力圓桌’第四季度會議”上，原中國電力投資集團總經理陸啟洲表達了對現行輸配電價改革的質疑，“電網企業作為自然壟斷企業，其存在的合理性就是規模效益，即一家搞比多家搞對社會來講，其供電成本是最低的。但現實中這些特征并沒有體現出來�！�
作為2015年啟動的新一輪電力體制改革的總體框架——“管住中間，放開兩頭”的關鍵一環，輸配電價改革因條件相對成熟、推進相對容易，成為此輪改革的重要突破口。早在2014年，輸配電價改革就已在深圳開始試點。2017年，全國省級電網輸配電價改革已經全面完成。當年的國務院常務會議在此基礎之上明確提出，要“推進省級電網輸配電價改革，合理降低輸配電價格”。但事與愿違，截至目前，輸配電價“不降反升”、成倍增長，原因何在?
“17年來，每次電價調整，輸配電價就會提高一點，這一部分成本最終不但沒有降下來，反而成倍地翻了上去”
“電力體制改革的總目標是讓電力回歸商品屬性。現在的問題出在什么地方呢?電力要回歸商品屬性，無論在技術上、經濟上，還是在體制上，都是繞不開電網企業的。”陸啟洲說。
據記者了解，電網企業在電力系統中負責搭建電力輸送網絡，并收取相應的“過網費”，類似于高速公路收取“過路費”。此前電網的盈利路徑是賺取“差價”，即電廠首先將電力按照國家規定的價格賣給電網，然后再由后者按照國家規定的價格賣給用戶，電網作為“中間商”，通過購銷差價獲得收入。但長期以來，我國電網企業“過網費”的核定是筆“糊涂賬”，負責定價的國家主管部門也不十分了解其具體構成，這反過來影響了購銷電價的制定。當前輸配電價改革的核心便是厘清各類成本、把賬算清，進而為發電廠和電力用戶的直接見面提供公平、合理、透明的價格信號，為電力價格的市場化鋪平道路。
基于此，國務院常務會議針對輸配電價改革提出了“推進省級電網輸配電價改革，合理降低輸配電價格”的明確要求。但現實卻與此相反。“從上一輪電改到現在17年來，每次電價調整，輸配電價就會提高一點，這一部分成本最終不但沒有降下來，反而成倍地翻了上去�！标憜⒅拚f。
與此形成鮮明對比的是，2002年、2018年發電企業平均上網電價分別約為0.356元/千瓦時和0.374元/千瓦時，幾無波動。
“電力用戶要為規劃中的、還沒有投運的線路付費，這個事情很有爭議，也是導致輸配電價偏高的原因”
針對陸啟洲的發言，南方電網公司原總經理鐘俊當場給出回應：“不增是不可能的”。
鐘俊說：“大家可能還不知道，我國有堅強的主電網，但我們的配電網很薄弱。這個事情，跟誰說，誰也不會相信，但這是事實。所以，目前一般城市是搞不了智能電網的，因為他們沒這個基礎。因此，每年南方電網要投入1000億元用于電網改造，當然這里面有一個投資效率的問題，即900億元或800億元是不是就夠了?這就需要通過體制改革政策的落實來降低投資成本。但這些投資都會計入輸配電價，所以輸配電價每年還是遞增的，不增是不可能的�！�
鐘俊進一步指出，電網體量越來越大，其發展也越來越快，這是目前的整體形勢�！皯撜f，現在的電網跟電力體制改革之前的電網是有區別的。另外，當前國家電網正在建設的特高壓輸電線路還比較多，投資也比較大。在此背景下，這幾年國家發改委價格司在核定輸配電價時，往往降不下來，因為電網每年投入成本很高，這還未算人工成本的增加。”
中國國際經濟交流中心研究員范必指出，推漲輸配電價的主要因素是投資，但在目前的計算方式中，準許成本的范圍過寬。據介紹，按照國家發改委2016年制定的《省級電網輸配電價定價辦法(試行)》，電網企業規劃新增輸配電固定資產投資額可按照不超過75%的比例算入折舊費用，從而成為準許成本的一部分。
“這種將規劃線路或設備都算作電網已發生的成本的情況，讓電力用戶負擔了額外的成本。”范必將這種現象類比為高速公路的通行費，“相當于這條路現在還沒有建，我還沒有走過，但我已經要為這條道路付費了。這意味著電力用戶要為規劃中的、還沒有投運的線路付費，這個事情很有爭議，也是導致輸配電價偏高的原因。”
“近日電網企業發文嚴控投資，對于輸配電價改革而言是好事。投資減少了，輸配電價就應該同步降下來�！狈侗乇硎�。
另外，范必還指出，目前改革試點以省為單位，省內實行統一輸配電價，而非按照節點來計算。“這種計價方式忽略了不同距離間輸配電的成本差異，特別是增加了可再生能源、分布式能源等電力就近消納的成本。”
“這些交叉補貼沒有經過嚴格測算和第三方監督，企業申報之后就全部計入了輸配電價”
針對輸配電價改革出現的問題，國家發改委也已開始重新調整、細化定價政策。
2019年5月，國家發改委、國家能源局聯合修訂出臺新版《輸配電定價成本監審辦法》，明確提出“電網企業未實際投入使用、未達到規劃目標、重復建設等輸配電資產及成本費用不列入輸配電成本”;2019年12月，國家發改委對上述《定價辦法(試行)》進行修訂并征求意見，而根據目前的修訂版內容，未明確具體投資項目和資產結構、監管周期內無投運計劃或無法按期建成投運的，將無法再通過計入折舊費用而成為準許成本。
“既然我們的配電網薄弱，就應該把投資更多地放在配電網，而不是再建許多西北到東南的特高壓�！敝袊缈圃汗そ浰茉囱芯渴抑魅沃焱毖裕磥黼娏π袠I的轉型方向和創新將主要集中在配電側和用戶側，“我們應該在能源轉型的框架下思考問題。如果還按照傳統的思路，最后投得越多，可能就有越多的資產要面臨擱置、淘汰�！�
另據業內人士分析，過高的交叉補貼是導致輸配電價居高不下的又一個原因。
據了解，“交叉補貼”的存在與我國當前的電價政策緊密相關。具體來講，居民用電量小，類似于“零售”;工業用電量大，類似于“批發”。各類商品的批發價格一般遠低于零售價格。但考慮到民生問題，我國制定的工商業電價遠高于居民電價，即用較高的工商業電價來補貼城市居民和農業低價用電。
上述人士表示：“從用電結構來看，現有的交叉補貼已經遠遠超出實際需求。這些交叉補貼沒有經過嚴格測算和第三方監督，企業申報之后就全部計入了輸配電價�！�
但是，目前出臺的輸配電價政策并未就厘清交叉補貼給出具體的解決方案，最新的修訂版《定價辦法(試行)》也僅有“逐步縮減”“合理測算”“妥善處理”等原則性表述。
毫無疑問，未來輸配電價能否如愿進入下行通道，將取決于電改的力度和深度。
評論：輸配電價不能總是一筆“糊涂賬”
文丨本報評論員
17年的時間，輸配電價從每千瓦時0.11元倍增至0.22元，綜合考慮這些年物價、投資、人工等諸多因素，這樣的漲幅是否科學?漲多少才算合理?為何只升不降?在充滿量化思維的電力領域，這卻是一道道無解之題。原因在于，輸配電價理應包括什么，實際又包括什么，始終是一本“糊涂賬”。
需要肯定的是，實施輸配電價改革本身已經是一個巨大的進步。輸配電價改革實施前，電網企業左手從發電企業買電，右手把電賣給電力用戶，這一進一出產生的購銷差價，就成了電網企業的收入來源。換言之，“輸配電價”的概念并沒有對電網企業經營產生實質上的制約。而根據2015年發布的“電改9號文”以及《輸配電定價成本監審辦法(試行)》的要求，輸配電價改革后，電網盈利將與購售電差價脫鉤，轉而按照“準許成本加合理收益”的原則，對電網企業實行總收入監管。
“管住中間，放開兩頭”是新一輪電力體制改革的基本路徑，而“管住中間”的核心抓手就是輸配電價改革，“管不住中間”，電改仍將是紙上談兵。只有厘清輸配電價，從機制上把電網“過網費”和發售電價區別開來，才能真正釋放發電側、用電側的競爭性環節電力價格，即“放開兩頭”，讓電力市場化改革真正落地。
輸配電價迄今已歷經兩輪改革，第一個監管周期始于2017年，止于2019年。2019年年初，國家發改委啟動第二監管周期輸配電定價成本監審，同年發布的《輸配電定價成本監審辦法》(修訂稿)和《省級電網輸配電價定價辦法(試行)》(修訂征求意見稿)可被視為首個監管周期的經驗成果。透過兩份文件中的內容，可以看到主管部門正在深入剖解電網企業成本，力圖算清這筆賬。
但現實卻并不理想。例如，輸配電價構成中，最讓人摸不著頭腦的，莫過于交叉補貼�！妒〖夒娋W輸配電價定價辦法(試行)》(修訂征求意見稿)就此給出的解決方案是“結合電力體制改革進程，合理測算政策性交叉補貼規模，妥善處理政策性交叉補貼問題”。而這種原則性的、沒有切實執行方案的表述透露出的信息是，如何厘清交叉補貼仍是一塊難啃的骨頭，缺少實現手段。
與此同時，輸配電價改革作為產業鏈條的中間環節，應與發電側、售電側、需求側以及增量配電等其他改革環節相適應。而在廣東電力現貨市場試點中，面對試點過程中暴露出的輸配未分離、固定的輸配電價機制與現行目錄電價銜接不暢的問題，上述文件中對此也僅僅是提出了“結合實際情況可探索提出符合現貨市場需要的、具有一定彈性的分時輸配電價方案”，并無實際對策。
但從積極意義上講，上述重重難題在阻礙輸配電價改革的同時，也幫助改革者鎖定了未來改革的發力點和努力方向。
要理性看到的是，電力體制改革是一項復雜的系統性工程，政策制定需要綜合考量電網、政府、用戶的利害得失，多方統籌，急不得;但在電改不斷深化、規則逐漸科學的大背景下，過去遺留下來的“疑難雜癥”正在成為當前和未來改革的障礙，亟待解決，拖不得;未來輸配電價能否按照國務院的要求如愿進入下行通道，是檢驗新一輪電改成功與否的關鍵所在，更是糊涂不得。
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