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近两年来，输配电价改革不断提速，成为新一轮电改的亮点。针对输配电价改革的普遍观点大致有两个，一是改变电网企业传统盈利模式；二是理顺电价传递通道。相对于传统体制，这两点确实是重要变化和巨大进步。与此同时，当下仍鲜有针对既定输配电价政策对电力市场化进程影响的关注。
3．现行输配电价政策对市场化的潜在影响 现行输配电价政策问题的根源并非来自于价格决策部门，价格决策部门只是既定电力改革思路的执行者之一。根本上，现行输配电价政策是服务于“9号文”确定的简单利益再调整的改革思路，根本问题还出在改革方向和改革路径的选择上。因此，输配电价政策的缺陷反映的是整个电改的问题。由于缺乏系统性设计和对各主要改革政策的综合权衡、协调，输配电价、市场交易、交易机构、售电侧等改革实际上都是在各自为战，其结果是随着时间推移，各项改革均暴露出越来越多需要系统推进才能解决的问题，在某些领域，“退”和“进”甚至又重新成为讨论的焦点，这不能不引起重视。 对输配电价政策而言，除肯定其在电网环节财务监审方面的进步外，更应该重视定价政策效果发挥所面临的困难，以及对电力市场化进程的各类潜在影响，主要从三个方面考虑。 第一，保持传统电网投资激励，政策推进面临较大难度。现行输配电价政策在成本监审中主要针对非相关业务成本的剔除，却无法有效控制对相关业务的投资激励，尽管也引入了一定的激励性设计，但这些局部的边际改进不足以构成实质影响，从而改变成本加成的性质。比如，企业内部的成本转移，如日常运营成本向工程成本转移等，很难被有效监测和控制，特别是很多成本转移是间接性而非直接性时，问题尤甚，而这些应对策略会抵消有限的激励性设计的作用，甚至还会出现过度转移。换言之，可以剔除不相关成本但无法控制相关成本，是现行成本加成规制政策的尴尬。与之对应的激励性监管无疑是真正约束电网经营激励的正确选择，但在短期内，这涉及到深层次的国资国企体制改革，尚难协调。因此结果很可能是，现行输配电价政策将很难有效控制输配成本增加和输配电价升高的趋势，而这可能导致政策本身的搁浅。 第二，缩小竞争性市场设计的可选集合，制约改革路径选择。由于独立输配电价政策进展相对较快，接下来的电力市场交易模式的选择必须要以此为前提确定可行方案。但路径锁定下的市场模式是否最优却是疑问，而且一些可能方案也会因路径锁定而降低可行性。比如，由于现行输配电价政策是一种全成本分摊，即“打包定价”，并未区分可变成本和固定成本，这天然地与基于节点边际定价的市场模式存在冲突。因为在节点边际定价市场中，系统运营的主要成本项会全部或部分地体现在节点电价中。除非允许用户承担双重负担，否则两种设计无法共存。此外，粗略地讲，目前特征的输配电价是适于并依托双边交易的市场模式，然而该模式又依赖于其物理运营基础从集中调度向自调度的转变。但这种变化的可能性和可行性都值得深究，至少是不确定性和风险太大。所以，现行输配电价政策与市场化改革路径，甚至与传统的电力系统特征很难互洽。 第三，适应经济形势变化需要，维持电力整体利益格局。不可否认，此轮改革方案受国民经济和电力行业形势变化的影响巨大，在这种背景下，输配电价政策的一个重要出发点是服务于整个国民经济降成本的宏观政策目标。而传统体制下，阻碍电价传导的突出问题是没有独立的输配电价。上述背景与问题的结合，客观上使输配电价政策构成一种利益交换：一方面，在现有规制体制和规制能力下，电网企业的核心利益难以被实质触及，因此，形成一个“独立”的输配电价进而理顺传统体制下的电价传递通道，似乎是一个具有“帕累托改进”性质的方案；另一方面，从某种意义上讲，现行输配电价政策是在为电网的传统投资模式提供一种“保险”，以剔除非相关成本来保全其核心利益和传统的经营激励。但问题在于，长期的利益格局调整难题将随宏观经济和电力行业形势变化而更加凸显。 当然，现行输配电价政策的特征也是与现有电力监管体制相适应的，单纯依靠电价主管部门很难从电力市场化角度来认识和推进输配电价改革。也正是从这个意义上讲，综合性、专业性的监管机构对推进输配电价改革不可缺少，或许未来大能源部的设立以及电力市场改革委员会能够从组织机构设置上给予电力体制改革以更大推力和实质支持。 |
