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。