在供给侧结构性改革的背景下，降电价成为“三去一降一补”的重要任务之一；“降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%”，作为量化指标在2018年政府工作报告中被明确提出。经济增速放缓，企业利润增速减缓，直接导致企业对生产要素成本的敏感度提升，无论是中西部省份，还是东部省份，降电价的诉求愈加明显。

　　在“放管服”的大背景下，地方政府成为本轮电力市场化改革中电力用户的天然代表，电力市场建设的现状和输配电价的约束机制不约而同地转向电价的下调。一方面希望通过剔除电价中不合理的部分让利于地方实体经济发展，帮助企业渡过难关，另一方面，社会各方都坚信电力行业有降价空间。

　　根据国家发改委发布的数据显示，通过严格的输配电成本监审，核减与输配电业务不相关、不合理的成本占整体核减比例约为14.5%，平均输配电价较现行购销差价降低约1分钱，核减32个省级电网准许收入约480亿元。

　　通过约束电网企业成本，实现降低实体经济用能成本；通过创新电网企业监管模式，可以反映用户的真实用电成本和投资者的机会收益；通过发、输、配、售四个环节透明化，进一步还原电力的商品属性；通过经济规律，引导电力系统资源优化配置，是本轮输配电价改革的初衷和目标。这需要不同层次的决策主体及各利益相关方必须充分理解和追求共同目标。

　　在实际定价过程中，国家以控制和规范成本及收益为目标，对应的定价方法是“准许成本+合理收益”；省级政府的目标是降低输配电价格，对应的方法是价格上限法，即不管实际成本大小，只能在原来购销差价的基础上降低输配电价格；电网企业的目标则是实现准许收益最大化。

　　电网企业相关人士表示，“第一个三年输配电价的投资核定基本上都是人为确定的，通常以不提高输配电价水平，或者是降低输配电价水平倒算的输配电投资，因为没有经验，也没有可供借鉴的工具和方法，导致了这种审核的随意性。”他介绍，目前我国电力规划均以电源规划为主，对于电网投资的表述相对欠缺。输配电价核定办法中虽然对新增输配电投资明确“应与规划电量增长、负荷增长、供电可靠性相匹配”，但什么情况才是“匹配”，缺乏具体的执行标准，在实际中也难以操作。

　　据了解，在已出台的《输配电定价成本监审办法》中，将“规划新增输配电固定资产投资额”的主导权交回政府主管部门手中。在实际的核定过程中，部分地方政府部门简单地理解为投资与电量挂钩，电量不增长，投资就不应该发生。这样的理解虽然有一定的合理性，但目前我国经济进入新常态，很多高耗能产业正面临转型升级，电力需求增长存在波动性，未来的用电量需求也难以准确预估。在事前定价的情况下，核价电量必然会与实际发生存在偏差，这也不难理解电网企业对于如何保障回收成本、获得合理收益的隐忧。

　　从目前我国电力系统发展来看，与电源投资相比，电网的建设力度和输送能力仍显薄弱。目前我国电网建设仍处于高峰期，投资重点逐渐由主干网络向配电网转移。若过度地以降低输配电价为目的而压减电网投资，会制约电网的建设速度，对我国电力和经济发展产生反效果。但同时不能排除有些地区或有些项目出现投资过剩或潜在投资过剩的问题。从国外的实践来看，采用“准许成本+合理收益”的定价方式，只核定准许成本而不核定有效资产，往往会导致投资过剩的AJ效应。

　　电力工业是资本积累的产业，电网投资直接影响输配电所得总准许收入，进而影响输配电价的高低。而输配电价的定价规则必须使电网企业能收回成本并获得适当回报，但只有在有效率投资和运行的前提下发生的合理成本，才能计入价格，否则会导致用户为不合理的高成本付费。从电网企业自身的角度，通过扩大投资提高收益无可厚非，但用户与电网企业的利益关系同样需要兼顾，这也体现了与事后监管相比，事前监管则更需要专业、明确的监管规则，以激励机制平衡电网发展与成本诉求，进而优化输配电价结构，使价格更趋于反映合理成本。

　　长沙理工大学副校长、教授叶泽在接受本刊专访时表示，本轮核定输配电价还处于初期探索阶段，测算的依据也是基于一定的历史数据和预测指标。在下一核价周期启动前，首先应针对不同情况设计参数和确定参数标准，如在准许收益率标准确定上，输配电阻塞严重或电网投资不足的省可取较高投资回报率，电网投资过剩的省则要取较低的投资回报率；甚至可以对特定类别的资产确定不同的投资回报率，以刺激电网投资。

　　同时，资产的使用率是决定输配电价的关键因素，应进一步考虑电力资产的有效性评估，在电网投资前置性的基础上建立合理的电网利用率规则，按照“有效”和“有用”的标准界定有效资产的划分。其中“有效”是指根据设备投入使用的年限，考虑适当的超前性和备用标准，为设备经济寿命期逐年确定不同利用率标准，如投产第一年的利用率达到20%，十年达到80%，超过标准的全部记为有效资产，达不到标准的则按比例扣减，以此来进一步规范新增电网投资的经济性和必要性，科学地界定电网企业的“合理收益”，避免潜在过剩投资成为现实。

　　电网企业相关人士表示，协调好输配电价和电网投资的关系，是全社会、全世界都面临的难题。对于政府而言，首先应从理念和管制能力的建设上有所突破，在理念上不应单纯以降低输配电价水平作为目标，而应着眼于电网和电力工业的长远发展；在管制能力上，应尽快建立科学的评估机制，实现电网投资经济性与收益合理性齐驱，避免过剩投资传导至电价端。对于电网企业而言，需要更好地适应政府监管，满足全社会对电网投资的接受性，以成本效益的评估方法和标准确定合理投资。对于全社会而言，也要树立电网投资规划经济性、合理性和必要性的全社会共同认知，以此来营造更为宽松的电力发展环境。

　　妥善解决交叉补贴　　增强输配电价执行力度

　　在全社会“降成本”的诉求驱动下，新一轮电改中发电企业、电网企业为降低用能成本付诸了大量的实践，而实体经济仍在高喊“用电成本高”。为什么实体经济感受不到“获得感”？抛开企业自身不合理用电成本的原因，在高声疾呼的背后，是“计划”转向“市场”的阶段性矛盾，同时也是我国电价体系束缚实体经济发展的集中体现。

　　在电力市场化改革前，我国销售电价长期执行政府定价。由城市用户补贴农村用电，工商业电价补贴居民和农业用电，省内发达市县补贴欠发达市县，各类电力用户的价格水平和实际供电成本在复杂的交叉补贴下形成明显差距，居民电价与工商业电价倒挂现象严重。

　　根据相关电改文件，在本轮输配电价改革中，没有参与直接交易和竞价交易的上网电量，以及居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电，继续执行政府定价。这表明，交叉补贴将会在未来一段时间内继续存在。

　　剑桥大学能源政策研究组副主任、国际电力市场专家Michael Pollitt教授在其发表的《重构中国的电力供应行业：广东电力市场试点情况评价》一文中，将广东省工业电价与美国德州工业电价进行对比，发现工商业与居民之间的交叉补贴是广东工业电价较高的主要原因。他认为，随着经济发展需求的不断提高，整个能源行业都将被划到“成本”一端。居民用电量的不断增长，工业用电比例将相对下降，交叉补贴不可持续。现在开始就应当对工业电价和居民电价进行再平衡，逐步缩减两者差距，才能更好地反映电力服务的基础成本。

　　一方面，交叉补贴看似把钱从左口袋揣到右口袋，不会影响国家整体收入和福利变化，但是从经济学的角度来说，向低成本用户收取高电价，向高成本用户征收低电价，不仅会产生抑制生产的效应，被征收高电价的企业无法实现最优生产，同时对于享受补贴的用户，会产生过度消费电力的习惯。不容忽视的是，目前对居民的交叉补贴也缺乏针对性，造成受益主体不是真正的低收入者，“穷人补贴不足、富人补贴过度”的现象普遍存在。

　　另一方面，随着大用户直接交易规模的不断扩大，承担发电成本和输配电成本双重交叉补贴的大工业用户陆续进入市场，这些大工业用户原来承担的交叉补贴的发电成本浮出水面，将造成电网企业平衡账户的亏损，没有疏导途径。