现行输配电价改革与市场化貌合神离

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。“9号文”提出要进一步研究电网体制改革，实际上现行输配电价政策可以看作是电网体制改革的开端。那么与此紧密相关的问题是，市场化改革需要输配电价成为什么样，发挥什么作用；现行输配电价政策的性质又是什么，是否契合市场化进程？本文简要分析这两方面的问题，并对与输配电价紧密相关的大用户电价这一现实政策调整问题做出剖析，以期抛砖引玉。

1输配电价与竞争性电力市场

输配电价并非天然地与竞争性电力市场结合在一起，那么电力市场化需要什么样的输配电价？直到上世纪80年代，电力行业仍是传统自然垄断规制理论未能完全攻克的最后一个领域。70年代末出现、80年代初成型并在90年代初成熟的电力现货定价理论，奠定了最优输电定价的理论基础，并引领了世界范围内的电力市场自由化改革浪潮。理论与实践均表明，电网环节的定价改革并不是传统自然垄断规制理论的简单应用，而是与电力市场化改革紧密相关。

在竞争性市场环境中，电网定价的目标是电网资源有效配置。纵观世界各国成熟电力市场，电网企业在电力市场中可能会承担各种各样的服务，除了基本的投资维护，还包括各类系统运营和市场运营（如系统平衡、频率和电压稳定、输电安全、经济计划和调度、合同执行等），以及与市场交易紧密相关的服务。各类服务都有相应成本，成本之间既有独立成本也有共同成本；加之电网典型的高沉没成本特征，使得电网环节的价格非常复杂。但这背后有清晰的经济学基础，即电网价格要引导电网资源的有效使用和有效投资。在竞争性电力市场中，电网的有效使用需要输电服务按边际成本定价，同时固定成本回收也要保证电网收支平衡，并能提供有效投资激励。理论上，不同的定价策略，线性和非线性定价均可实现同一目标，但由于所需条件不同，现实中往往要做一些会损失效率的权衡。

之所以强调电网服务定价，是因为它是电力价格的组成部分，没有输电服务的合理定价自然也不会有准确的最终电价。抛开电能的输送而谈电力商品，往往会产生一些误解，比如双边和集中交易模式之争。谈双边交易须同时谈发电和输电权两种服务的供求关系，在输电容量确定且无限供给的隐含假设下单纯谈电力供求曲线，会带来偏颇的结论。在理想条件下，两种模式下的竞争力量会产生相同的均衡电价，其差异仅在于因交易成本而导致的价格发现效率不同，从而使两种模式适用于不同特点（如长、短期）的交易。这里最为关键的一点是，电力必须依托电网才能成为现实商品，从这种意义上讲，相对于发电，输电才是分析电力商品的关键。

作为电价组成部分的输配电价，其改革政策设计会对整个市场化进程产生关键性影响，因此，我们对输配电价改革的期望不应停留在对传统体制的适应和调整上。电网体制改革政策仍在研究之中，需要我们更加深刻理解当下输配电价政策对下一步电力市场化改革的可能影响，这恰是能源体制革命的要求。

2现行输配电价政策的性质

现行输配电价政策是否与市场化方向相适应？目前来看，似乎很难得到肯定结论，二者之间反而有貌合神离之嫌。

正在逐步推行的输配电价仍是基于普通商品规制定价理论的宽泛概念。由于此轮改革尚缺乏清晰的竞争性电力市场蓝图，使所谓的输配电价成为一种混同多种电网服务的“打包电价”（经济学意义上的混同均衡，由于能够分别定价的服务取决于未定的市场机制设计，因此还不宜使用捆绑定价的概念），即将电网企业看作“黑箱”，一头进去发电量，另一头出来输配电量，中间所需的除发电之外的各类系统服务都被包括在了输配之中。

当然，这种设计具有现实针对性和一定必然性。传统体制下从电厂到用户的价格传导机制由于缺乏清晰的财务分离而不畅，从而使价格联动等价格调整面临障碍。因此，直观方案便是为电网企业制定独立电价。这也受到了普遍认可的“过路费”论点的支撑，即电网企业提供过网服务，从而只能收取类似于过路费的“过网费”。另外，此轮改革面临着宏观经济下行压力和行业供求形势巨变，独立输配电价政策一定程度上被寄予了降电价保增长的期望。

但现行输配电价政策及其支撑论点难以回避自身的片面性和局限性。传统价格传导机制不畅并不意味着实行财务分离就是解决之道。一方面，无论是计划体制还是市场体制，基本的财务清晰都是必要条件；另一方面，缺乏纵向结构调整支撑的财务分离，效率往往是最低的。电网服务本身就是决定电力商品价值的关键因素之一，电力商品属性能否还原根本上取决于电网环节的设计，这与“过路费”之间有天壤之别，形象地说“过网”是一个高度复杂且具有高附加值（安全可靠）的服务，而“过路”显然并非如此。更重要的是，电力行业发展的新动能必须依托体制革命才能实现，短暂缓解难以适应来自能源转型、经济发展、环境保护和气候变化等多方面提出的变革要求。

我们从纵向和横向两个角度来分析输配电价的“打包定价”特征。总地来看，现行输配电价政策混同了电网企业作为电网资产所有者、电力系统和电力市场运营者，以及电力交易参与者等三个主要功能。

首先，纵向上其实主要看电力交易参与者这一功能。现行输配电价政策名义规定，只有与输配电服务直接相关的资产和成本才能计入输配成本，但这是以传统纵向组织结构为政策前提，隐含地用“输配电服务”替换了“输配售电服务”。现行输配电政策在没有纵向组织结构重组的前提下，采取了基本的财务分离，并隐含地将“输配售成本”替换为“输配成本”，并以此为基础核定输配电价。尽管售电相对而言属于轻资产业务，但其与自然垄断环节的结构性分离对电力市场的意义却是基础性和决定性的。实际上，虽然现行输配电价政策赖以成型的财务分离能够从传统的终端电价中分离出独立输配电价，但却无法为确定合理终端电价而将输配成本和售电成本分离。从这个意义上讲，目前执行的财务分离并不彻底，从而导致现行输配电价政策在基础定价依据上缺乏充足的稳健性。

如果市场化改革方向不变，那么网络环节与售电环节的结构分离必不可免。从这个意义上讲，电网企业成立独立售电公司恰恰是值得肯定的。只是现行输配电价政策实质上扭曲了实现这种结构分离的路径。输配电价本应在电网企业存量资产中进行财务分离，但现行政策却使电网企业能够在推高输配成本的同时，通过成立新售电公司实现增量分离，即选择对其而言收益最大化的应对策略。换言之，现行输配电价政策事实上赋予了电网企业应对改革的明显后发优势。

其次，其他两个功能则可从横向角度分析。电力交易必须依托电网。作为资产所有者，电网企业投建电网必须获得回报。然而由于电网投资不可分性及由此导致的高沉没成本和强规模经济性，电网服务的边际定价并不足以回收全部成本，因此补充性定价就成为必要，而且这一定价只能通过政府规制定价实现。这里的逻辑是，补充性价格是政府用来辅助市场机制回收电网固定成本的，但不能扭曲电力市场效率。这种补充性规制定价既可表现为单一线性价格下的加价，也可表现为二部制及菜单，但最终目标是提升市场效率。

遗憾的是，现行输配电价政策显然不是基于电力市场的电网服务定价理念，而是嫁接了普通自然垄断行业的成本加成理念。现行输配电价政策的定价是以传统体制下电网企业定位为出发点，将系统和市场运营功能包括在了所有者功能之中，完全忽略了体制变化对电网企业功能和定位的可能影响，及由此导致的定价依据的变化。现行政策本质上并未体现电力行业和电力商品的特殊性。有意思的是，反观国际经验，电力市场化浪潮的开始恰恰意味着对传统规制政策的摒弃，转而以市场机制或激励性规制替代。

实际上，电力系统和电力市场的运营者功能恰恰是电力市场设计的核心内容。简单而言，输配电价政策与市场模式紧密相关，比如依据市场模式不同，作为电网使用主要可变成本的网损和阻塞既可以在电能价格中回收，也可以在输电价格中分摊回收；同时不同市场模式下的系统运营机构的功能边界也不同，具备不同功能范围的企业对成本回收的要求自然不同。现行输配电价客观上缺乏市场模式选择的支撑，实际是在按系统和市场运营功能的最大可能性边界设计，是一种最大化“打包定价”。在这种特征下，不可能避免地，成本加成规制会激励企业过度使用高成本策略，而且极容易隐瞒真实成本信息，这既提高了政府规制的难度，也构成了推进电力市场化实质进程的阻碍。

总之，现行输配电价政策与电力市场设计远未有效衔接，很难称之为电力市场化改革的一部分，最多是在完成自2002年以来应该但一直未完成的基本财务分离。正是因为缺乏组织结构重组、市场模式选择和机制设计规则的支撑，再加上先天不足的监管体制与监管能力，注定了输配电价政策从一开始就难以定位于促进电力市场化进程，而只能着眼于如何确定出一个电力价格传导环节的中间价格，这恰是输配电价作为“打包定价”特征的基本逻辑。

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。

4不能不谈基本电费

谈输配电价还不能不谈大用户电价改革。为什么要把一个中间电价和一个终端电价放在一起谈？原因有二：一来现行输配电价政策的定价依据已与大用户二部制电价中的基本电费的定价依据出现冲突；二来这是“降电价”的客观要求，尤其是通过改革不合理定价政策来降低电价，更应该大力支持。根据政策，基本电费既可以按容量确定，又可以按最大需量确定，这实际上反映出最初政策出台时的纠结考虑：既要回收成本、引导投资，又要促进有效利用。将这两个功能放在一起用同一种价格回收，是否合理？

首先来看成本回收。基本电费涉及的是接入设施的成本回收，类似于一种“浅度输配成本”中的接入部分，据此形成的价格构成了接入共用网络的接入费。在现行输配电价政策下，接入部分如果由电网投资，那么会被计入专项服务成本，从而核入输配电价；而如果由用户投资并交由电网运营，除非电网投入在接入设施的运维成本未被计算电网成本，否则让基本电费再承担所谓成本回收就缺乏依据。当然，大用户接入往往需要共用网络进行配套升级改造，不过这部分投资会进入电网共用网络服务成本。因此，输配电价政策的出台实际上已经消除了基本电费在成本回收方面的依据。

其次来看引导有效使用，这本质上涉及到系统服务定价。系统服务不是仅由接入设施提供，而是由系统中所有资源共同提供。调度依靠电网资产提供这种系统服务，保证用户时刻享受到可靠发供电服务，由此产生的成本包括在输配成本里，这恰是“打包定价”的基本特征。反之，如果允许电网企业在收取输配电价的同时，还能因提供“额外”服务而收益，那么可以判定，现行输配电价政策本身出了问题。在输配电价改革之后，用电行为将受发电价格和输配电价引导。此时再以引导用户合理用电作为依据，执行额外的基本电费政策，显然难以令人信服。

因此，在现行输配电价政策不断推广条件下，大用户继续缴纳基本电费，实际上是在承担一种“第二输配电价”，这构成了现实的额外负担。所以，大用户对改革基本电费的诉求也是合理的。

可以看出，在现行输配电价政策下，取消基本电费具有充分依据。不过，《省级电网输配电价定价办法（试行）》（征求意见稿）仍提出：“目录销售电价中执行两部制电价的用户应当执行两部制输配电价”，这实际上是在维持大用户二部制电价，或者说，仍是将基本电费作为二部制输配电价的固定电价部分（此处值得玩味，但不展开）。这一规定显然是不合理的。

不过，对这一规定仍有许多支持观点。有观点认为，维持大用户二部制电价是为了“公平”。此类观点认为，取消基本电费对电网企业不公平，因为不管用户是否使用，设备和电网都在提供服务。分析至此，不妨先剖析一下二部制定价。这一观点看似合理，因为其肯定了二部制这一“形式”的必要性，但却以此回避了定价依据及由此决定的定价水平是否合理的核心问题。实际上，极少有二部制是为了促进公平，如果存在公平的效果，那只可能存在两种情况：其一是以促进效率为前提；其二是政府刻意为之，此时往往伴随效率的极大损失。二部制定价的基本原则是固定成本回收不能扭曲整体定价效率。具体到大用户电价来说，基本电费的收取不能影响用户基于电能价格和输配电价而做出的用电决策。但现实情况却表明，现行基本电费已经在扭曲用电决策。

总之，如果现行输配电价要继续推广，那么基本电费就应该取消。不过，考虑到取消基本电费必然面临种种阻力，或许一些折中方案会更具可行性，好在可选的方案还有若干。一种可行办法是仍保留基本电费，但要基于容量定价的考虑，测算相关接入设施初始投资及全生命周期内的维护投资，同时将电网自建与用户投建之间实施对标。可以预见，以此核算的水平必然会比现有价格大幅下降。当然，即使如此也仍会存在大用户之间的交叉补贴，但就整体降低的基本电费而言，这对所有大用户都是有利的。

引入二部制菜单电价也不失为一种可行方式。设计合理的菜单，不但能提升定价效率（二级差别定价），而且能消除单一二部制下的交易壁垒，这恰恰能应对很多大用户的现实困境。那种天然地认为菜单制就是执行高容量电价加低电量电价与低容量电价加高电量电价的组合的观点，过于片面而且比较基准也不对，这只能表明菜单设计不合理。

三部制同样有可能。考虑到大用户负荷对系统影响较大，在降低基本电费水平的条件下，还可加入引导有效利用的定价部分，从而使定价结构变为：（低）容量电价、最大需量电价和电量电价。最大需量定价的着眼点不是接入设施的使用，而是对整个系统的贡献或影响；重点也不在技术意义的同时率，而是在不同系统状态下的贡献差异，其实就是半个多世纪前由经济学家提出的“Coincident Peak Demand Charge”，即分时最大需量定价。

总之，针对大用户二部制电价的可行改革，要着眼于定价结构和定价水平上，而不是既有政策的修修补补，只要方向是对的，进度快慢可以根据现实条件灵活调整，但切忌以计划思维去理解价格。

最后，笔者想表达的是，为了不忘电改初心，需要我们以市场化为标尺，以还原电力商品属性为基准，去理解每一项改革政策。唯此，电改各方才能最大限度地达成共识，而不会落于各自为战，彼此掣肘的“囚徒困境”局面。

（作者系中国社会科学院财经战略研究院副研究员、中国社会科学院能源经济研究中心副主任）

来源：中国能源报 这种：冯永晟

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