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“2002年厂网分开，当时全国输配电价平均下来不到0.11元/千瓦时，现在已达到0.22元/千瓦时，南方电网的输配电价甚至还高于0.22元/千瓦时。这对应着多少钱呢？现在每年全社会用电量达到7万亿千瓦时，其中通过国家电网和南方电网销售的在6万亿千瓦时左右，输配电价上涨0.11元/千瓦时，相应的总费用就高达6600亿元。那这些钱上哪去了？没人能说得清。”
在日前召开的“中国能源政策研究年会2019暨‘ 中国电力圆桌’第四季度会议”上，原中国电力投资集团总经理陆启洲表达了对现行输配电价改革的质疑，“电网企业作为自然垄断企业，其存在的合理性就是规模效益，即一家搞比多家搞对社会来讲，其供电成本是最低的。但现实中这些特征并没有体现出来。”
作为2015年启动的新一轮电力体制改革的总体框架——“管住中间，放开两头”的关键一环，输配电价改革因条件相对成熟、推进相对容易，成为此轮改革的重要突破口。
早在2014年，输配电价改革就已在深圳开始试点。2017年，全国省级电网输配电价改革已经全面完成。当年的国务院常务会议在此基础之上明确提出，要“推进省级电网输配电价改革，合理降低输配电价格”。但事与愿违，截至目前，输配电价“不降反升”、成倍增长，原因何在？
“17年来，每次电价调整，输配电价就会提高一点，这一部分成本最终不但没有降下来，反而成倍地翻了上去。”
“电力体制改革的总目标是让电力回归商品属性。现在的问题出在什么地方呢？电力要回归商品属性，无论在技术上、经济上，还是在体制上，都是绕不开电网企业的。”陆启洲说。
据记者了解，电网企业在电力系统中负责搭建电力输送网络，并收取相应的“过网费”，类似于高速公路收取“过路费”。此前电网的盈利路径是赚取“差价”，即电厂首先将电力按照国家规定的价格卖给电网，然后再由后者按照国家规定的价格卖给用户，电网作为“中间商”，通过购销差价获得收入。但长期以来，我国电网企业“过网费”的核定是笔“糊涂账”，负责定价的国家主管部门也不十分了解其具体构成，这反过来影响了购销电价的制定。当前输配电价改革的核心便是厘清各类成本、把账算清，进而为发电厂和电力用户的直接见面提供公平、合理、透明的价格信号，为电力价格的市场化铺平道路。
基于此，国务院常务会议针对输配电价改革提出了“推进省级电网输配电价改革，合理降低输配电价格”的明确要求。但现实却与此相反。“从上一轮电改到现在17年来，每次电价调整，输配电价就会提高一点，这一部分成本最终不但没有降下来，反而成倍地翻了上去。”陆启洲说。
与此形成鲜明对比的是，2002年、2018年发电企业平均上网电价分别约为0.356元/千瓦时和0.374元/千瓦时，几无波动。
“电力用户要为规划中的、还没有投运的线路付费，这个事情很有争议，也是导致输配电价偏高的原因。”
针对陆启洲的发言，南方电网公司原总经理钟俊当场给出回应：“不增是不可能的”。
钟俊说：“大家可能还不知道，我国有坚强的主电网，但我们的配电网很薄弱。这个事情，跟谁说，谁也不会相信，但这是事实。所以，目前一般城市是搞不了智能电网的，因为他们没这个基础。因此，每年南方电网要投入1000亿元用于电网改造，当然这里面有一个投资效率的问题，即900亿元或800亿元是不是就够了？这就需要通过体制改革政策的落实来降低投资成本。但这些投资都会计入输配电价，所以输配电价每年还是递增的，不增是不可能的。”
钟俊进一步指出，电网体量越来越大，其发展也越来越快，这是目前的整体形势。“应该说，现在的电网跟电力体制改革之前的电网是有区别的。另外，当前国家电网正在建设的特高压输电线路还比较多，投资也比较大。在此背景下，这几年国家发改委价格司在核定输配电价时，往往降不下来，因为电网每年投入成本很高，这还未算人工成本的增加。”
中国国际经济交流中心研究员范必指出，推涨输配电价的主要因素是投资，但在目前的计算方式中，准许成本的范围过宽。据介绍，按照国家发改委2016年制定的《省级电网输配电价定价办法（试行）》，电网企业规划新增输配电固定资产投资额可按照不超过75%的比例算入折旧费用，从而成为准许成本的一部分。
“这种将规划线路或设备都算作电网已发生的成本的情况，让电力用户负担了额外的成本。”范必将这种现象类比为高速公路的通行费，“相当于这条路现在还没有建，我还没有走过，但我已经要为这条道路付费了。这意味着电力用户要为规划中的、还没有投运的线路付费，这个事情很有争议，也是导致输配电价偏高的原因。”
“近日电网企业发文严控投资，对于输配电价改革而言是好事。投资减少了，输配电价就应该同步降下来。”范必表示。
另外，范必还指出，目前改革试点以省为单位，省内实行统一输配电价，而非按照节点来计算。“这种计价方式忽略了不同距离间输配电的成本差异，特别是增加了可再生能源、分布式能源等电力就近消纳的成本。”
“这些交叉补贴没有经过严格测算和第三方监督，企业申报之后就全部计入了输配电价。”
针对输配电价改革出现的问题，国家发改委也已开始重新调整、细化定价政策。
2019年5月，国家发改委、国家能源局联合修订出台新版《输配电定价成本监审办法》，明确提出“电网企业未实际投入使用、未达到规划目标、重复建设等输配电资产及成本费用不列入输配电成本”；2019年12月，国家发改委对上述《定价办法（试行）》进行修订并征求意见，而根据目前的修订版内容，未明确具体投资项目和资产结构、监管周期内无投运计划或无法按期建成投运的，将无法再通过计入折旧费用而成为准许成本。
“既然我们的配电网薄弱，就应该把投资更多地放在配电网，而不是再建许多西北到东南的特高压。”中国社科院工经所能源研究室主任朱彤直言，未来电力行业的转型方向和创新将主要集中在配电侧和用户侧，“我们应该在能源转型的框架下思考问题。如果还按照传统的思路，最后投得越多，可能就有越多的资产要面临搁置、淘汰。”
另据业内人士分析，过高的交叉补贴是导致输配电价居高不下的又一个原因。
据了解，“交叉补贴”的存在与我国当前的电价政策紧密相关。具体来讲，居民用电量小，类似于“零售”；工业用电量大，类似于“批发”。各类商品的批发价格一般远低于零售价格。但考虑到民生问题，我国制定的工商业电价远高于居民电价，即用较高的工商业电价来补贴城市居民和农业低价用电。
上述人士表示：“从用电结构来看，现有的交叉补贴已经远远超出实际需求。这些交叉补贴没有经过严格测算和第三方监督，企业申报之后就全部计入了输配电价。”
但是，目前出台的输配电价政策并未就厘清交叉补贴给出具体的解决方案，最新的修订版《定价办法（试行）》也仅有“逐步缩减”“合理测算”“妥善处理”等原则性表述。
毫无疑问，未来输配电价能否如愿进入下行通道，将取决于电改的力度和深度。
评论： 输配电价不能总是一笔“糊涂账”
17年的时间，输配电价从每千瓦时0.11元倍增至0.22元，综合考虑这些年物价、投资、人工等诸多因素，这样的涨幅是否科学？涨多少才算合理？为何只升不降？在充满量化思维的电力领域，这却是一道道无解之题。原因在于，输配电价理应包括什么，实际又包括什么，始终是一本“糊涂账”。
需要肯定的是，实施输配电价改革本身已经是一个巨大的进步。输配电价改革实施前，电网企业左手从发电企业买电，右手把电卖给电力用户，这一进一出产生的购销差价，就成了电网企业的收入来源。换言之，“输配电价”的概念并没有对电网企业经营产生实质上的制约。而根据2015年发布的“电改9号文”以及《输配电定价成本监审办法(试行)》的要求，输配电价改革后，电网盈利将与购售电差价脱钩，转而按照“准许成本加合理收益”的原则，对电网企业实行总收入监管。
“管住中间，放开两头”是新一轮电力体制改革的基本路径，而“管住中间”的核心抓手就是输配电价改革，“管不住中间”，电改仍将是纸上谈兵。只有厘清输配电价，从机制上把电网“过网费”和发售电价区别开来，才能真正释放发电侧、用电侧的竞争性环节电力价格，即“放开两头”，让电力市场化改革真正落地。
输配电价迄今已历经两轮改革，第一个监管周期始于2017年，止于2019年。2019年年初，国家发改委启动第二监管周期输配电定价成本监审，同年发布的《输配电定价成本监审办法》（修订稿）和《省级电网输配电价定价办法（试行）》（修订征求意见稿）可被视为首个监管周期的经验成果。透过两份文件中的内容，可以看到主管部门正在深入剖解电网企业成本，力图算清这笔账。
但现实却并不理想。例如，输配电价构成中，最让人摸不着头脑的，莫过于交叉补贴。《省级电网输配电价定价办法（试行）》（修订征求意见稿）就此给出的解决方案是“结合电力体制改革进程，合理测算政策性交叉补贴规模，妥善处理政策性交叉补贴问题”。而这种原则性的、没有切实执行方案的表述透露出的信息是，如何厘清交叉补贴仍是一块难啃的骨头，缺少实现手段。
与此同时，输配电价改革作为产业链条的中间环节，应与发电侧、售电侧、需求侧以及增量配电等其他改革环节相适应。而在广东电力现货市场试点中，面对试点过程中暴露出的输配未分离、固定的输配电价机制与现行目录电价衔接不畅的问题，上述文件中对此也仅仅是提出了“结合实际情况可探索提出符合现货市场需要的、具有一定弹性的分时输配电价方案”，并无实际对策。
但从积极意义上讲，上述重重难题在阻碍输配电价改革的同时，也帮助改革者锁定了未来改革的发力点和努力方向。
要理性看到的是，电力体制改革是一项复杂的系统性工程，政策制定需要综合考量电网、政府、用户的利害得失，多方统筹，急不得；但在电改不断深化、规则逐渐科学的大背景下，过去遗留下来的“疑难杂症”正在成为当前和未来改革的障碍，亟待解决，拖不得；未来输配电价能否按照国务院的要求如愿进入下行通道，是检验新一轮电改成功与否的关键所在，更是糊涂不得。