近日，国家发改委公示了云南、贵州、安徽2016年~2018年的输配电价方案，并要求积极推进发电侧和销售侧电价市场化、配套改革不同类电价之间的交叉补贴。
此轮电改2014年底在深圳破冰，2015年初开始在蒙西电网进行试点；2015年4月发改委将湖北、宁夏、安徽、云南、贵州5省(区)纳入先期输配电价改革试点范围。至此，首批试点地区的输配电价方案已经全部落地。
新的输配电价执行后，首批试点省市都表示将把电价下调红利返还到工商业用户上。从各地公布的“降价空间”上看，正在进行的输配电价改革无疑卓有成效，但实际降低的电费仍有待后续验证。而输配电价改革的意义，绝不仅是地方政府高调喊出的“降价”。
与此同时，业内人士也指出，现行的改革机制仍“在路上”，输配电价的定价方法、资产核定、平衡账户启动条件、约束监管等方面还存在诸多问题，需要进一步摸索和解决。
阶段性成效不止降价
多位电力从业者认为，作为本轮电力改革的首要任务，输配电价改革关系着本轮电改的成败。2002年开始进行的首轮电力改革以来，十多年中国一直没有确定独立的输配电价及核定办法。
目前，随着首批深圳、蒙西以及湖北、宁夏、安徽、云南、贵州5省的输配电价方案全部落定，第二批试点省份的相关工作也在紧锣密鼓进行中。
6月8日，在陕西地方电力公司输配电定价成本监审工作启动会上，陕西省物价局局长发言称，输配电价改革任务艰巨，要拿出“踏石留印”“抓铁有痕”的工作态度，高度重视输配电价成本监审工作。
在此前的3月，国家发改委发布通知，将北京、天津、冀南、冀北、山西、陕西、江西、湖南、四川、重庆、广东、广西等12个省市级电网，以及电改综合试点省份的电网和华北区域电网列入输配电价改革试点范围。
按照原定要求，第二批试点省市要在5月底将输配电价改革方案上报给发改委。据了解，国家驻省电力公司成本监审小组现在已经进驻对接，第二批试点的省市将在8月底完成监审工作。
对于7个地方已经实行的输配电价改革成效，地方政府普遍乐于用“降价”来展示。
2015年深圳输配电价每千瓦时较2014年下降1.23分，年降价9亿元；内蒙古输配电价实施后，政府将核减的成本空间主要用于降低蒙西电网大工业电价，降价空间约26亿元。另据国家发改委新闻发言人施子海称，云南、贵州、安徽、宁夏、湖北5省(区)输配电价降价空间达到55.6亿元。
“降价空间是根据上一年销售电价做出的测算，这是能达到的一个最大值，实际操作中究竟能降多少，恐怕并不乐观。”陕西西安一位电力运营公司人士告诉记者，上述试点省市提出将输配电价降幅用于工商业用户中，实质上为促进经济发展，主要为大工业用电降价，而一般工业和商业用电要降电价仍较为困难。
目前，已经进行输配电价的改革的7个省市，现在都已进入为期3年的输配电价监管周期。
长沙理工大学副校长、教授叶泽在接受记者采访时认为，3年的监管周期可以理解为定价周期，即在这段时间内有关定价的参数不发生变化。而在国外一些地方，这一定价周期普遍更长。原因在于，电网建设的时间较长，而较长的定价周期有利于投资者做出理性判断和决策。
叶泽表示，目前中国已经规定民间投资可参与增量配电业务和售电经纪业务，独立输配电价是这些业务开展的前提。
2015年11月深圳成立的前海蛇口自贸区供电公司成立，开创增量配电网混合所有制的先河以来，社会资本对进入配售电领域的积极性较高，仅2016年5月20日，山东省就有国能山东售电有限公司、山东龙飞售电有限公司两家自然人投资的民营企业首次进入售电市场。北京科锐出资6750万元与贵州电网、贵安新区开发投资公司、中国电力、泰豪科技、国投电力和贵州乌江水电开发公司共同投资设立贵安新区配售电有限公司。
根据公开资料统计，目前已成立的500多家售电公司中，超过一半为民营资本。
定价机制还待完善
值得注意的是，虽然试点省份的输配电价确定，但“交叉补贴”的改革仍未成形。
6月12日，发改委公布的云南、贵州、安徽2016年~2018年的输配电价方案中提到，各省要配套改革不同类电价之间的交叉补贴，并在2016年底前申报现有各类用户电价间交叉补贴数额。
“现在输配电价的重点仍是进行成本审核。”华北电力大学教授曾鸣认为，我国的工商业用电长期补贴居民和农业用电，导致特别是商业用户承担了较高的用电成本，交叉补贴扭曲了电价水平，但因涉及到国民经济及民生问题，彻底取消补贴仍不现实。
叶泽表示，当前由于技术以及财务制度限制，很难在不同电压等级之间做清晰的界定和计算。另外，现在的输配电价实际上是“双轨制”，独立输配电价加传统的基于购销差价的输配电价。执行独立输配电价时需要考虑交叉补贴，而执行基于购销差价的输配电价时不需要考虑交叉补贴。由于试点省份执行独立输配电价的电量比例相对较低且处在变化中，因此确定交叉补贴的确较为困难。
厦门大学能源经济协同创新中心主任林伯强认为，国家已经明确要在2017年全面展开输配电价改革，在此之前分批次对不同省市进行试点，也能看出国家对于输配电价改革的谨慎态度。
虽然输配电价改革全面提速，但试点省市的改革仍不会是“一步到位”。
对于试点的输配电价主要存在的问题，叶泽进行的专题研究发现，各地对管制定价特别是成本加收益定价方法掌握得不够完整，只侧重于电价的测算，而对执行结果的评估及调整还缺乏具体的规定。
同时，输配电价试点实际操作中仍有很多误解。比如，现在地方政府和电网企业的关注焦点仍然在电价水平核定上，但实际上输配电价水平高低并不重要，而关键在于准许收益率。根据这一标准，年底评估时，电价水平低的可以通过平衡账户调整机制获得应得的收益，或者直接提高下年度电价，反之亦然。
另外，电网企业的有效资产只按合法合规性、相关性核定，缺乏有效资产核定办法，不能促进电网企业提高资产利用率。
对于这些问题，叶泽建议各地要在总结经验的基础上，继续完善成本加收益的定价方法。主要包括注重准许收益率在定价中的关键作用，明确年底输配电价执行效果的评估办法及基于准许收益率和平衡账户的电网企业利益或下年度输配电价的调整机制。同时，探讨制定有效资产核定办法，促进电网企业集约化经营，避免出现投资过剩。另外，交叉补贴应该采用下个会计年度核定和申报，并计入准许收入调整事项。
“考虑到目前成本监审、有效资产核定方面的困难，也要兼顾地方政府和电网企业的利益诉求，建议开展基于价格上限法的输配电价改革试点。”叶泽告诉记者，可将以前3个会计年度电网企业的平均购销差价作为下一个定价周期的平均输配电价水平的上限，电网企业自行决定定价周期内各年、各电压等级的输配电价，但平均输配电价水平不得超过这个上限，超过或低于部分，可以通过平衡账户机制在定价周期内做相应调整。
在具体的操作上，定价周期的其余年份的价格上限可逐年降低，如果电网企业核定的分电压等级输配电价执行后，得到的平均输配电价水平大幅偏离价格上限，可要求电网企业在定价周期内，调整以后年度的分电压等级输配电价。