近兩年來，輸配電價改革不斷提速，成為新一輪電改的亮點。針對輸配電價改革的普遍觀點大致有兩個，一是改變電網企業傳統盈利模式；二是理順電價傳遞通道。相對于傳統體制，這兩點確實是重要變化和巨大進步。與此同時，當下仍鮮有針對既定輸配電價政策對電力市場化進程影響的關注。9號文提出要進一步研究電網體制改革，實際上現行輸配電價政策可以看作是電網體制改革的開端。那麼與此緊密相關的問題是，市場化改革需要輸配電價成為什麼樣，發揮什麼作用；現行輸配電價政策的性質又是什麼，是否契合市場化進程？本文簡要分析這兩方面的問題，並對與輸配電價緊密相關的大用戶電價這一現實政策調整問題做出剖析，以期抛磚引玉。
1輸配電價與競爭性電力市場
輸配電價並非天然地與競爭性電力市場結合在一起，那麼電力市場化需要什麼樣的輸配電價？直到上世紀80年代，電力行業仍是傳統自然壟斷規制理論未能完全攻克的最後一個領域。70年代末出現、80年代初成型並在90年代初成熟的電力現貨定價理論，奠定了最優輸電定價的理論基礎，並引領了世界範圍內的電力市場自由化改革浪潮。理論與實踐均表明，電網環節的定價改革並不是傳統自然壟斷規制理論的簡單應用，而是與電力市場化改革緊密相關。
在競爭性市場環境中，電網定價的目標是電網資源有效配置。縱觀世界各國成熟電力市場，電網企業在電力市場中可能會承擔各種各樣的服務，除了基本的投資維護，還包括各類系統運營和市場運營（如系統平衡、頻率和電壓穩定、輸電安全、經濟計畫和調度、合同執行等），以及與市場交易緊密相關的服務。各類服務都有相應成本，成本之間既有獨立成本也有共同成本；加之電網典型的高沉沒成本特徵，使得電網環節的價格非常複雜。但這背後有清晰的經濟學基礎，即電網價格要引導電網資源的有效使用和有效投資。在競爭性電力市場中，電網的有效使用需要輸電服務按邊際成本定價，同時固定成本回收也要保證電網收支平衡，並能提供有效投資激勵。理論上，不同的定價策略，線性和非線性定價均可實現同一目標，但由於所需條件不同，現實中往往要做一些會損失效率的權衡。
之所以強調電網服務定價，是因為它是電力價格的組成部分，沒有輸電服務的合理定價自然也不會有準確的最終電價。拋開電能的輸送而談電力商品，往往會產生一些誤解，比如雙邊和集中交易模式之爭。談雙邊交易須同時談發電和輸電權兩種服務的供求關係，在輸電容量確定且無限供給的隱含假設下單純談電力供求曲線，會帶來偏頗的結論。在理想條件下，兩種模式下的競爭力量會產生相同的均衡電價，其差異僅在於因交易成本而導致的價格發現效率不同，從而使兩種模式適用於不同特點（如長、短期）的交易。這裡最為關鍵的一點是，電力必須依託電網才能成為現實商品，從這種意義上講，相對於發電，輸電才是分析電力商品的關鍵。
作為電價組成部分的輸配電價，其改革政策設計會對整個市場化進程產生關鍵性影響，因此，我們對輸配電價改革的期望不應停留在對傳統體制的適應和調整上。電網體制改革政策仍在研究之中，需要我們更加深刻理解當下輸配電價政策對下一步電力市場化改革的可能影響，這恰是能源體制革命的要求。
2現行輸配電價政策的性質
現行輸配電價政策是否與市場化方向相適應？目前來看，似乎很難得到肯定結論，二者之間反而有貌合神離之嫌。
正在逐步推行的輸配電價仍是基於普通商品規制定價理論的寬泛概念。由於此輪改革尚缺乏清晰的競爭性電力市場藍圖，使所謂的輸配電價成為一種混同多種電網服務的打包電價（經濟學意義上的混同均衡，由於能夠分別定價的服務取決於未定的市場機制設計，因此還不宜使用捆綁定價的概念），即將電網企業看作黑箱，一頭進去發電量，另一頭出來輸配電量，中間所需的除發電之外的各類系統服務都被包括在了輸配之中。
當然，這種設計具有現實針對性和一定必然性。傳統體制下從電廠到用戶的價格傳導機制由於缺乏清晰的財務分離而不暢，從而使價格聯動等價格調整面臨障礙。因此，直觀方案便是為電網企業制定獨立電價。這也受到了普遍認可的過路費論點的支撐，即電網企業提供過網服務，從而只能收取類似於過路費的過網費。另外，此輪改革面臨著宏觀經濟下行壓力和行業供求形勢巨變，獨立輸配電價政策一定程度上被寄予了降電價保增長的期望。
但現行輸配電價政策及其支撐論點難以回避自身的片面性和局限性。傳統價格傳導機制不暢並不意味著實行財務分離就是解決之道。一方面，無論是計畫體制還是市場體制，基本的財務清晰都是必要條件；另一方面，缺乏縱向結構調整支撐的財務分離，效率往往是最低的。電網服務本身就是決定電力商品價值的關鍵因素之一，電力商品屬性能否還原根本上取決於電網環節的設計，這與過路費之間有天壤之別，形象地說過網是一個高度複雜且具有高附加值（安全可靠）的服務，而過路顯然並非如此。更重要的是，電力行業發展的新動能必須依託體制革命才能實現，短暫緩解難以適應來自能源轉型、經濟發展、環境保護和氣候變化等多方面提出的變革要求。
我們從縱向和橫向兩個角度來分析輸配電價的打包定價特徵。總地來看，現行輸配電價政策混同了電網企業作為電網資產所有者、電力系統和電力市場運營者，以及電力交易參與者等三個主要功能。
首先，縱向上其實主要看電力交易參與者這一功能。現行輸配電價政策名義規定，只有與輸配電服務直接相關的資產和成本才能計入輸配成本，但這是以傳統縱向組織結構為政策前提，隱含地用輸配電服務替換了輸配售電服務。現行輸配電政策在沒有縱向組織結構重組的前提下，採取了基本的財務分離，並隱含地將輸配售成本替換為輸配成本，並以此為基礎核定輸配電價。儘管售電相對而言屬於輕資產業務，但其與自然壟斷環節的結構性分離對電力市場的意義卻是基礎性和決定性的。實際上，雖然現行輸配電價政策賴以成型的財務分離能夠從傳統的終端電價中分離出獨立輸配電價，但卻無法為確定合理終端電價而將輸配成本和售電成本分離。從這個意義上講，目前執行的財務分離並不徹底，從而導致現行輸配電價政策在基礎定價依據上缺乏充足的穩健性。
如果市場化改革方向不變，那麼網路環節與售電環節的結構分離必不可免。從這個意義上講，電網企業成立獨立售電公司恰恰是值得肯定的。只是現行輸配電價政策實質上扭曲了實現這種結構分離的路徑。輸配電價本應在電網企業存量資產中進行財務分離，但現行政策卻使電網企業能夠在推高輸配成本的同時，通過成立新售電公司實現增量分離，即選擇對其而言收益最大化的應對策略。換言之，現行輸配電價政策事實上賦予了電網企業應對改革的明顯後發優勢。
其次，其他兩個功能則可從橫向角度分析。電力交易必須依託電網。作為資產所有者，電網企業投建電網必須獲得回報。然而由於電網投資不可分性及由此導致的高沉沒成本和強規模經濟性，電網服務的邊際定價並不足以回收全部成本，因此補充性定價就成為必要，而且這一定價只能通過政府規制定價實現。這裡的邏輯是，補充性價格是政府用來輔助市場機制回收電網固定成本的，但不能扭曲電力市場效率。這種補充性規制定價既可表現為單一線性價格下的加價，也可表現為二部制及功能表，但最終目標是提升市場效率。
遺憾的是，現行輸配電價政策顯然不是基於電力市場的電網服務定價理念，而是嫁接了普通自然壟斷行業的成本加成理念。現行輸配電價政策的定價是以傳統體制下電網企業定位為出發點，將系統和市場運營功能包括在了所有者功能之中，完全忽略了體制變化對電網企業功能和定位的可能影響，及由此導致的定價依據的變化。現行政策本質上並未體現電力行業和電力商品的特殊性。有意思的是，反觀國際經驗，電力市場化浪潮的開始恰恰意味著對傳統規制政策的摒棄，轉而以市場機制或激勵性規制替代。
實際上，電力系統和電力市場的運營者功能恰恰是電力市場設計的核心內容。簡單而言，輸配電價政策與市場模式緊密相關，比如依據市場模式不同，作為電網使用主要可變成本的網損和阻塞既可以在電能價格中回收，也可以在輸電價格中分攤回收；同時不同市場模式下的系統運營機構的功能邊界也不同，具備不同功能範圍的企業對成本回收的要求自然不同。現行輸配電價客觀上缺乏市場模式選擇的支撐，實際是在按系統和市場運營功能的最大可能性邊界設計，是一種最大化打包定價。在這種特徵下，不可能避免地，成本加成規制會激勵企業過度使用高成本策略，而且極容易隱瞞真實成本資訊，這既提高了政府規制的難度，也構成了推進電力市場化實質進程的阻礙。
總之，現行輸配電價政策與電力市場設計遠未有效銜接，很難稱之為電力市場化改革的一部分，最多是在完成自2002年以來應該但一直未完成的基本財務分離。正是因為缺乏組織結構重組、市場模式選擇和機制設計規則的支撐，再加上先天不足的監管體制與監管能力，註定了輸配電價政策從一開始就難以定位於促進電力市場化進程，而只能著眼於如何確定出一個電力價格傳導環節的中間價格，這恰是輸配電價作為打包定價特徵的基本邏輯。
3現行輸配電價政策對市場化的潛在影響
現行輸配電價政策問題的根源並非來自於價格決策部門，價格決策部門只是既定電力改革思路的執行者之一。根本上，現行輸配電價政策是服務于9號文確定的簡單利益再調整的改革思路，根本問題還出在改革方向和改革路徑的選擇上。因此，輸配電價政策的缺陷反映的是整個電改的問題。由於缺乏系統性設計和對各主要改革政策的綜合權衡、協調，輸配電價、市場交易、交易機構、售電側等改革實際上都是在各自為戰，其結果是隨著時間推移，各項改革均暴露出越來越多需要系統推進才能解決的問題，在某些領域，退和進甚至又重新成為討論的焦點，這不能不引起重視。
對輸配電價政策而言，除肯定其在電網環節財務監審方面的進步外，更應該重視定價政策效果發揮所面臨的困難，以及對電力市場化進程的各類潛在影響，主要從三個方面考慮。
第一，保持傳統電網投資激勵，政策推進面臨較大難度。現行輸配電價政策在成本監審中主要針對非相關業務成本的剔除，卻無法有效控制對相關業務的投資激勵，儘管也引入了一定的激勵性設計，但這些局部的邊際改進不足以構成實質影響，從而改變成本加成的性質。比如，企業內部的成本轉移，如日常運營成本向工程成本轉移等，很難被有效監測和控制，特別是很多成本轉移是間接性而非直接性時，問題尤甚，而這些應對策略會抵消有限的激勵性設計的作用，甚至還會出現過度轉移。換言之，可以剔除不相關成本但無法控制相關成本，是現行成本加成規制政策的尷尬。與之對應的激勵性監管無疑是真正約束電網經營激勵的正確選擇，但在短期內，這涉及到深層次的國資國企體制改革，尚難協調。因此結果很可能是，現行輸配電價政策將很難有效控制輸配成本增加和輸配電價升高的趨勢，而這可能導致政策本身的擱淺。
第二，縮小競爭性市場設計的可選集合，制約改革路徑選擇。由於獨立輸配電價政策進展相對較快，接下來的電力市場交易模式的選擇必須要以此為前提確定可行方案。但路徑鎖定下的市場模式是否最優卻是疑問，而且一些可能方案也會因路徑鎖定而降低可行性。比如，由於現行輸配電價政策是一種全成本分攤，即打包定價，並未區分可變成本和固定成本，這天然地與基於節點邊際定價的市場模式存在衝突。因為在節點邊際定價市場中，系統運營的主要成本項會全部或部分地體現在節點電價中。除非允許用戶承擔雙重負擔，否則兩種設計無法共存。此外，粗略地講，目前特徵的輸配電價是適於並依託雙邊交易的市場模式，然而該模式又依賴於其物理運營基礎從集中調度向自調度的轉變。但這種變化的可能性和可行性都值得深究，至少是不確定性和風險太大。所以，現行輸配電價政策與市場化改革路徑，甚至與傳統的電力系統特徵很難互洽。
第三，適應經濟形勢變化需要，維持電力整體利益格局。不可否認，此輪改革方案受國民經濟和電力行業形勢變化的影響巨大，在這種背景下，輸配電價政策的一個重要出發點是服務於整個國民經濟降成本的宏觀政策目標。而傳統體制下，阻礙電價傳導的突出問題是沒有獨立的輸配電價。上述背景與問題的結合，客觀上