我國實施的輸配電價改革，以2014年下半年在深圳開展試點為啟動標志，實施時間早在“中發9號文”印發之前，足見其作為電力體制改革核心和龍頭的顯赫地位。從開展試點到省級輸配電價改革實現全覆蓋，再到如今《區域電網輸電價格定價辦法(試行)》《跨省跨區專項工程輸電價格定價辦法(試行)》《關于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》3份文件同時出臺，對輸配電價體系實現了全覆蓋，該領域改革的每一步進展，都牽動著有關行業主體的敏感神經，引發各路媒體的強烈關注。本文立足于新聞第二落點，與讀者分享了上述3份文件中的幾個興趣點，并就有關媒體的觀點表達了不同的看法。
近期，國家發展改革委在其官方網站發布關于印發《區域電網輸電價格定價辦法(試行)》《跨省跨區專項工程輸電價格定價辦法(試行)》《關于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》的通知，并以附件形式公布了上述3份文件(以下簡稱“兩辦法一意見”)。
各路媒體也就這3份文件進行了大量報道。筆者梳理發現，媒體報道形式多樣，內容豐富，各有側重，有的突出于信息傳播，有的偏重于政策解讀，有的熱衷于技術分析，總之，有時效的、有觀點的、有深度的，都已經被說遍了。筆者只好撿個漏兒，從邊角料入手，找尋幾處還算值得關注的點分享給廣大讀者。由于專業能力所限，文中難免有不準確、不到位的地方，歡迎“拍磚”。
低電壓等級工商戶也能享受更低的配電價
一般情況下，用電電壓等級越高的用戶(本節主要指“工商業用戶”)對應輸配電價(銷售電價)越低，等電量情況下承擔的“過網費”(電費)越低。然而，這樣的慣例將在此后一定范圍內被打破。
在“兩辦法一意見”中，確切地說是在《關于地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》中，開展就近交易時，用戶僅支付所使用電壓等級的配電價格，不承擔上一電壓等級的輸配電價的提法，成為3份文件中令人激動的興奮點。這就意味著，有些電力交易可以根據實際占用配電網資源的多少來核算“過網費”(配電價)，能夠整整省去一大截。
相信大家都有這樣的一貫認知，若想獲得更優惠的到戶電價或者輸配電價，就應該盡可能地提升自己的用電電壓等級。根據各省陸續公布的2017~2019年首個監管周期輸配電價可以發現，除了按“大工業”和“一般工商業”用電性質區分外，用電電壓等級越高，輸配電價越低。比如，以一般工商業用電輸配電價比較高的湖北省為例，該省不足1千伏、1~10千伏、35千伏電壓等級用戶，其輸配電價分別為0.4862元/千瓦時、0.4662元/千瓦時、0.4462元/千瓦時;再以大工業用電輸配電價比較高的上海市為例，該市1~10千伏、35千伏、110千伏、220千伏電壓等級用戶，其輸配電價分別為0.2782元/千瓦時、0.2298元/千瓦時、0.1874元/千瓦時、0.1874元/千瓦時。
之所以用電電壓等級越高輸配電價越低，是因為在傳統電網的發、輸、配、用過程中，電壓等級依次經歷一個從升壓輸電到漸次降壓配電的過程，用戶接入的電壓等級越高，意味著越少占用降壓環節、越少占用電網資源，反之，則意味著占用了更多的降壓環節、占用了更多的電網資源;況且，電壓等級越高，意味著為整個電網貢獻了更低的線損。因此說，電壓等級越高，電價則越低。
而有關文件的出臺，則動搖了“用電電壓等級越高，輸配電價越低”的政策根基。
除了在《關于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》中有類似內容之外，相關表述在比“兩辦法一意見”更早出臺的《國家發展改革委和國家能源局關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》中也出現過，如：分布式發電市場化交易“過網費”的核算在遵循國家核定輸配電價基礎上，應考慮分布式發電市場化交易雙方所占用的電網資產、電壓等級和電氣距離。分布式發電“過網費”標準按接入電壓等級和輸電及電力消納范圍分級確定。該《通知》還強調，在“過網費”核定前，暫按電力用戶接入電壓等級對應的省級電網公共網絡輸配電價(含政策性交叉補貼)扣減分布式發電市場化交易所涉最高電壓等級的輸配電價。
按上述《通知》的要求計算，根據“2017~2019年廣東電網各價區輸配電價表”標定的價格，一家地處珠三角地區的10千伏一般工商業用戶，在與同配網內的分布式發電商開展市場化交易時，其所承擔的“過網費”=0.3299元/千瓦時(其接入電壓等級對應的省級電網公共網絡的輸配電價)-0.3049元/千瓦時(假設其參與的分布式發電市場化交易所涉最高電壓等級為110千伏的輸配電價)=0.0250元/千瓦時。可以說非常非常便宜。
不過，也不必高興得過頭。因為，這還不是一個普遍存在。
分布式發電直接交易和可再生能源發電項目直接交易的電量與全國市場化交易總量相比，不過是九牛一毛，帶來的優惠也并非決定性的。就筆者看來，對可再生能源和分布式能源在市場化交易方面執行特殊的“過網費”政策，一方面是基于就近提供電力配送服務所消耗的具體電網成本考量;而更重要的一方面則是，通過將用戶對輸配電價的優惠體驗與購買可再生能源電力綁定在一起，找到了除直接補貼之外的又一條扶持分布式能源和可再生能源發展的有效途徑。此舉一定有利于盡快實現光伏補貼退坡和平價上網——關鍵在這兒。
當然，輸配電成本并不能僅僅通過累加所有交易方占用電網資源的多少來計算，因為電網除了承擔輸配電功能外，還有保障電網安全、提供系統備用等功能，這些都無法通過市場化交易雙方所占用的電網資產、電壓等級和電氣距離等體現出來，所以還需要執行一定的成本分攤政策。
但無論如何吧，根據所消耗配電網資源的多少來核算配電價格仍然是電力市場化改革取得的一項進步。市場化改革前，發電企業無法直接面對客戶，統購統銷的電網企業才是真正的賣電方。在用戶眼中，電網無論規模有多大、覆蓋范圍有多廣，也不過就是一個“電源點”。實施電力市場化交易之前，買賣雙方只需要關注流過關口的電量多少，再根據固定的銷售電價來計費，而無需關注電是從哪家電廠發出來的，電在傳輸途中經過了哪些線路、傳輸了多遠的距離等等，輸配電成本也僅僅是按照不同用電性質和電壓等級被“涮火鍋”般平攤到每一千瓦時的電量中。當前這種情況仍廣泛存在于各省級電網。隨著改革的推進，電網企業越來越向電能傳輸配送商的角色轉變，其所獲得收益的多少，取決于其提供電能輸配服務的多少，以及其輸送和保障能力穩定與否。因此說，改革，不但讓電能的商品屬性得到越來越充分的發揮，也會讓電網設施(輸配電設施)的商品屬性逐漸顯現出來，促使傳統電網企業更加注重成本管理并提高服務質量。
地方電網和增量配電網配電價格核定是難中之難
既然“兩辦法一意見”是關于輸配電定價的文件，那么其重心肯定在價格的制定與調整方面。
業界都很清楚，本輪電力體制改革的核心是電價改革。而作為電價改革的關鍵一環，輸配電價改革則是電價改革的重點和難點所在。
輸配電定價即是新一輪電力體制改革方案規定的“管住中間、放開兩頭”體制架構中“管住中間”的工作任務。既然是“中間”，就勢必連接著“兩頭”，也關系到“兩頭”，況且有時候還存在“中間”與“兩頭”界限模糊的地帶，這就讓輸配電定價過程變得更加復雜。
輸配電定價牽扯到方方面面，需要考慮傳統電網企業、增量配電網運營商、地方電網企業和用戶等等市場主體的利益，同時還需要考慮用戶的用電性質、電壓等級以及占用電網資源多少等等因素。
此外，輸配電定價與輸配電成本核算更是息息相關，需要開展電網企業的輸配電成本監審，難點在于核減與輸配電不相關、不合理的費用。據報道，2015年以來國家發展改革委共核減費用約1200億元，其中核減32個省級電網的準許收入約480億元。
尤其困難的是，由于地方電網的存在以及增量配電業務的放開(這即是“中間”與“兩頭”界限模糊的地帶)，導致在配電側出現了不同的投資運營主體，因此，還要在已經核定出的省級電網輸配電價當中，再分割出一部分給地方電網和增量配電網(“兩辦法一意見”中稱為“配電網”)。需要分割出的這部分電價(配電網配電價格)在《關于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》中已有規定：省級價格主管部門應根據本省情況，充分征求有關企業和社會意見后，選擇合適的配電價格定價方法。核定配電價格時，應充分考慮本地區上網電價、省級電網輸配電價、躉售電價、銷售電價等現行電價，并結合地區經濟發展需求、交叉補貼等情況，合理選取定價參數。該《意見》同時規定，用戶承擔的配電網配電價格與上一級電網輸配電價之和不得高于其直接接入相同電壓等級對應的現行省級電網輸配電價。
“應充分考慮……并結合……合理選取定價參數?！笨疵靼琢嗣?文件中說了這么多，看得筆者頭都大了，但并沒有給出具體可執行的配電網配電價格定價辦法，只是給出了一個帶有原則性、方向性的指導意見。
因此可以說，輸配電價改革難，而地方電網和增量配電網配電價格定價更是難中之難。既然沒有具體可行的辦法，就要看各省級物價主管部門合理、公平切分蛋糕的能力和水平了。下刀的位置有無數個，但只有一個位置是準確的，一刀下去，要不偏不倚。否則，就會一邊哭鼻子，一邊偷著樂。各省價格主管部門表示，壓力山大!
定期調整機制確保價格精確反映輸配電成本
在“兩辦法一意見”中，除了對有關輸配電價定價辦法或者意見作出闡述之外，都不約而同地設定了價格定期調整機制，并且暫定監管周期為3年。同時，“兩辦法一意見”還給出了在監管周期內調價的多種前提條件，諸如，國家重大政策調整、發生重大自然災害、不可抗力等因素造成的成本重大變化;監管周期內新增輸配電工程投資、輸電量變化較大，等等。
其實筆者認為，既然是“核定價格”，那么價格必然出自政府的有形之手。而如何才能讓非市場化的定價做到科學、合理且精準，各省價格主管部門只有一個辦法，那就是根據情況變化進行動態調整。
即使沒有出現文件中所列的調價前提條件，筆者認為價格調整也是必需的。因為，電力行業是產量密集型行業，電能動輒以萬億的數量計算，包括輸配電價在內的各類涉電價格必須精確到小數點后四位，如2017~2019年湖北省35千伏一般工商業用戶輸配電價為0.4462元/千瓦時。我們都知道，1元=10角=100分=1000厘=10000毫，精確到小數點后四位，就意味著精確到了“毫”。沒錯，“毫厘必爭”說的就是電力交易，買賣各方比在菜市場砍價的大媽們還要“計較”。因為輸配電價僅僅是一個基數，實際結算時，往往需要上億、上萬億的乘積。比如，2017年我國市場化交易電量預計達1.6萬億千瓦時，如果輸配電價每增減0.0001元/千瓦時，“過網費”就會相應增減1.6億元;如果輸配電價每增減0.001元/千瓦時，“過網費”就會相應增減16億元;如果輸配電價每增減0.01元/千瓦時，“過網費”就會相應增減160億元;以此類推，敢情這就是所謂的“失之毫厘，謬以千里”吧。
再說了，誰能保證基于成本監審的輸配電價核定工作能夠百分百的精確，尤其是初次核定出的輸配電價就更不可能太精確。所以，適時的價格調整是必需的，也是難免的，但最終是為了讓輸配電價越來越貼近其價值，越來越能準確反映電網運營商所付出的輸配電成本，為進一步推動電力市場化改革掃清障礙。
說輸配電價改革全面完成為時尚早
除了關注“兩辦法一意見”本身之外，筆者對媒體關于這3份文件的報道也比較感興趣。
前不久，有媒體報道稱：“兩辦法一意見”的出臺，標志著輸配電價改革成為自“9號文”下發以來首個全面完成的專項改革任務。大致意思是，作為一個專項改革任務的輸配電價改革已經全面完成了。對此，筆者在感嘆3份文件的出臺展現出重大意義的同時，又覺得此種判斷未免有些過于主觀了。在此，咱不妨費點口舌，掰扯一下。
首先說，各類輸配電定價“辦法”或“意見”的出臺，并不等同于各類輸配電價的出臺，比如，國家發展改革委于2016年12月22日即出臺了《省級電網輸配電價定價辦法(試行)》，但到現在尚有黑龍江、蒙東和新疆仍然沒有出臺各自省級電網輸配電價的情況。而“兩辦法一意見”才剛剛出臺，要是等到區域電網輸電價、跨省跨區專項工程輸電價、地方電網和增量配電網配電價全部出臺，料定會需要更長的時間。既然各地的各類輸配電價都還沒有出臺，又怎好說輸配電價改革專項任務全面完成了呢?
退一步講，即使未來省級電網輸配電價、區域電網輸電價、跨省跨區專項工程輸電價、地方電網和增量配電網配電價全部出臺后，是否就能說輸配電價改革成為“9號文”下發以來首個全面完成的專項改革任務呢?其實也不能這么說。雖然輸配電價改革試點啟動時間早于“9號文”的印發時間，但“9號文”一經印發，輸配電價改革便被納入電力體制改革的整體框架中，而且應該說，輸配電價改革本身就是電力體制改革整體的一部分。比如，在“9號文”第一項“近期推進電力體制改革的重點任務”——“有序推進電價改革，理順電價形成機制”中，就要求“單獨核定輸配電價”。電力體制改革是一項系統工程，在新一輪改革方案中，無論是在“三放開、一獨立、三強化”的總體思路中，還是在“管住中間、放開兩頭”的體制架構中所體現出來的改革各環節，均彼此關聯、互相作用，是電力體制改革整體的有機組成部分，必須要協調推進。在改革整體沒有取得決定性勝利之前，沒有理由說在某個環節全面完成了“專項改革任務”。
其實，新一輪電力體制改革盡管確定了總體思路和體制架構，甚至具備了相關配套文件作為“施工圖”，但改革各環節的推進仍然是一個摸著石頭過河的過程，許多細節都需要反復校正、不斷調整，又怎能輕言“完工”。否則，區域電網輸電價格定價辦法、跨省跨區專項工程輸電價格定價辦法以及省級電網輸配電價定價辦法的文件名稱后面又何必都加“試行”二字。另外，《關于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》之所以叫“意見”，而不像前兩份文件那樣叫“辦法”，也可以理解為在國家層面還沒有拿出一個可以直接參照執行的文件，仍停留在參考“意見”階段，需要地方進一步探索的空間還很大，不可能在短期內完成。
相對于某些報道的樂觀和冒進，而有些說法則顯得客觀、冷靜了許多。國家發展改革委相關負責人在接受媒體采訪時表示，此次“兩辦法一意見”的出臺，標志著國家對輸配電價領域完成了全面監管，管住了電力市場的中間環節，促進發電企業和電力用戶直接現貨交易，對輸配電價體系實現了全覆蓋。
看到了嗎，“對輸配電價體系實現了全覆蓋”和“輸配電價改革任務全面完成”，這兩種表述的背后可是隱含著相當不同的邏輯的，又怎能輕易劃上等號。