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。
