建立輸配電價制度是中發9號文“三放開、一獨立、三加強”要求的關鍵內容，是事關轉變電網企業統購統銷的計劃主體為電力交易所需“快遞公司”和“高速公路”成敗的核心手段。因此，輸配電價落地生根是新一輪電改的重要工作。新電改五年來，在操作層面輸配電價制度是真的在各地實踐中得以實施，還是存在使用輸配電價的“名義”，仍然行使單一買方“實”的現象，與電力直接交易的結算方式有著直接的關系，因為結算是輸配電價使用的技術過程。然而，交易的結算工作往往是市場設計者和價格管理部門在市場建設初期不容易注意的地方，即所謂的“燈下黑1 ”，從結算內容占大部分交易規則中的篇幅不足5%可見一斑。輸配電價制度的正確打開（結算）方式，應當是業內講的“順價”方式，即按照中發9號文的描述，交易價格+輸配電價+基金和附加=用戶價格。業內常講的“價差”方式，與集中式市場常使用的差價合約沒有任何關系，是指發電企業在國家核定電價基礎上讓利多少元/度，對應用戶的目錄銷售電價就降低多少元/度。與我國原來計劃體制下的發電側上網電價制度不同2，我國一定電壓等級以上的工商業用戶目錄銷售電價均有峰谷電價制度，發用雙方這個方面差異在現實結算中對輸配電價制度的落地產生巨大差異。

舉一個例子說明不同結算方式對輸配電價制度落地的影響：某一部制電價工商業用戶目錄銷售電價為0.6元/度3，與發電企業直接交易，簽訂某日直接交易合同電量為30000度，交易電價為0.39元/度，國家核定該省該類型該電壓等級工商業用戶輸配電價0.14元/度。該用戶平段時段用電10000度，高峰時段用電12000度，低谷時段用電8000度，該用戶原目錄銷售電價享受峰谷電價浮動比為（峰平谷，下同）1.5:1:0.5（本文各種結算方式用戶數據均采用上述設置）。具體如下表所示：

某用戶基礎數據表

如果該用戶使用目錄銷售電價（改革前模式），結算結果如下:

目前，各地實際交易過程中電費結算方式主要有如下四種：

1、標準“順價”模式

標準“順價”模式下，結算方式與中發9號文描述的方式完全相同，即電網企業與高速公路收費方式相同。國家核定的度電輸配價格乘以電量就是輸配電費，用戶支付電費減去輸配電費即為發電企業收取的電費。為方便與其他結算方式對比，假設考慮到峰谷時段用電對系統友好性的不同，同時滿足市場化不能增加調峰壓力的要求，發電企業要求電力用戶平段價格采用0.39元/度，峰段和谷段按照原有的峰谷比例執行，即發電企業使用了峰谷電價浮動比為1.5:1:0.5的售電套餐6，結算情況如下：

不難看出，發電企業每度電在交易過程中相對原核定電價平段讓利6分錢的售電套餐，發電收益減少1020元；電網企業輸配電服務收益下降了1500元；用戶總獲益2520元。

2、“半順價”模式

“半順價”模式是指平段采用與順價相同的結算方式，高峰和低谷也付給發電企業與平段一樣的電價，用戶執行峰谷電價7減去發電企業平段電價就是電網企業收取的峰段和谷段輸配電價。結算情況如下：

可以看出用戶支付電費相對標準順價模式上升280元，發電企業獲得收益減少了780元，這780元轉移給了電網企業，電網企業收取的輸配電費略低于執行目錄銷售電價情況，但是高于標準順價模式。“半順價”模式是采用省份最多的結算方式，大致要達到三分之二以上。

在“半順價”模式當中還有一個更為接近標準“順價”模式的變種，那就是在“半順價”模式執行過程中，計算用戶峰谷電價時，輸配電價不參與折算仍然保持平段數值（峰谷平段均按照國家核定輸配電價執行），這種方法的具體結算方式如下：

3、標準“價差”模式

標準“價差”模式與原國家電力公司時期“增供擴銷”政策下的“發供聯動”結算方式類似。結算情況如下：

用戶支付電費較執行目錄銷售電價降低了1800元，完全來自發電企業，與發電企業較執行核定電價的損失收益完全相同，電網企業的收益與原計劃體制下完全相同，較標準“順價”模式收益高，這也是業內認為沒有真正“放開兩頭、管住中間”，而是成了“中間不變”的重要原因。

4、“半價差”結算模式

“半價差”結算模式是指采用價差為主、順價為輔的結算方式。用戶與發電企業結算，平段是按照順價方式進行；峰段和谷段結算采用價差方式進行。用戶平段目錄銷售電價減去平段用戶交易電價與輸配電價之和形成價差，用戶峰段和谷段采用峰段目錄銷售電價和谷段目錄銷售電價減去價差進行結算。具體結算過程如下：

由上述四種結算方式，對于同樣的輸配電價和交易價格，形成了不同的結果如下表所示。

同一邊界條件不同結算方式結算結果示例

需要指出的是，四種結算方法算例結果對于用戶環節支付總電費的多少、電網企業總收益的高低、發電環節總收益的高低，并不能夠直接作為判斷依據，不能說某種模式對用戶環節最有利、某種模式對發電環節最有利、某種模式對電網環節最有利。因為邊界條件的不同，會導致結果變化很大，當然這也不應該成為輸配電價機制關注的問題。例如，標準“順價”模式下，發電企業收益在四種結算方式8中是最高的，但是如果該用戶電量的峰平谷分布變成了8000:10000:12000，則電網企業輸配電收益不變仍然是4200元，而發電企業的收益則立即變為10920元，從而成為所有結算方式中，發電收益最低的情況。

不過，上述算例的計算公式，卻能推導出以下可以肯定的結論：

1.符合中發9號文要求的標準“順價”模式是唯一能夠改變電網盈利模式的結算方式。標準“順價”模式電網企業收費的計算公式只與輸送電量和國家核定輸配電價有關，等于兩者乘積，切實改變了購售價差的盈利方式；其他三種結算方式，對于發電企業與目錄銷售電價模式下相同，在電價不變的情況下，收益只與電量相關，電量一定則收到費用恒定不變；其他三種結算方式，電網企業收取的輸配電費用計算公式均出現了使用用戶支付總電費減去發電費用（即出現了購銷價差），使其本質仍然是使用購銷價差的盈利模式，并且單位輸配電費在很多情況下不等于國家核定的標準。

2.“半順價”“價差”“半價差”方式中，電網企業在不同用戶之間扮演了“蓄水池”角色。這里的“蓄水池”本質上是市場化用戶之間的交叉補貼，但是不同于不同電壓等級、不同地區之間用戶的交叉補貼，而是不同用電習慣用戶之間的交叉補貼。這個蓄水作用，在大部分地區是受沒有現貨市場價格的影響產生的，一方面沒有現貨的峰谷電價作為影子價格，中長期交易采用了目錄銷售電價模式下的峰谷電價作為影子價格，而目錄銷售電價模式下的峰谷電價具有先天的與實際峰谷不重合、調整不靈活的缺點，在所有時段直接交易價格相同情況下，出現了不同用電習慣用戶之間的交叉補貼，這對市場化用戶的個體并不公平；二是發用兩側的生產使用責任（實物或財務）不對應9，造成了發電企業不會響應系統需要選擇用戶，這在本質上對優化資源是有害的10，沒有起到獎勵用電習慣對系統友好用戶、懲罰用電習慣對系統不友好用戶的作用，是電力資源的劣化配置，有悖市場化初衷。在有現貨市場的地區，市場化用戶就更難以接受明顯偏離現貨交易形成峰谷價格的中長期價格。

3.價差模式并沒有使用輸配電價。價差模式用戶支付電費、發電企業收取電費、電網企業收取輸配電費用的計算公式，均未見國家核定的輸配電價，或者說這種結算模式并不需要國家核定輸配電價，同時電網企業的收益與執行目錄銷售電價收益完全相同。究其根源，價差模式仍是原計劃體制下的電網運行的“統購統銷”模式。

綜上可以得出結論，轉變電網企業盈利方式，完成中發9號文的相關要求，結算必須采用標準“順價”模式，才能讓輸配電價落到實處。令人遺憾的是，從省級市場采用數量來看，絕大部分是“半順價”模式，其次是“價差”模式，再次是“半價差”模式，最少的是標準“順價”模式，且目前強制使用原有計劃體制下的峰谷系數，不允許發電企業或售電公司對峰段和谷段直接出價。實際情況說明輸配電價落地還需更大推動力度。

第一個輸配電價核定周期已經過去，第二輪輸配電價核定工作即將完成，可以講，輸配電價制度的落實情況說明還有很多工作要做。關鍵問題不是出在頂層設計上，而是出在技術層面的落實上。好的制度設計更需要在技術層面狠抓落實，輸配電價制度落地的關鍵就在結算方式的統一上，就在中發9號文指出的“順價”結算方式的執行上。對于未來的輸配電價制度建設相關工作，應在以下四方面持續發力。

一是貫徹執行轉變電網企業盈利模式的要求。要加強輸配電價制度基本原理和概念的宣傳，要清醒認識到，為什么市場化條件下，還要核定輸配電價的原因。電網環節屬于自然壟斷環節，市場競爭難以提高效率，需要核定成本和準許收益。因此，輸配電價在一個周期內如未經核定部門按照規定調整，需要得到嚴格執行，必須落實到位。實際工作中，要堅持“管住中間、放開兩頭”，萬萬不可有“中間不變”的想法，要守住市場化的“初心”。

二是結合電力現貨市場建設加強輸配電價執行的監管力度。好的頂層設計和好的制度發揮作用，靠的是強有力的專業化監管，尤其在存量改革上。中發9號文明確提出的價格形成機制，遭到了結算方式形成的障礙而不能完全落地，多地結算方式均已寫入規則，甚至受到“好評”，堅持結算方式執行中發9號文要求反而成了受到壓力的“獨苗”，這是不正常的現象。要承認，其中固然有“摸著石頭過河”過程逐步認識規律的原因，但也必須承認需要進一步加強監管。市場模式可以征求意見進行討論，可以“百花齊放”結合實際，因為市場模式基于發電企業、售電公司和電力用戶是自主競爭、風險自負市場主體的定位，而輸配電業務作為自然壟斷的業務，不存在競爭風險，也相應不存在自由裁量權，價格政策應該得到無條件的執行，如有不同意見應按程序反映。另外必須要認識到，要使輸配電價制度真正發揮作用，在實際交易中得到真正執行，并且徹底取消電網“蓄水池”的作用，唯一的辦法就是要建立完善的電力現貨市場，所以應當把建設現貨市場工作作為輸配電價制度落實的重中之重。

三是部分地方應改變將電網企業作為宏觀調控工具的做法。部分電網企業未采取順價方式結算的很大原因，是承擔了當地經濟調控工具的任務，部分成本難于得到輸配電成本監審的承認，或者被要求成為未來“蓄水池”，發揮調控價格水平的作用。要認識到，電網企業執行輸配電價之后，電網企業所有發生的有效成本都需要電力用戶買單，電網企業并沒有“活錢兒”解決地方政府的困難，電網企業也不應當是資源配置的主體。如果仍然保持原有做法，增加了電網企業執行輸配電價制度的阻力和難度。

四是優化電網企業國有資產的管理方式。輸配電價制度的基本工作方式是，本周期內未考慮的成本，或者考慮多了的回報，在下一周期都會進行調整。但是，目前國有資產管理部門對電網企業的管理周期，與輸配電價的周期并不重合。國有資產管理的激勵機制和輸配電價的激勵機制設計，不僅沒有進行協調統籌，甚至還存在沖突的可能。因此，作為電網企業的出資人應當和價格管理部門溝通協調，避免電網企業在“兩套激勵機制”下運營，造成顧此失彼的行為方式。

新電改五年，彈指一揮間。實踐證明，電力市場化改革是個技術密集型的工作，經歷過五年的普及和醞釀，相信在未來的日子里，通過各方的共同努力，輸配電價制度會加速落地生根，為我國電力工業的高質量發展發揮應有作用。

1.部分觀點認為“交易都達成并執行了，一個算賬還能出問題？”。

2.我國電源側普遍不存在上網峰谷電價制度，主要由于發電側屬于服從調度嚴格管理指揮進行生產的企業，發電機組不能自由變化不同時段的功率。

3.本文全部算例僅為說明輸配電價執行，為清晰明了，所有基金和附加均不考慮。

4.假設當地僅有該種類型機組，所有機組核定電價均為0.45元/度，全網平均購電價格也為0.45元/度。

5.電網企業使用目錄電價采用的是購售價差盈利方式，本文將不同模式下電網企業收益均稱為“電網企業收取輸配電費”，下同。

6.發電企業和用戶也有可能不采用峰谷電量比模式約定，采用峰谷平報價模式，并且采用峰谷平報價方式更多，為示例能夠與其他方式對比，故采用峰谷電量比約定。

7.發電企業平段電價與輸配電價加和后乘以峰谷系數。

8.不含目錄銷售電價的原統購統銷下結算方式。

9.只有電力現貨市場才能實現發用雙方在電力生產使用上（實物或財務）責任實時對應。

10.電力系統的最大生產特點就是電力不能大規模存儲、發輸配用同時完成，如果沒有電力現貨市場，中長期交易直接違反生產使用同時進行的要求，是對電力資源優化配置最大的破壞。

原文首發于《電力決策與輿情參考》第10、11期