自2015年3月本轮电力体制改革正式启动，一转眼时间已经过去了五年。在“十三五”正在收官、“十四五”即将启航的时刻，我们有必要认真回顾本轮电改取得的成就、反思存在的问题、审视面临的困难、展望后续努力的方向。

对于电改的成效，最直观的感受是电价。本文将从电价视角，观察本轮电改以来的电价水平、电价机制、电价外成本等进展和问题，并对一些关键问题提出建议。

从电价水平看本轮电改

电价水平显著降低

本轮电改以来，我国电价总体水平明显降低。一般工商业电价下降最为明显，全国平均降低超过20%。电价水平的降低对于支持实体经济，特别是中小企业的生存和发展发挥了积极作用。

近年来电价水平的降低，主要归功于两方面的因素：

一是上网电价降低。随着我国经济发展进入“新常态”，电力出现了供过于求的局面。在这种形势下开展电力交易，发电行业会降低利润甚至亏损，市场交易价格自然会降低。

二是税费降低。近两三年来，国家出台了一系列政策，大幅度降低了增值税、政府性基金及附加等。

各类用户之间的交叉补贴得到了改善，但仍然严重

本轮电改显著降低了一般工商业电价。一些省区甚至出现了一般工商业电价和成本倒挂的情况。

大工业、居民和农业用电价格这五年来变化不大。2019年甚至还出现了大工业用电不含税电价不降反升的情况，原因是电网企业增值税税率从16%调整为13%形成的降价空间全部用于降低一般工商业电价，而大工业用户含税电价不变，由此造成了大工业用电不含税电价升高。

各电压等级之间的交叉补贴没有改善

由于长期以来交叉补贴的影响，我国普遍存在高压用电对低压用电的补贴，结果就是高压电价过高，而低压电价偏低。

这个问题本来是原有电价机制（目录电价）的问题，但由于在核定第一个监管周期输配电价时，考虑了与目录电价的“衔接”，导致这个问题也被带到了输配电价中。

这个问题正是当前诸多问题的根源，例如：转供电屡禁不止，甚至愈演愈烈。由于电压等级之间的价差过低，造成了电网企业只愿意投资建设高压输电设施，低压配电设施往往是电力用户被迫自己投资建设，部分无力承担这些投资的电力用户只能找已建设了配电设施的用户接电，于是形成了转供电；增量配电改革试点项目已推四批，但鲜有成功案例。同样是因为电压等级之间的价差过低，而配电企业收取的配电价格又无法超越这个价差，导致了全国性的增量配电业务改革停滞；进一步扭曲输配电价，导致恶性循环。由于电网不愿意投资低压配电设施，导致电网准许成本中低压配电成本偏低，从而导致核定的输配电价在电压等级之间的价差偏低，进而引导电网企业避免投资低压配电设施，最终形成了恶性循环。

从电价机制看本轮电改

新的电价机制已基本成型

本轮电改最核心的目标就是建立“市场交易价格+输配电价”这个新的电价形成机制。“市场交易价格”是通过市场竞争来发现电能的价格，这部分价格反映的是电能的供需平衡情况，可能是快速变化的；而“输配电价”则是由监管机构依据规则来核定，这部分情况反映的是电网企业合理的输配电成本（一般还要考虑其合理收益），在一段时期内保持稳定。

当前这个目标已经基本实现：一是在“市场交易价格”方面，全国各省区基本都建立了电力交易中心，2019年市场化交易电量在总用电量中的占比已经超过30%；几个试点省份的电力现货市场均已开展了试结算，很快就能正式运行；二是在“输配电价”方面，2016年至2017年，《省级电网输配电价定价办法（试行）》、《区域电网输电价格定价办法（试行）》和《跨省跨区专项工程输电价格定价办法（试行）》相继出台，2017年全国各省区基本都核定了输配电价，新监管周期的输配电价也即将公布并从今年开始实施。

当前，新旧两套电价机制在双轨运行，因为工商业用电中仍有部分用户未参与电力交易，仍然在沿用目录电价。如果国家发改委去年底印发的《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658号）中提出的“基准价+浮动”机制能按计划在2020年落地，届时所有的经营性用电量都会基于新的电价机制，只是其中的“市场交易价格”采用“基准价+浮动”机制形成而已。

原电价机制（目录电价）的影响仍广泛存在

一方面由于目录电价已经根深蒂固，再加上“降电价”需要一个“锚”来参照，即使对于已经参与了电力市场交易的用电，目录电价的“身影”仍随处可见，例如：为了让电力用户体验到降电价的“获得感”，很多省区在电力市场交易的电费结算环节并没有采用新的电价机制（没有采用核定的输配电价），而是采用“价差”模式，在原有目录电价上浮动；经过多轮降价后，当前一般工商业用电目录电价较低，在一些地方已经低于新电价机制形成的价格，这会阻碍一般工商业用户进入电力市场参与交易；原有的目录电价中有峰谷分时电价、丰枯季节电价等，新的价格机制无法与这些价格“衔接”，同样导致部分用户不愿意进入电力市场，甚至呼吁加大峰谷电价的价差。

行政干预电价有增无减

尽管“使市场在资源配置中起决定性作用”、“形成主要由市场决定能源价格的机制”是本轮电改的指导思想，而且新的电价形成机制也已经基本成型，但“看得见的手”仍在直接干预电价，甚至比本轮电改前更加频繁。当前一些地方政府直接干预电价的主要方式包括：为了满足“去落后产能”等宏观调控的需要，通过制定“绿色发展电价”、“差别电价”和“阶梯电价”等政策，人为地对不同用户征收不同电价；为了招商引资来拉动地方经济发展，各地竞相打造“电价洼地”，对部分用户承诺超低电价；为了推动“弃水”消纳、“煤改电”等，部分地区不断出台各种“优惠”、“减免”、“阶段性降低电价”措施，人为扭曲电价。