中央9号文件出台后，输配电价改革作为本轮电力体制改革的核心改革举措，备受各界关注。近两年来，国家层面不断加快推进输配电价改革，继深圳之后，2015年上半年国家发展改革委批复了蒙西试点方案，并选取安徽、湖北、宁夏、云南、贵州五个地区启动第二批试点。近日,国家发展改革委批复了第二批试点五省的输配电价水平，标志着输配电价改革试点进入实质性操作阶段。
当前正处于输配电价改革试点的探索期，取得的成果来之不易。除旧布新、与时俱进，是各界心之所向，然而具体到操作层面，涉及到关系国计民生的电力行业如何科学发展的深层次问题，却也具有相当难度。可以说，输配电价改革过程中每一步、每一个改革成果都凝聚着有关各方极大的改革智慧和心血。
改革取得的重大进展
一是建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系的改革目标基本达成共识。形成保障电网安全运行、满足电力市场需要的输配电价形成机制。还原电力商品属性，按照“准许成本加合理收益”原则，核定电网业务准许总收入和分电压等级输配电价，明确政府性基金和交叉补贴，并向社会公布，接受社会监督。健全对电网企业的约束和激励机制，促进电网企业改进管理，提高效率。
二是形成了试点先行、健全机制、因地制宜的改革原则。输配电资产庞大，结构复杂，历史遗留的问题多，各地情况千差万别。坚持试点先行、积极稳妥的原则，在条件相对较好、矛盾相对较小、地方政府希望先行的地区开展试点，逐步扩大试点范围，确保改革平稳推进。考虑到各地区实际情况，允许在输配电价核定的相关参数、总收入监管方式等方面适当体现地区特点。并达成了电价改革要制度先行，制订和完善输配电成本监审、价格管理办法，建立健全对电网企业的激励和约束机制，制度和办法要明确、具体、可操作。
三是初步建立了输配电价机制。具体包括以三年为监管周期的事前监管机制；以有效资产为基础，实施准许总收入与价格结构监管相结合的监管机制；区分存量和增量的成本核定机制；输配电价平衡账户盈亏超过当年输配电准许收入（目前为6%）时的调整机制。此外，对平衡账户机制、电网企业运营效率和服务质量、电网企业服务绩效的激励和约束机制，以及企业诚信评估机制，也作了制度上的安排。
四是建立了输配电成本监管机制。结合电网实际，研究出台了《输配电定价成本监审办法（试行）》，填补了网络型自然垄断行业成本监审的制度空白，为输配电价核定提供了重要制度依据、奠定了坚实基础。
亟须解决的问题
一是“建机制”和“控水平”均衡问题。中央政府更强调输配电价改革在于建立合理的输配电价机制。《国家发展改革委关于贯彻中发[2015]9号文件精神，加快推进输配电价改革的通知》（发改价格[2015]742号）文件中即已明确在输配电价核定过程中，既要满足电网正常合理的投资需要，保证电网企业稳定的收入来源和收益水平，又要加强成本约束，对输配电成本进行严格监审，促进企业加强管理，提高效率。而地方政府在当前经济不太景气的情况下，更倾向于降低电价，以促进地方经济发展。第二批试点地区多数为资源省份，电网历年来承受了降低电价的压力，成本空间并不宽裕，甚至部分电网连年亏损，也毫无例外要求进一步降低电价。此外，在电力市场改革过程中，也出现了部分地方政策以降价为目的，干预大用户直接交易，变相进行电价优惠等做法，甚至个别地区，在输配电价改革还没有实施，配电价格如何制定还没有明确的情况下，单独划出一块价区实施优惠电价的情况，导致各项改革政策本身难以协调。
二是完善的输配电价体系建设问题。目前，社会各界对建立完善的输配电价体系的认识还不尽到位，普遍认为输配电价改革就是要单独核定输配电价水平，并能够用于电力市场运作即可，抛弃现行两部制、分时等合理的价格制度，将导致电力资源使用的极大浪费，并影响电力系统安全稳定运行。从国际经验来看，电力市场化国家均建立了独立的共用网络服务价格、专项服务价格以及终端辅助服务价格等合理完整的输配电价体系，同时输配电价以两部制或者三部制为核心，进行较为细致的用户细分，同时允许用户自愿选择分时、可中断等价格制度。在高电压等级，还会采取节点法等反映位置信号的输配电价定价方式。当前我国输配电价体系尚不完善，没有独立的专项接入价、共用网络服务价格和终端辅助服务价格，难以满足市场化的要求。而建立科学合理的输配电价体系，需要综合考虑各种因素，是一项非常复杂艰难的工作，如果对建设完整的输配电价体系认识不到位，将会极大影响我国输配电价改革和电力市场化改革成效。
三是政府部门监管目标协同问题。目前我国对电网的监管职能分散于国家发改委、能源局、国资委等各个政府部门和专业监管机构，形成多主体管理的格局。
由于各部门监管目标和侧重点不同，导致改革中部分监管政策难以统筹衔接，电网企业要同时实现控制价格水平、加大电网投资、提高经营绩效等多重目标，协调难度较大。
几点建议
一是将改革目标统一到建立科学合理的电价机制上。改革的出发点和落脚点均应统一到建立科学的输配电价机制，在满足电网正常合理的投资需要，保证电网企业稳定的收入来源和收益水平基础上，建立约束与激励并存机制，单方面强调约束机制不仅不利于企业发展，还将影响电力市场的效率和电力用户的利益。
二是加快推动完善的输配电价体系建设。在省级电网输配电价改革试点基础上，进一步建立健全由省级电网共用网络输配电价、专项服务价格、辅助服务价格构成的输配电价体系。近期要尽快研究用户负荷率电价、电价交叉补贴的解决方法和途径以及有利于发电厂公平竞争的接入价机制。中远期则应进一步完善省级电网共用网络价格，在高电压等级上引入反映地理位置、输电阻塞等情况的价格信号，鼓励电源、用户合理选址，优化电网结构，提高整个电力系统的运行效率；专项服务价格，则应在用户侧出台接出价政策，促进公平负担；辅助服务价格，要引入市场竞价机制。
三是进一步加强国家和地方、以及政府各级部门的横向和纵向统筹衔接，分解落实相关部门在电力改革工作中的责任。
纵向上建立问题的反馈和纠偏机制。考虑到电力体制改革工作的复杂性，为有效防范改革风险、避免改革出现反复和偏离初衷，各省在制定电力体制改革试点方案和改革实施的过程中，需要进一步加强工作联系、健全工作机制，主动与国家有关部门进行沟通汇报，及时发现和纠正可能存在的问题，做到上下贯通，形成合力，确保9号文及其配套文件的贯彻落实和有效实施。横向上要建立各部门间协同机制。根据改革配套文件中明确的各部门职责分工，加强国家发改委、能源局、国资委等监管政策的统筹衔接，建立和谐的改革环境，保障改革走得更快、更稳、更有成效。
