中国能源报-中国能源网 | 17年的时间，输配电价从每千瓦时0.11元倍增至0.22元，综合考虑这些年物价、投资、人工等诸多因素，这样的涨幅是否科学？涨多少才算合理？为何只升不降？在充满量化思维的电力领域，这却是一道道无解之题。原因在于，输配电价理应包括什么，实际又包括什么，始终是一本“糊涂账”。

　　需要肯定的是，实施输配电价改革本身已经是一个巨大的进步。输配电价改革实施前，电网企业左手从发电企业买电，右手把电卖给电力用户，这一进一出产生的购销差价，就成了电网企业的收入来源。换言之，“输配电价”的概念并没有对电网企业经营产生实质上的制约。而根据2015年发布的“电改9号文”以及《输配电定价成本监审办法(试行)》的要求，输配电价改革后，电网盈利将与购售电差价脱钩，转而按照“准许成本加合理收益”的原则，对电网企业实行总收入监管。

　　“管住中间，放开两头”是新一轮电力体制改革的基本路径，而“管住中间”的核心抓手就是输配电价改革，“管不住中间”，电改仍将是纸上谈兵。只有厘清输配电价，从机制上把电网“过网费”和发售电价区别开来，才能真正释放发电侧、用电侧的竞争性环节电力价格，即“放开两头”，让电力市场化改革真正落地。

　　输配电价迄今已历经两轮改革，第一个监管周期始于2017年，止于2019年。2019年年初，国家发改委启动第二监管周期输配电定价成本监审，同年发布的《输配电定价成本监审办法》（修订稿）和《省级电网输配电价定价办法（试行）》（修订征求意见稿）可被视为首个监管周期的经验成果。透过两份文件中的内容，可以看到主管部门正在深入剖解电网企业成本，力图算清这笔账。

　　但现实却并不理想。例如，输配电价构成中，最让人摸不着头脑的，莫过于交叉补贴。《省级电网输配电价定价办法（试行）》（修订征求意见稿）就此给出的解决方案是“结合电力体制改革进程，合理测算政策性交叉补贴规模，妥善处理政策性交叉补贴问题”。而这种原则性的、没有切实执行方案的表述透露出的信息是，如何厘清交叉补贴仍是一块难啃的骨头，缺少实现手段。

　　与此同时，输配电价改革作为产业链条的中间环节，应与发电侧、售电侧、需求侧以及增量配电等其他改革环节相适应。而在广东电力现货市场试点中，面对试点过程中暴露出的输配未分离、固定的输配电价机制与现行目录电价衔接不畅的问题，上述文件中对此也仅仅是提出了“结合实际情况可探索提出符合现货市场需要的、具有一定弹性的分时输配电价方案”，并无实际对策。

　　但从积极意义上讲，上述重重难题在阻碍输配电价改革的同时，也帮助改革者锁定了未来改革的发力点和努力方向。

　　要理性看到的是，电力体制改革是一项复杂的系统性工程，政策制定需要综合考量电网、政府、用户的利害得失，多方统筹，急不得；但在电改不断深化、规则逐渐科学的大背景下，过去遗留下来的“疑难杂症”正在成为当前和未来改革的障碍，亟待解决，拖不得；未来输配电价能否按照国务院的要求如愿进入下行通道，是检验新一轮电改成功与否的关键所在，更是糊涂不得。