建立输配电价制度是中发9号文“三放开、一独立、三加强”要求的关键内容，是事关转变电网企业统购统销的计划主体为电力交易所需“快递公司”和“高速公路”成败的核心手段。因此，输配电价落地生根是新一轮电改的重要工作。新电改五年来，在操作层面输配电价制度是真的在各地实践中得以实施，还是存在使用输配电价的“名义”，仍然行使单一买方“实”的现象，与电力直接交易的结算方式有着直接的关系，因为结算是输配电价使用的技术过程。然而，交易的结算工作往往是市场设计者和价格管理部门在市场建设初期不容易注意的地方，即所谓的“灯下黑1 ”，从结算内容占大部分交易规则中的篇幅不足5%可见一斑。输配电价制度的正确打开（结算）方式，应当是业内讲的“顺价”方式，即按照中发9号文的描述，交易价格+输配电价+基金和附加=用户价格。业内常讲的“价差”方式，与集中式市场常使用的差价合约没有任何关系，是指发电企业在国家核定电价基础上让利多少元/度，对应用户的目录销售电价就降低多少元/度。与我国原来计划体制下的发电侧上网电价制度不同2，我国一定电压等级以上的工商业用户目录销售电价均有峰谷电价制度，发用双方这个方面差异在现实结算中对输配电价制度的落地产生巨大差异。
举一个例子说明不同结算方式对输配电价制度落地的影响：某一部制电价工商业用户目录销售电价为0.6元/度3，与发电企业直接交易，签订某日直接交易合同电量为30000度，交易电价为0.39元/度，国家核定该省该类型该电压等级工商业用户输配电价0.14元/度。该用户平段时段用电10000度，高峰时段用电12000度，低谷时段用电8000度，该用户原目录销售电价享受峰谷电价浮动比为（峰平谷，下同）1.5:1:0.5（本文各种结算方式用户数据均采用上述设置）。具体如下表所示：
某用户基础数据表
如果该用户使用目录销售电价（改革前模式），结算结果如下:
目前，各地实际交易过程中电费结算方式主要有如下四种：
1、标准“顺价”模式
标准“顺价”模式下，结算方式与中发9号文描述的方式完全相同，即电网企业与高速公路收费方式相同。国家核定的度电输配价格乘以电量就是输配电费，用户支付电费减去输配电费即为发电企业收取的电费。为方便与其他结算方式对比，假设考虑到峰谷时段用电对系统友好性的不同，同时满足市场化不能增加调峰压力的要求，发电企业要求电力用户平段价格采用0.39元/度，峰段和谷段按照原有的峰谷比例执行，即发电企业使用了峰谷电价浮动比为1.5:1:0.5的售电套餐6，结算情况如下：
不难看出，发电企业每度电在交易过程中相对原核定电价平段让利6分钱的售电套餐，发电收益减少1020元；电网企业输配电服务收益下降了1500元；用户总获益2520元。
2、“半顺价”模式
“半顺价”模式是指平段采用与顺价相同的结算方式，高峰和低谷也付给发电企业与平段一样的电价，用户执行峰谷电价7减去发电企业平段电价就是电网企业收取的峰段和谷段输配电价。结算情况如下：
可以看出用户支付电费相对标准顺价模式上升280元，发电企业获得收益减少了780元，这780元转移给了电网企业，电网企业收取的输配电费略低于执行目录销售电价情况，但是高于标准顺价模式。“半顺价”模式是采用省份最多的结算方式，大致要达到三分之二以上。
在“半顺价”模式当中还有一个更为接近标准“顺价”模式的变种，那就是在“半顺价”模式执行过程中，计算用户峰谷电价时，输配电价不参与折算仍然保持平段数值（峰谷平段均按照国家核定输配电价执行），这种方法的具体结算方式如下：
3、标准“价差”模式
标准“价差”模式与原国家电力公司时期“增供扩销”政策下的“发供联动”结算方式类似。结算情况如下：
用户支付电费较执行目录销售电价降低了1800元，完全来自发电企业，与发电企业较执行核定电价的损失收益完全相同，电网企业的收益与原计划体制下完全相同，较标准“顺价”模式收益高，这也是业内认为没有真正“放开两头、管住中间”，而是成了“中间不变”的重要原因。
4、“半价差”结算模式
“半价差”结算模式是指采用价差为主、顺价为辅的结算方式。用户与发电企业结算，平段是按照顺价方式进行；峰段和谷段结算采用价差方式进行。用户平段目录销售电价减去平段用户交易电价与输配电价之和形成价差，用户峰段和谷段采用峰段目录销售电价和谷段目录销售电价减去价差进行结算。具体结算过程如下：
由上述四种结算方式，对于同样的输配电价和交易价格，形成了不同的结果如下表所示。
同一边界条件不同结算方式结算结果示例
需要指出的是，四种结算方法算例结果对于用户环节支付总电费的多少、电网企业总收益的高低、发电环节总收益的高低，并不能够直接作为判断依据，不能说某种模式对用户环节最有利、某种模式对发电环节最有利、某种模式对电网环节最有利。因为边界条件的不同，会导致结果变化很大，当然这也不应该成为输配电价机制关注的问题。例如，标准“顺价”模式下，发电企业收益在四种结算方式8中是最高的，但是如果该用户电量的峰平谷分布变成了8000:10000:12000，则电网企业输配电收益不变仍然是4200元，而发电企业的收益则立即变为10920元，从而成为所有结算方式中，发电收益最低的情况。
不过，上述算例的计算公式，却能推导出以下可以肯定的结论：
1.符合中发9号文要求的标准“顺价”模式是唯一能够改变电网盈利模式的结算方式。标准“顺价”模式电网企业收费的计算公式只与输送电量和国家核定输配电价有关，等于两者乘积，切实改变了购售价差的盈利方式；其他三种结算方式，对于发电企业与目录销售电价模式下相同，在电价不变的情况下，收益只与电量相关，电量一定则收到费用恒定不变；其他三种结算方式，电网企业收取的输配电费用计算公式均出现了使用用户支付总电费减去发电费用（即出现了购销价差），使其本质仍然是使用购销价差的盈利模式，并且单位输配电费在很多情况下不等于国家核定的标准。
2.“半顺价”“价差”“半价差”方式中，电网企业在不同用户之间扮演了“蓄水池”角色。这里的“蓄水池”本质上是市场化用户之间的交叉补贴，但是不同于不同电压等级、不同地区之间用户的交叉补贴，而是不同用电习惯用户之间的交叉补贴。这个蓄水作用，在大部分地区是受没有现货市场价格的影响产生的，一方面没有现货的峰谷电价作为影子价格，中长期交易采用了目录销售电价模式下的峰谷电价作为影子价格，而目录销售电价模式下的峰谷电价具有先天的与实际峰谷不重合、调整不灵活的缺点，在所有时段直接交易价格相同情况下，出现了不同用电习惯用户之间的交叉补贴，这对市场化用户的个体并不公平；二是发用两侧的生产使用责任（实物或财务）不对应9，造成了发电企业不会响应系统需要选择用户，这在本质上对优化资源是有害的10，没有起到奖励用电习惯对系统友好用户、惩罚用电习惯对系统不友好用户的作用，是电力资源的劣化配置，有悖市场化初衷。在有现货市场的地区，市场化用户就更难以接受明显偏离现货交易形成峰谷价格的中长期价格。
3.价差模式并没有使用输配电价。价差模式用户支付电费、发电企业收取电费、电网企业收取输配电费用的计算公式，均未见国家核定的输配电价，或者说这种结算模式并不需要国家核定输配电价，同时电网企业的收益与执行目录销售电价收益完全相同。究其根源，价差模式仍是原计划体制下的电网运行的“统购统销”模式。
综上可以得出结论，转变电网企业盈利方式，完成中发9号文的相关要求，结算必须采用标准“顺价”模式，才能让输配电价落到实处。令人遗憾的是，从省级市场采用数量来看，绝大部分是“半顺价”模式，其次是“价差”模式，再次是“半价差”模式，最少的是标准“顺价”模式，且目前强制使用原有计划体制下的峰谷系数，不允许发电企业或售电公司对峰段和谷段直接出价。实际情况说明输配电价落地还需更大推动力度。
第一个输配电价核定周期已经过去，第二轮输配电价核定工作即将完成，可以讲，输配电价制度的落实情况说明还有很多工作要做。关键问题不是出在顶层设计上，而是出在技术层面的落实上。好的制度设计更需要在技术层面狠抓落实，输配电价制度落地的关键就在结算方式的统一上，就在中发9号文指出的“顺价”结算方式的执行上。对于未来的输配电价制度建设相关工作，应在以下四方面持续发力。
一是贯彻执行转变电网企业盈利模式的要求。要加强输配电价制度基本原理和概念的宣传，要清醒认识到，为什么市场化条件下，还要核定输配电价的原因。电网环节属于自然垄断环节，市场竞争难以提高效率，需要核定成本和准许收益。因此，输配电价在一个周期内如未经核定部门按照规定调整，需要得到严格执行，必须落实到位。实际工作中，要坚持“管住中间、放开两头”，万万不可有“中间不变”的想法，要守住市场化的“初心”。
二是结合电力现货市场建设加强输配电价执行的监管力度。好的顶层设计和好的制度发挥作用，靠的是强有力的专业化监管，尤其在存量改革上。中发9号文明确提出的价格形成机制，遭到了结算方式形成的障碍而不能完全落地，多地结算方式均已写入规则，甚至受到“好评”，坚持结算方式执行中发9号文要求反而成了受到压力的“独苗”，这是不正常的现象。要承认，其中固然有“摸着石头过河”过程逐步认识规律的原因，但也必须承认需要进一步加强监管。市场模式可以征求意见进行讨论，可以“百花齐放”结合实际，因为市场模式基于发电企业、售电公司和电力用户是自主竞争、风险自负市场主体的定位，而输配电业务作为自然垄断的业务，不存在竞争风险，也相应不存在自由裁量权，价格政策应该得到无条件的执行，如有不同意见应按程序反映。另外必须要认识到，要使输配电价制度真正发挥作用，在实际交易中得到真正执行，并且彻底取消电网“蓄水池”的作用，唯一的办法就是要建立完善的电力现货市场，所以应当把建设现货市场工作作为输配电价制度落实的重中之重。
三是部分地方应改变将电网企业作为宏观调控工具的做法。部分电网企业未采取顺价方式结算的很大原因，是承担了当地经济调控工具的任务，部分成本难于得到输配电成本监审的承认，或者被要求成为未来“蓄水池”，发挥调控价格水平的作用。要认识到，电网企业执行输配电价之后，电网企业所有发生的有效成本都需要电力用户买单，电网企业并没有“活钱儿”解决地方政府的困难，电网企业也不应当是资源配置的主体。如果仍然保持原有做法，增加了电网企业执行输配电价制度的阻力和难度。
四是优化电网企业国有资产的管理方式。输配电价制度的基本工作方式是，本周期内未考虑的成本，或者考虑多了的回报，在下一周期都会进行调整。但是，目前国有资产管理部门对电网企业的管理周期，与输配电价的周期并不重合。国有资产管理的激励机制和输配电价的激励机制设计，不仅没有进行协调统筹，甚至还存在冲突的可能。因此，作为电网企业的出资人应当和价格管理部门沟通协调，避免电网企业在“两套激励机制”下运营，造成顾此失彼的行为方式。
新电改五年，弹指一挥间。实践证明，电力市场化改革是个技术密集型的工作，经历过五年的普及和酝酿，相信在未来的日子里，通过各方的共同努力，输配电价制度会加速落地生根，为我国电力工业的高质量发展发挥应有作用。
1.部分观点认为“交易都达成并执行了，一个算账还能出问题？”。
2.我国电源侧普遍不存在上网峰谷电价制度，主要由于发电侧属于服从调度严格管理指挥进行生产的企业，发电机组不能自由变化不同时段的功率。
3.本文全部算例仅为说明输配电价执行，为清晰明了，所有基金和附加均不考虑。
4.假设当地仅有该种类型机组，所有机组核定电价均为0.45元/度，全网平均购电价格也为0.45元/度。
5.电网企业使用目录电价采用的是购售价差盈利方式，本文将不同模式下电网企业收益均称为“电网企业收取输配电费”，下同。
6.发电企业和用户也有可能不采用峰谷电量比模式约定，采用峰谷平报价模式，并且采用峰谷平报价方式更多，为示例能够与其他方式对比，故采用峰谷电量比约定。
7.发电企业平段电价与输配电价加和后乘以峰谷系数。
8.不含目录销售电价的原统购统销下结算方式。
9.只有电力现货市场才能实现发用双方在电力生产使用上（实物或财务）责任实时对应。
10.电力系统的最大生产特点就是电力不能大规模存储、发输配用同时完成，如果没有电力现货市场，中长期交易直接违反生产使用同时进行的要求，是对电力资源优化配置最大的破坏。
原文首发于《电力决策与舆情参考》第10、11期
