深圳作为全国首个监管周期电网输配电准许收入和输配电价试点城市开始实施新电价机制，标志着我国艰难推进了10余年的电价改革终于收到了破冰的功效。
据发改委核定，2015年至2017年深圳市电网输配电价水平分别为每千瓦时0.1435元、0.1433元和0.1428元，比2014年深圳电网实际购电、售电价差每千瓦时0.1558元下降1分多钱，并逐年有所降低。据深圳供电局有限公司预测，2015年至2017年该公司销售电量分别为778.45亿千瓦时、811.02亿千瓦时和846.71亿千瓦时，以此测算，为期三年的监管周期中深圳电网环节收入累计会下降逾24亿。为此，国家发改委要求广东发改委根据今年输配电价水平降低情况相应下调深圳销售电价。
按上下游环节划分，我国电力管理体制由发电、输电、配电和售电四个层级组成，发电企业生产电力并将电力卖给电网企业，形成上网电价;电网企业负责电力输送调配形成输配电价，电力用户购买电力形成销售电价。在这三种价格体系中，上网电价和销售电价由政府决定，输配电价实际包括在销售电价中，反映出来的是上网电价与销售电价的差额。本着“打破垄断、引入竞争”的原则，13年前国务院颁布了《电力体制改革方案》，确定了电力行业“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的改革路径和目标，但最终收效甚微。
尽管存在五大中央发电集团，各地还有多个大型发电企业，竞争格局已成，但由于上网电价的被管制，作用于发电企业的市场力量太过薄弱，热热闹闹的厂网分开最多是个不彻底的外部手术。至于输电和配电环节，主辅分离未见端倪，输配分开也杳无音讯，国家电网[微博]依然一股独大，而且决策层也始终没能确立一套合理的输配电价标准及核定方法。电力用户自然就很难通过竞争买到便宜的电力，而为了降低电力用户尤其居民用电的成本，政府又不得不针对不同种类电价交叉补贴，以至竞价上网及电价市场化变得遥遥无期。
通过国家压低上网电价让电网企业廉价采购电力，依靠国家补贴电网企业还能将电力高价卖出，这种低买高卖的差价形成了电网企业巨额的垄断利润。就以广东为例，工业用电价为每千瓦时0.944元，上网电价为每千瓦时0.502元，电网公司毛收入率竟高达46.82%，远高于国际电网公司平均28%的水平。再以宁夏为例，分布式光伏并网发电项目国家电价补贴为每千瓦时0.359元，居民电价每千瓦时0.448元，但分布式光伏发电卖给电网公司，上网电价每千瓦时0.236元，电网公司毛收入率高达47.32%。而宁夏一般工商业用电价为每千瓦时0.744元，电网公司毛收入率竟高达68.28%，超过国际平均水平一倍。
电网公司高额利润已真真切切地打击了用电量占全国80%的工业制造业，而高于居民用电价格近一倍的工业用电价格，最终又转嫁给了国民。从某种意义上说，全体国民的隐形“征税”在滋养电网这个庞大的特殊利益集团。
基于此，输配电价成了新一轮电力改革最需突破的地带。按国际经验，改革之后依然需要对输配电价实行政府控制，但不同的是，新电改方案之下电网企业通过收取过网费获得收入，输配电价则按“准许成本加合理收益”的方式确定，这样，电网收入就与发电、售电价格高低无关;相应地，政府对电网企业的监管将由核定购电售电两头价格的间接监管，改变为以电网资产为基础对输配电收入、成本和价格全方位直接监管。
当然，即便按“准许成本加合理收益”确定的输配电价，也主要限定在公用事业、公益性服务和自然垄断领域，其他领域电价则完全放开。由于发、售电价与电网收入毫无关联，电网公司与发电企业及售电企业就不存在利益之争，因此，新电改方案在售电环节“允许符合条件的高新产业区或经济开发区组建独立的售电主体直接购电、允许社会资本投资成立独立售电企业、符合条件的发电企业投资和组建售电公司进入售电市场，允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易，鼓励供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务”，实现了售电的竞争性定价，未来电力用户的消费价格有望总体下降。
在新电改方案“管住中间，放开两头”的基本原则下，发电企业和电力用户有了更大选择权，电价也可由双方协商或市场竞争而定;对于电力资源的配置而言，能实现公益归公益，市场归市场，构造出均衡而良性的电力市场格局。只是，与“主辅分离、输配分开”相比，新方案只提“逐步向符合条件的市场主体开放增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式改革配电业务”，措辞上要保守很多，输配分开和调度独立也暂时没有列入此轮改革。之所以如此，对于顶层设计者而言，一方面并不希望因为输配业务分离而产生更多行政管理机构，另一方面更关注的是改革实际效果，即只要能形成竞争性的电力管理体制，形式上的机构与职能重组并无多大意义。
(作者系中国市场学会理事、经济学教授)
