3．現行輸配電價政策對市場化的潛在影響

　　

　　現行輸配電價政策問題的根源并非來自于價格決策部門，價格決策部門只是既定電力改革思路的執行者之一。根本上，現行輸配電價政策是服務于“9號文”確定的簡單利益再調整的改革思路，根本問題還出在改革方向和改革路徑的選擇上。因此，輸配電價政策的缺陷反映的是整個電改的問題。由于缺乏系統性設計和對各主要改革政策的綜合權衡、協調，輸配電價、市場交易、交易機構、售電側等改革實際上都是在各自為戰，其結果是隨著時間推移，各項改革均暴露出越來越多需要系統推進才能解決的問題，在某些領域，“退”和“進”甚至又重新成為討論的焦點，這不能不引起重視。

　　

　　對輸配電價政策而言，除肯定其在電網環節財務監審方面的進步外，更應該重視定價政策效果發揮所面臨的困難，以及對電力市場化進程的各類潛在影響，主要從三個方面考慮。

　　

　　第一，保持傳統電網投資激勵，政策推進面臨較大難度。現行輸配電價政策在成本監審中主要針對非相關業務成本的剔除，卻無法有效控制對相關業務的投資激勵，盡管也引入了一定的激勵性設計，但這些局部的邊際改進不足以構成實質影響，從而改變成本加成的性質。比如，企業內部的成本轉移，如日常運營成本向工程成本轉移等，很難被有效監測和控制，特別是很多成本轉移是間接性而非直接性時，問題尤甚，而這些應對策略會抵消有限的激勵性設計的作用，甚至還會出現過度轉移。換言之，可以剔除不相關成本但無法控制相關成本，是現行成本加成規制政策的尷尬。與之對應的激勵性監管無疑是真正約束電網經營激勵的正確選擇，但在短期內，這涉及到深層次的國資國企體制改革，尚難協調。因此結果很可能是，現行輸配電價政策將很難有效控制輸配成本增加和輸配電價升高的趨勢，而這可能導致政策本身的擱淺。

　　

　　第二，縮小競爭性市場設計的可選集合，制約改革路徑選擇。由于獨立輸配電價政策進展相對較快，接下來的電力市場交易模式的選擇必須要以此為前提確定可行方案。但路徑鎖定下的市場模式是否最優卻是疑問，而且一些可能方案也會因路徑鎖定而降低可行性。比如，由于現行輸配電價政策是一種全成本分攤，即“打包定價”，并未區分可變成本和固定成本，這天然地與基于節點邊際定價的市場模式存在沖突。因為在節點邊際定價市場中，系統運營的主要成本項會全部或部分地體現在節點電價中。除非允許用戶承擔雙重負擔，否則兩種設計無法共存。此外，粗略地講，目前特征的輸配電價是適于并依托雙邊交易的市場模式，然而該模式又依賴于其物理運營基礎從集中調度向自調度的轉變。但這種變化的可能性和可行性都值得深究，至少是不確定性和風險太大。所以，現行輸配電價政策與市場化改革路徑，甚至與傳統的電力系統特征很難互洽。

　　

　　第三，適應經濟形勢變化需要，維持電力整體利益格局。不可否認，此輪改革方案受國民經濟和電力行業形勢變化的影響巨大，在這種背景下，輸配電價政策的一個重要出發點是服務于整個國民經濟降成本的宏觀政策目標。而傳統體制下，阻礙電價傳導的突出問題是沒有獨立的輸配電價。上述背景與問題的結合，客觀上使輸配電價政策構成一種利益交換：一方面，在現有規制體制和規制能力下，電網企業的核心利益難以被實質觸及，因此，形成一個“獨立”的輸配電價進而理順傳統體制下的電價傳遞通道，似乎是一個具有“帕累托改進”性質的方案；另一方面，從某種意義上講，現行輸配電價政策是在為電網的傳統投資模式提供一種“保險”，以剔除非相關成本來保全其核心利益和傳統的經營激勵。但問題在于，長期的利益格局調整難題將隨宏觀經濟和電力行業形勢變化而更加凸顯。

　　

　　當然，現行輸配電價政策的特征也是與現有電力監管體制相適應的，單純依靠電價主管部門很難從電力市場化角度來認識和推進輸配電價改革。也正是從這個意義上講，綜合性、專業性的監管機構對推進輸配電價改革不可缺少，或許未來大能源部的設立以及電力市場改革委員會能夠從組織機構設置上給予電力體制改革以更大推力和實質支持。