为进一步推进输配电价改革，近日，国家发改委价格司召开视频会议，部署各地启动第三监管周期输配电定价成本监审实地审核工作。
业内专家表示，前两轮输配电定价成本监审带来了独立电网价格从无到有、从“名义”到落地的显著变化，未来输配电价改革将承担起更多探索体制改革的责任。但同时，与前两轮监管相比，当前我国输配电价结构仍待进一步理顺。
在目前的输配电价结构下，不仅电网无法回收输配电成本，据记者调研，参与配电网等项目的社会资本也可能无法获利甚至亏损。
一位供职于增量配电企业的相关人士向记者坦言，当前的增量配电项目收益较低。“此前，国家发文鼓励电源企业自建配电线路，说明社会还是需要配电投资的。但目前，增量配电业务收益过低，会影响光伏、风电接入，进而影响新型电力系统的建设。”该人士指出，由于增量配电业务的投资体量较大，如果输配电价结构不顺，就无法吸引社会资本参与，进而影响新能源消纳。
业内专家向记者分析，现在的输配电价包括输电部分、配电部分，以及交叉补贴部分。其中，交叉补贴是输配电价中争议最大的部分。若要让电力回归商品属性，就要厘清电价中的交叉补贴，直至完全消除交叉补贴。
华南理工大学电力经济与电力市场研究所所长陈皓勇认为，当前我国省级电网输配电价采用邮票法分电压等级核定，并且包含各种类型的交叉补贴，存在的问题就是价格难以准确反映成本信息和用户使用程度。
2015年发布的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》就已明确要妥善处理交叉补贴，以“明补”代替“暗补”。“但目前，交叉补贴依然混杂在输配电价中，只要交叉补贴还存在于输配电价中，必然就是一笔糊涂账。要先把交叉补贴厘清，测算输电和配电对应的投资和收益，再严格按照输电资产和配电资产分开核定，理顺输配电结构。”电力专家展曙光告诉记者，目前交叉补贴存在的问题在于，补贴在输电价格部分和配电价格部分的相关比例究竟该如何确定。
“目前，在输配电网投资中，220千伏及以上的高压输电投资大约占30%，110千伏及以下的低压配电投资约占70%。但在现行的输配电价结构下，低压配电费占比在30%左右，高压输电费约占70%。这就相当于输电配电的投资和收益是倒挂的，配电投得多得到的却少。交叉补贴是造成这一现象的重要原因。交叉补贴，特别是高电压补低电压，掩盖了真实差价，减少了低压配电投资应该取得的合理收益。”展曙光指出，输配电价作为引导信号，若不能合理反映各级电压的真实成本，就会使社会资本丧失投资的积极性。
此外，中国社会科学院财经战略研究院副研究员冯永晟认为，当前的输配电价仍是针对电网企业的输配电价，但电网企业的功能角色正随着电力市场建设而变化。“由于资产所有者、系统运营者和市场组织者等多重角色的交织，输配电价的内容和结构需要因时因势做出相应调整，与市场建设相适应。比如，输电和配电是否应该独立设置？增量配网与电网间的结算价格应该如何设置？在系统负荷特性持续变化的背景下，输配电价中容量维度应如何选择和设置？这些都是未来应该考虑的问题。”
展曙光指出，理顺输配电价结构首先要核定清楚独立的输电价格和独立的配电价格。“在厘清二者的基础上，再加上需要调节的部分，比如补贴部分，或政策引导。”
“输配电价的核心监管逻辑仍需深入探索。比如权益资本成本的确定是非常重要的一环，也是前两轮输配电定价成本监审中变化非常大的一环。在协同行业改革与国资改革的大背景下，行业监管如何助力提升国资监管效率是一个非常重要的命题。输配电价改革需承担起更多的体制探索重任，探索构建以提升自然垄断环节治理效能为导向的新型监管体制，以使电网坚强有力地支撑新型电力系统和全国统一电力市场的构建。”冯永晟说。
