我國輸配電價改革由來已久：自2014年12月，輸配電價改革" title="輸配電價改革" target="_blank">輸配電價改革在蒙西電網“破冰”開始，我國的輸配電價改革這幾年可以說取得了的突破性的進展。

　　輸配電價一直是電價改革的核心。而一直以來，我國輸配電價都存在著以下問題：受電網發展速度過快、有關設備的損耗率和折舊率等核算要素信息不齊備等多方面因素影響，我國并未建立完善的輸配電價定價機制及核算體系。此外，我國電力市場的輸電、配電、售電垂直一體化的壟斷局面仍然存在，上網電價和銷售電價的市場化程度不高，無法適應當前市場經濟發展的需要。

　　一分鐘了解輸配電價

　　輸配電價指電網經營企業提供接入系統、聯網、電能輸送和銷售服務的價格總稱，又稱輸配電費用。輸配電價由政府制定，實行統一政策，分級管理。

　　電力價格專家建議采用分環節電價的方式建立合理的電價形成機制，也就是常說的“三段式電價”，即上網電價、輸配電價和銷售電價。其中，上網電價由市場供求狀況決定；輸配電價由政府監管，統一定價；銷售電價在廠網分開、競價上網改革期間由政府監管，待電力體制進一步改革后，逐步轉向市場定價。

　　下面，來看一下近幾年，我國在輸配電價改革方面所作出的努力和成就：

　　2015年：擴大輸配電價改革試點

　　《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）的發布，標志著新一輪電力體制改革拉開帷幕。9號文明確了新電改將按照管住中間、放開兩頭的體制架構進行，再次推動權力下放，包括投資審批、計劃電量放開、市場設計與建設（內含定價）、增量配網和售電市場等，有利于推進電力市場化交易，并促使發電企業加強成本管控，推動發電企業優化產業布局。同時，在云南、貴州、安徽、寧夏、湖北五個省級電網開展了第一批試點工作。

　　2016年：降低企業交易、物流、財務、用能等成本

　　將北京、天津等12個省級電網納入試點范圍，并提前啟動剩余14個省級電網輸配電價改革。同時，放開化肥、儲氣庫用氣價格，積極推動電力直接交易，合計影響價格市場化的程度提高約0.4%。值得一提的是，政府管理價格的比重下降為2.99%，對全國價格市場化程度提高的貢獻達到了71.3%。

　　2017年：下調用電價格

　　截至6月底，省級電網全部進行了輸配電價改革，實現了全國的全覆蓋。

　　2018年：明確方向，進一步深化改革

　　《區域電網輸電價格定價辦法(試行)》《跨省跨區專項工程輸電價格定價辦法(試行)》的出臺，明確了2018年電網環節和輸配電價改革的方向。

　　可以看出，近五年在輸配電價改革方面，我國取得了明顯的成績：

　　建立機制——獨立的輸配電價的監管體系，建立約束機制和利益分享機制，激勵監管對象電網企業壓縮投資，減少投資沖動。

　　降低成本——輸配電價改革后，平均每千瓦時減少將近1分錢，核減32個省級電網準許收入約480億元。

　　推進市場化——通過市場以多買多賣形成競爭性格局，更好地發揮市場在配置資源中的決定性作用。

　　目前，我國基本建立了覆蓋跨省跨區輸電工程、區域電網、省級電網、地方電網、增量配電網的全環節輸配電價格監管制度框架。

　　在2018年政府工作報告中，明確了大幅降低企業非稅負擔，降低電網環節收費和輸配電價格，一般工商業電價平均降低10%。

　　不久前，國家發改委新聞發言人孟瑋介紹，截止目前，首輪輸配電價改革試點已經全面完成。雖然我國輸配電價改革已經初見成效，但仍然存在不小的挑戰：

　　由于電力行業的特殊性，因此制定有關改革的相關政策時，需要兼顧科學性和可操作性；與此同時，還要完善技術指標，政策體現約束性和激勵性。然而，我國并沒有完善的依據，只能通過國外經驗借鑒、試點等方式在摸索中前行。

　　無論是建設新電網還是改造舊電網，都會涉及到電網建設投資。投資就要考慮成本。通過電量的增長和電價水平的制定，可以回收成本。而電量增長與投資之間的匹配，卻是一個問題。如果沒有匹配的電量，對投資缺乏一定的控制，那么就會為電價帶來上漲壓力。妥善處理好擴大投資與電量增速的關系，也是今后需要繼續完善的。

　　要控制成本，就要涉及到成本監審，這需要對投資、成本等進行定價測算，工作量很大。對于監管者和企業來講，由于存在信息不對稱等因素，想完成這樣的工作難度很大——這也將是輸配電價改革路上一個需要逾越的鴻溝。