9月9日，国家发改委批复了《宁夏电网输配电价改革试点方案》，这是第二个获得批复的省级输配电价改革试点方案。此前，深圳市、内蒙古西部已率先开展了输配电价改革试点工作。
一个月之前的8月10日，国家发改委发文明确要求，各方加快推进输配电价改革，将试点范围由深圳市和蒙西电网进一步扩大到安徽、湖北、宁夏、云南、贵州等五省区电网，放开跨区跨省的电能交易价格。
“输配电价独立是实现售电侧放开的前提，也是此次电力体制改革的一项关键任务。同时，放开跨区跨省电能交易价格，有利于各省电能资源的优化配置。”民生证券分析师黄彤认为，未来我国电价机制改革的总体思路是，发电、售电价格逐步由市场竞争形成;按照成本加收益方式逐步建立独立的输配电价机制;建立健全规范、透明的电价管理制度。
业内人士认为，地方政府自下而上式的改革成为本轮电改的新动力，无论是资源所在地，还是电力消费市场，对改革红利追逐的热情和积极性更高。此次宁夏获批电改方案，将会极大推进电价市场化，完善发电、售电价格，积极鼓励各企业通过自愿协商、市场竞价等方式确定市场价格，同时放开跨区跨省电能交易价格有利于各省电能资源的优化配置，地方电力企业将享受电改红利。
输配电价机制改革成新电改“先头兵”
此次《宁夏电网输配电价改革试点方案》(以下简称《试点方案》)中要求宁夏尽快拟订首个监管周期(2016-2018年)宁夏电网输配电准许收入及价格水平测算方案，这意味着宁夏进行输配电价改革有着独特的意义———在厘清电价成本的基础上，销售电价有望降低。
根据《试点方案》，输配电价实行事前监管，按成本加收益的监管方式确定，监管周期为三年。输配电价核定范围为国网宁夏电力公司全部共用网络输配电服务的价格。核价基础为国网宁夏电力公司的输配电资产和业务。
在配套改革方面，《试点方案》提出，要结合电力体制改革，把输配电价与发电、售电价在形成机制上分开，积极稳妥推进发电侧和售电侧电价市场化，分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成。鼓励电力用户或售电主体与发电企业通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定市场交易价格，并按照其接入电网的电压等级支付输配电价。输配电价平衡账户盈亏超过当年输配电准许收入的6%时，相应对执行政府定价电力用户的销售电价进行调整，具体由宁夏回族自治区物价局负责实施。
而此前国家发展改革委批复的内蒙古西部电网输配电价改革试点方案中，把现行电网企业依靠买电、卖电获取购销差价收入的盈利模式，改为对电网企业实行总收入监管，即政府以电网有效资产为基础，核定准许成本和准许收益，固定电网的总收入，并公布独立的输配电价。同时，明确输配电准许成本核定办法，建立对电网企业的成本约束和激励机制。
“输配电价改革已成为新电改的‘先头兵’，其核心在于约束电网成本，在准许成本加合理收益的原则下核定输配电价，为发电、售电实现市场定价打下基础。”厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强表示。
据了解，在政策积极推动电力体制改革的形势下，山西、陕西、四川、重庆、新疆、云南等多个省市也在纷纷积极谋划，争取入围输配电价改革试点，并提前开展电力体制改革综合试点方案的起草工作。
新电改加速推进
今年3月15日，中共中央、国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(以下简称9号文)，这标志着自2002年电改13年后，新电改正式重启，其核心是电价改革，最关键一环是输配电价。
与2002年方案相比，新一轮电改方案更加侧重机制上的改革，并经过对发电、输电、售电以及购电等环节的分析。9号文提出，政府主要核定输配电价，使其逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则，分电压等级核定。可以说，输配电定价成本监审是加强电网企业监管、建立成本约束机制的重要手段，是科学制定输配电价的重要前提。
“新一轮的电改将资源配置效率的提高放在了首位，其最大亮点是价格市场化和计划电量的放开，这将一改以往调度按照计划的模式，今后按照竞争来调度。”林伯强在接受本报记者采访时表示：上一轮电改存在不尽如人意的地方，主要原因在于当时外界大环境影响所致。
林伯强认为，上一轮电改，当时市场经济发展迅速，而同时电力需求量的增长又很快，加之当时的改革条件并不是很好，所以更多的考虑是如何满足电力的需求，并将这一目标放在首位，而将提高资源配置效率放在了第二位。此外，当时市场上存在煤价上涨较快现象，而我国多是火力发电设备，电价会出现浮动，若进行大动作的电改，当市场看到电价上涨的情况时，会误以为是电力改革带来的影响。而这样的改革成绩，单从电价角度方面是不容易被民众接受的，在二者综合考虑的情况下，当时的电改最终不了了之。
“此次新一轮电改，从大环境来看比之前要好，现在的目标也与当初不同，从当时的满足电力需求转变为提高资源配置效率，并将其提到了首位。”林伯强表示。由于我国多是火力发电系统，就目前形势而言，煤炭价格上涨的现象短期之内很难发生，所以这也为新一轮电力改革解决了后顾之忧。
在这样的背景下，新电改也在加速推进，接下来就是新电改核心配套实施文件的发布。
据悉，新电改六大关键配套文件将围绕输配电价改革、电力市场建设、电力交易机构组建运营、有序开放发用电计划、售电侧改革、自备电厂监管等展开电力市场化改革。根据安排，上述改革将协调推进，今明两年先在全国范围内选择2至3个省份进行综合试点。
“与某一个领域的试点相比，电力综合改革试点更有吸引力。对于地方省份而言，参与改革试点最直接的诉求是通过改革降低输配电价，扩大用户直接交易的规模，降低本地工商业用户电费支出，稳定本地经济。”有业内专家表示。但是，即便地方试点得到批复，电改也未必一定带来低电价，比如，一些地区电网前期投入成本高，重新核算后的成本可能高于改革前，降电价预期可能落空;电力市场化交易规则设计不完备，甚至有可能影响电力供应稳定性，更有可能使高耗能产业重生，不利于产业结构调整。
万亿元售电侧市场开启
事实上，输配电改革只是电力体制改革中的一环，随着新电改配套细则即将落地，售电侧放开也进入倒计时。
目前电改的思路是在“放开两头、监管中间”的体制框架下，在规范发电侧竞争的基础上，有序推进售电侧放开，优先放开大工业用户购电选择权，电网企业作为默认供电商继续从事售电业务的同时，逐步培育市场化售电主体，形成“多买方-多卖方”的电力市场格局。
按照这样的思路，电网企业传统的输配售电市场将被重新划分，尤其是电力配售市场为社会资本敞开窗口。电力系统外部的资金可以走进去，电力系统内部主体(发电企业、电网企业)也可以走出来组建配售电主体，参与市场竞争。
据华泰证券测算，目前电网购销差价在0.2元/千瓦时左右，按2014年5.52万亿千瓦时全社会用电量来测算，总计将有1.1万亿元的购销差价重新分配。若售电侧有10%的收益，则可贡献超过千亿元的利润蛋糕;若有20%的利润，则可贡献2200亿元左右的利润。
事实上，已经有很多企业提前在售电侧市场布局。目前，深圳、山东等地已经有多家售电服务公司注册，等待配套政策完善后参与售电市场竞争。
