新電改綜合試點擴圍進程正在加速推進。

　　9月9日，國家發改委批復了《寧夏電網輸配電價改革試點方案》，這是第二個獲得批復的省級輸配電價改革試點方案。此前，深圳市、內蒙古西部已率先開展了輸配電價改革試點工作。

　　一個月之前的8月10日，國家發改委發文明確要求，各方加快推進輸配電價改革，將試點范圍由深圳市和蒙西電網進一步擴大到安徽、湖北、寧夏、云南、貴州等五省區電網，放開跨區跨省的電能交易價格。

　　“輸配電價獨立是實現售電側放開的前提，也是此次電力體制改革的一項關鍵任務。同時，放開跨區跨省電能交易價格，有利于各省電能資源的優化配置。”民生證券分析師黃彤認為，未來我國電價機制改革的總體思路是，發電、售電價格逐步由市場競爭形成；按照成本加收益方式逐步建立獨立的輸配電價機制；建立健全規范、透明的電價管理制度。

　　業內人士認為，地方政府自下而上式的改革成為本輪電改的新動力，無論是資源所在地，還是電力消費市場，對改革紅利追逐的熱情和積極性更高。此次寧夏獲批電改方案，將會極大推進電價市場化，完善發電、售電價格，積極鼓勵各企業通過自愿協商、市場競價等方式確定市場價格，同時放開跨區跨省電能交易價格有利于各省電能資源的優化配置，地方電力企業將享受電改紅利。

　　輸配電價機制改革成新電改“先頭兵”

　　此次《寧夏電網輸配電價改革試點方案》（以下簡稱《試點方案》）中要求寧夏盡快擬訂首個監管周期(2016-2018年)寧夏電網輸配電準許收入及價格水平測算方案，這意味著寧夏進行輸配電價改革有著獨特的意義———在厘清電價成本的基礎上，銷售電價有望降低。

　　根據《試點方案》，輸配電價實行事前監管，按成本加收益的監管方式確定，監管周期為三年。輸配電價核定范圍為國網寧夏電力公司全部共用網絡輸配電服務的價格。核價基礎為國網寧夏電力公司的輸配電資產和業務。

　　在配套改革方面，《試點方案》提出，要結合電力體制改革，把輸配電價與發電、售電價在形成機制上分開，積極穩妥推進發電側和售電側電價市場化，分步實現公益性以外的發售電價格由市場形成。鼓勵電力用戶或售電主體與發電企業通過自愿協商、市場競價等方式自主確定市場交易價格，并按照其接入電網的電壓等級支付輸配電價。輸配電價平衡賬戶盈虧超過當年輸配電準許收入的6%時，相應對執行政府定價電力用戶的銷售電價進行調整，具體由寧夏回族自治區物價局負責實施。

　　而此前國家發展改革委批復的內蒙古西部電網輸配電價改革試點方案中，把現行電網企業依靠買電、賣電獲取購銷差價收入的盈利模式，改為對電網企業實行總收入監管，即政府以電網有效資產為基礎，核定準許成本和準許收益，固定電網的總收入，并公布獨立的輸配電價。同時，明確輸配電準許成本核定辦法，建立對電網企業的成本約束和激勵機制。

　　“輸配電價改革已成為新電改的‘先頭兵’，其核心在于約束電網成本，在準許成本加合理收益的原則下核定輸配電價，為發電、售電實現市場定價打下基礎。”廈門大學中國能源經濟研究中心主任林伯強表示。

　　據了解，在政策積極推動電力體制改革的形勢下，山西、陜西、四川、重慶、新疆、云南等多個省市也在紛紛積極謀劃，爭取入圍輸配電價改革試點，并提前開展電力體制改革綜合試點方案的起草工作。

　　新電改加速推進

　　今年3月15日，中共中央、國務院下發《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(以下簡稱9號文)，這標志著自2002年電改13年后，新電改正式重啟，其核心是電價改革，最關鍵一環是輸配電價。

　　與2002年方案相比，新一輪電改方案更加側重機制上的改革，并經過對發電、輸電、售電以及購電等環節的分析。9號文提出，政府主要核定輸配電價，使其逐步過渡到按“準許成本加合理收益”原則，分電壓等級核定。可以說，輸配電定價成本監審是加強電網企業監管、建立成本約束機制的重要手段，是科學制定輸配電價的重要前提。

　　“新一輪的電改將資源配置效率的提高放在了首位，其最大亮點是價格市場化和計劃電量的放開，這將一改以往調度按照計劃的模式，今后按照競爭來調度。”林伯強在接受本報記者采訪時表示：上一輪電改存在不盡如人意的地方，主要原因在于當時外界大環境影響所致。

　　林伯強認為，上一輪電改，當時市場經濟發展迅速，而同時電力需求量的增長又很快，加之當時的改革條件并不是很好，所以更多的考慮是如何滿足電力的需求，并將這一目標放在首位，而將提高資源配置效率放在了第二位。此外，當時市場上存在煤價上漲較快現象，而我國多是火力發電設備，電價會出現浮動，若進行大動作的電改，當市場看到電價上漲的情況時，會誤以為是電力改革帶來的影響。而這樣的改革成績，單從電價角度方面是不容易被民眾接受的，在二者綜合考慮的情況下，當時的電改最終不了了之。

　　“此次新一輪電改，從大環境來看比之前要好，現在的目標也與當初不同，從當時的滿足電力需求轉變為提高資源配置效率，并將其提到了首位。”林伯強表示。由于我國多是火力發電系統，就目前形勢而言，煤炭價格上漲的現象短期之內很難發生，所以這也為新一輪電力改革解決了后顧之憂。

　　在這樣的背景下，新電改也在加速推進，接下來就是新電改核心配套實施文件的發布。

　　據悉，新電改六大關鍵配套文件將圍繞輸配電價改革、電力市場建設、電力交易機構組建運營、有序開放發用電計劃、售電側改革、自備電廠監管等展開電力市場化改革。根據安排，上述改革將協調推進，今明兩年先在全國范圍內選擇2至3個省份進行綜合試點。

　　“與某一個領域的試點相比，電力綜合改革試點更有吸引力。對于地方省份而言，參與改革試點最直接的訴求是通過改革降低輸配電價，擴大用戶直接交易的規模，降低本地工商業用戶電費支出，穩定本地經濟。”有業內專家表示。但是，即便地方試點得到批復，電改也未必一定帶來低電價，比如，一些地區電網前期投入成本高，重新核算后的成本可能高于改革前，降電價預期可能落空；電力市場化交易規則設計不完備，甚至有可能影響電力供應穩定性，更有可能使高耗能產業重生，不利于產業結構調整。

　　萬億元售電側市場開啟

　　事實上，輸配電改革只是電力體制改革中的一環，隨著新電改配套細則即將落地，售電側放開也進入倒計時。

　　目前電改的思路是在“放開兩頭、監管中間”的體制框架下，在規范發電側競爭的基礎上，有序推進售電側放開，優先放開大工業用戶購電選擇權，電網企業作為默認供電商繼續從事售電業務的同時，逐步培育市場化售電主體，形成“多買方-多賣方”的電力市場格局。

　　按照這樣的思路，電網企業傳統的輸配售電市場將被重新劃分，尤其是電力配售市場為社會資本敞開窗口。電力系統外部的資金可以走進去，電力系統內部主體(發電企業、電網企業)也可以走出來組建配售電主體，參與市場競爭。

　　據華泰證券測算，目前電網購銷差價在0.2元/千瓦時左右，按2014年5.52萬億千瓦時全社會用電量來測算，總計將有1.1萬億元的購銷差價重新分配。若售電側有10%的收益，則可貢獻超過千億元的利潤蛋糕；若有20%的利潤，則可貢獻2200億元左右的利潤。

　　事實上，已經有很多企業提前在售電側市場布局。目前，深圳、山東等地已經有多家售電服務公司注冊，等待配套政策完善后參與售電市場競爭。