新一轮电力体制改革走到今天，冲破藩篱，披荆斩棘，取得了公认的成效。展望未来(以2020年为限)，前进道路纵然还存在种种困难和艰险，我们相信，已经开启的这一轮电力体制改革的巨轮，会沿着中发9号文擘画的航向，乘风破浪，继续前行。本篇从以下几个方面，对2020年的改革前景进行展望和预判。
一、输配电价改革实现全覆盖
2014年12月，输配电价改革首先在深圳电网和蒙西电网“破冰”,2015年上半年，在云南、贵州、安徽、宁夏、湖北5个省级电网开展了第一批试点工作。2016年3月，在北京、天津、山西等12个省级电网开展了输配电价改革，2016年9月，又在全国剩余的14个省级电网推开，实现了全覆盖。到2017年6月，输配电价改革已实现省级电网全覆盖。
2017年5月，国家发展改革委又部署启动跨省跨区专项输电工程和区域电网输电价格核定工作。年内对已定价的西电东送、哈郑直流、向上直流、宾金直流、宁东直流5项专项输电工程进行成本监审并启动调整电价，同时新核定宁绍直流、酒湖直流、海南联网工程3项跨省跨区输电工程和各区域电网输电价格;2018年完成其他跨省跨区专项输电工程成本监审和输电价格复核工作。
与此同时，国家发展改革委参照省级电网输配电价办法，将指导地方价格主管部门，核定地方电网和新增配电网配电价格。
因此，可以判断，到2020年前，输配电价改革将完成省级电网、各区域电网、跨省跨区重要输电通道，以及地方电网和新增配电网的核定。那么，这轮输配电价改革任务将在2020年前全部完成、提前完成。
二、输配电价改革意义重大
输配电价改革奠定了这一轮电力体制改革的重要基础。这一轮电力体制改革的路径是“管住中间、放开两头”，输配电价改革核定了中间的输配电价，为两头的发电企业和电力用户直接交易创造了条件。2017年1～6月，各地签订直接交易年度、月度合同以及交易平台集中交易电量累计9500亿千瓦时左右，已执行的合同度电平均降价4.7分。预计全年电力直接交易电量规模约1.2万亿千瓦时，同比增长约50%。
三、促进电网企业盈利模式转变
中发9号文规定，改革和规范电网企业运营模式，电网企业不再以上网和销售电价价差作为主要收入来源，按照政府核定的输配电价收取过网费。
以前电网企业的盈利模式是购销价差模式，现在要改为成本加收益的输配电价模式。按照“准许成本+合理收益”的办法核定输配电价，以严格的成本监审为基础，弥补电网企业准许成本并获得合理收益。准许成本就是要对电网企业历史的成本，进行严格的成本监审，剔除电网企业不相关的资产和不应该进入定价成本的费用和支出。合理收益要区分权益资本和债务资本，一般性有效资产和政策性有效资产，分别规定了准许收益率，这样电网的成本和收益就非常清楚。
推进输配电价改革，剔除不合理成本，释放了改革红利。省级电网输配电价改革后，平均输配电价比现行购销价差每千瓦时减少将近1分钱，核减32个省级电网准许收入约480亿元。
四、电网企业价格成本受到严格监管
国家发展改革委印发了《省级电网输配电价定价办法(试行)》，规定了省级电网输配电价的定价原则、计算办法，与之前发布的《输配电定价成本监审办法》共同构成了对电网企业的成本价格监管制度框架，基本建立独立输配电价体系。
建立独立的输配电价监管体系，引入了现代激励性监管理念，建立约束机制和利益分享机制，激励监管对象电网企业压缩投资，减少投资冲动。对试点省份输配电价执行情况进行后评估，并做好不同监管周期的衔接工作，将为已建立更加科学、规范、透明的输配电价监管制度打牢基础。
2017年9月1日，国家发展改革委发布《进一步加强垄断行业价格监管的意见》(发改价格﹝2017﹞1554号)，加快建立健全成本监审办法和价格形成机制，从细从严开展成本监审和定价工作。在输配电价方面，严格执行并适时完善省级电网输配电价制度，加快形成完整的输配电价监管体系。
原标题：电力体制改革：输配电价改革全覆盖，电网企业盈利模式转变
