试点城市期待突破藩篱，竞争性售电呼之欲出。
去年11月，国家发改委决定在深圳市启动输配电价改革试点，改变现行电网企业获取购售电价差的盈利模式，公布独立的输配电价，标志着我国输配电价改革迈出实质性步伐，也是电力市场化改革的破冰之举。今年3月底新电改方案公布后，输配电价改革试点区域不断增加，至今，我国输配电价改革试点已经扩大至深圳、蒙西、安徽、湖北、宁夏、云南、贵州七个省区市。
纵观新电改的各项任务，售电侧改革是唯一直接面对电力用户、直接关系到用户用电成本和利益的改革任务，无疑站在了向全社会释放电改红利的最前沿，售电侧改革的成败关系着能否真正形成电力市场化交易的竞争格局，也成为本轮电力改革能否成功的标志，迫切需要结合9号文全面思考其中的各项关键任务和措施。
市场近期关注的是，贵州省在被纳入输配电价改革试点两个月后推出首家省级层面新电改相关细则，引发舆论广泛解读。从5月底被纳入了输配电价改革试点到时隔两个月后推出首家省级层面新电改相关细则，贵州省的方案落实速度得到舆论认可，被视为本轮电力改革艰难迈出的一步。
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深圳电改核心：管中间放两头 捋顺价格机制
《试点方案》提出，试点范围为深圳供电局的共用网络输配电服务价格，按“成本加收益”的管制方式确定，总收入核定以有效资产为基础。价格结构分电压等级核定，以各电压等级输配电的合理成本为基础。
输配电独立定价后，电网企业的销售收入被分为回收实际购电成本收入和输配电业务收入两部分。
前者属于成本转移，不含利润;对于后者，《试点方案》提出“电网企业输配电实际收入与准许收入之间的差额，通过设立平衡账户进行调节。多出部分进入平衡账户，不足部分由平衡账户弥补。”
实施独立输配电价前，调度和购售电业务不分离，电网有动机通过调度获取利益。而电网的输配成本和售电收入无法纳入监管，企业成本控制效果难以判断，电网企业采用的折旧率差异很大，电网会因利润压力采取各种措施控制成本，若无政府准许成本，难以对电网成本形成激励约束，而电网对购销价差的依赖也为压低上网电价留出了空间，更无法判断电网销售收入中输配电和回收购电成本的份额。
“因此在‘成本加收益’的电价模式下，政府对电网业务的监管将过渡到输配电成本、上网电价、输配电价、销售电价和输配电收入和购电成本回收等全方位监管。”相关人士说。
深圳作为全国电改的先行试点城市，其意义非凡。国家发展和改革委员会经济研究所研究员刘树杰认为，深圳试点的意义表现在两方面：一是改变了电网盈利模式，发电售电价格高低与电网收入无关，因而电网企业与发电、售电企业没有了利益之争，在发电企业与电力用户直接交易中将保持中立地位，避免干预电力市场的有效运行;二是公布分电压等级输配电价，使得电力市场买卖双方协商定价时有了更加科学的依据，有利于促进电力资源进一步优化配置。
蒙西电改获批：交叉补贴纳入输配电价核定
深圳电力改革试点刚满半年，我国第一个省级电网输配电价改革试点方案也获得批复。
根据国家发改委公布的蒙西试点内容，蒙西试点方案总体上与深圳试点方案基本一致，同时结合内蒙古的实际情况又有改进，如增加了核定输配电价时需考虑交叉补贴等内容。
国家发改委电力体制改革专家咨询组专家、华北电力大学教授曾鸣告诉记者，和深圳相比，内蒙古试点的难度会更大，但与内蒙古情况相似的省份有很多，所以蒙西试点更具示范意义。
据了解，蒙西试点方案，与深圳试点方案基本一致。主要内容包括，“准许成本加合理收益”原则对电网企业实行总收入监管，单独核定分电压等级输配电价，按监管周期定价(第一个监管周期为2015~2017年)，建立对电网企业的成本激励和约束机制，试点改革后的电网企业盈利不再与购售电差价相关。
曾鸣介绍，目前的试点正是在各个具有不同特殊性的地方开展，内蒙古的情况与一些省份相似，虽然具有特殊性，但又具有代表性。
这其中一个代表性就是，内蒙古是国内风电装机量最大的省区，大量存在的交叉补贴让输配电价的测算更加复杂。
在短期内交叉补贴难以取消的情况下，此次国家新一轮电改指出，要妥善处理电价交叉补贴。过渡期间，由电网企业申报现有各类用户电价间交叉补贴数额，通过输配电价回收。
本次国家发改委公布的信息显示，蒙西试点方案中增加了核定输配电价时需考虑交叉补贴等内容。
落实电改9号文 贵州电改引爆售电市场
7月27日，作为五大省级输配电价改革试点之一的贵州省，率先出台《进一步深化电力体制改革工作方案》。该工作方案提出单独核定输配电价，分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成，妥善处理电价交叉补贴，稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开售电业务。这是电改9号文发布以来，首个出台的省级落实电力体制改革细则。
尽管这尚是一个方案，但其中所提到的售电侧的放开立即引发了市场的热烈关注。方案提出在输配电价、电力市场建设、售电侧改革和跨省跨区电力交易机制等方面作出改革，并落实到具体的牵头单位和责任单位，正是延续了电改9号文的思路。
在贵州率先宣布的售电侧改革试点方案中明确提出，通过向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体，并明确了先期选择贵安新区、兴义市作为省内售电侧改革试点。中信建投证券分析，未来售电牌照会按照区域性发放。同时，考虑到省能源局作为起草售电侧改革试点方案的牵头单位，省能源局将很有可能成为售电牌照的发放主体。
重庆市电力用户与发电企业直接交易试点方案
新电改之下，大家普遍把眼光投向了7大地方省市深圳市、内蒙古西部、安徽、湖北、宁夏、云南省(区)，但其实除了试点城市， 还有不少城市在真正迈开步子往前走，却没有得到大家的关注。比如重庆，7月6日，重庆经济和信息化委员会办公室发布了《重庆市电力用户与发电企业直接交易规则(试行)》的通知。没错，重庆不是试点城市，但这并不能阻止重庆去做一些关于电力改革的探索。
相比较贵州的工作方案仍然停留在政策研究，权属划分等阶段，并未出台可操作执行的实质性文件，重庆的这个《通知》更加务实，获得了业内人士的高度评价：
说明是玩儿真的了。重庆的这次直购电试点有几个值得注意的特点：
1.提出了输配电价的执行方案并试行;
2.面向全社会的大用户开放了申报资格而没有行业企业性质等特别限制;
3.对发电企业的参与资格也没有规模限制
4.从发布试点通知到公布交易规则，核审报名企业资格到开展工作仅历时1个多月，行动迅速，效率极高。
当然问题也还是有的，例如：
1、交易规则肯定存在一些不合理的地方，试点企业作为重要的市场参与方并未参与到规则制定中去;
2、能源局刚由原来名不符实的电监办更名而来，具体工作职责还不够明确，而是由经信委在牵头起草文件，未来如何发挥能源局政策法规的监管制定作用还有待评估;
3.发电集团是否形成同盟有意操纵上网价格，若形成势必会影响购电方的参与积极性。
延伸
东北电改的艰难之路
1948年，东北地区就已成立东北电管局，后改组为东北电力集团，电力系统生产、调度实行高度集中的区域化管理，即统一管理、统一规划、统一建设、统一运行。
党组会后，宋密很快带队前往辽宁和黑龙江。在东北电网中，辽宁和黑龙江分处两端，辽宁是负荷中心，黑龙江则是煤炭大省，外送电能力强。依托黑龙江的煤炭资源和坑口电站，东北区域电力整体富余，甚至过剩。
从东北全区的角度看，2002年最大用电负荷为2403万千瓦，仅为全网装机的六成左右。按照备用容量17%，负荷每年增长5%测算，东北现有装机可以满足6年之内的高峰需求。这也是国内几大电网中供需环境最宽松的地区。
尽管如此，东北电网的网架依然不能满足建立充分区域电力市场的要求。
东北电网的部分设备老化，安全稳定水平不高。其跨省输电主要通道能力不足。东北与华北联网后，黑龙江电网向吉林方向的外送能力由150万千伏安减至90万千伏安，无法满足应有的电力交换需要。
要解决网架薄弱问题，必须加大电网投入，但在不景气的东北电力市场，资金筹措困难。
除了电网，其电源结构也相对复杂，既有全国共性的“大小、新旧、水火风共存”的问题，还有热电等特殊的电源种类。
选定什么样的市场模式才能保证充分竞争、体现产业政策倾斜，又兼顾各类电源的特点和历史情况，防止出现太大震动，难度极大。刚成立的电监会对此缺乏研究和资料，而各方提供的材料有时甚至自相矛盾。
东北归来，电监会还对电价管理权有了更深的体会。其报告里直言，没有一定的电价管理权，国家电监会将很难承担起电力体制改革的重任。电价管理是推动改革的基本手段，是防范改革风险的主要工具，也将是体现改革成果的重要载体。
不过此时，电价管理权已经尘埃落定。摆在电监会面前唯一的选择就是继续推进建立市场。
调研组建议，以当时国电东北公司提出的草案为基础，抓紧设计东北全面改革的具体方案。
