9月9日,发改委网站发布消息称,发改委原则同意《宁夏电网输配电价改革试点方案》,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。
宁夏是国家发改委批复的7个输配电价改革试点中第二个方案获批的省级区域，之前蒙西输配电价改革试点方案在6月份获得批复，输配电价改革真正在整个省级区域启动。宁夏试点方案规定，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。这将代表着输配电价改革将会加快速度，“管住中间”会持续推动，下一步应该推动跨省级的区域电网输配电价改革试点。
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发电企业占先机 输配电价试点增加
电网资产、运行成本和有效资产的收益核定难度较大，将影响输配电价的的核定，进而影响改革的进度。目前输配电价改革试点范围已由深圳和蒙西电网，扩至安徽、湖北、宁夏、云南、贵州五省区电网。我们认为，本次发改委强调试点范围继续扩大，彰显了国家改变电网角色，释放改革红利的决心。
此前媒体报道，新电改的配套方案有望在近期出台，约8个方案，涉及到售电市场改革的详细内容。
我们认为，输配电价核定加速，核心配套文件即将出台，电力板块将在下半年持续受益于电改催化剂的到来。
首推已有售电牌照，多角度受益于电改，有望实现业绩跨越式增长的地方电网公司。
地方电网公司配售成本与两大电网相比具有可比性，所在区域电网输配成本核定难度较小，有望先行推进发售电市场放开。若所在省份被列为输配电价改革试点，市场放开速度将超预期。
地方电网公司大多为“水电+配电网”的发供一体模式，将三方面受益于电改：1)购电渠道多元化，仅需向电网缴纳过网费，回收电网出让的利润;2)凭已有售电牌照和经验，有望通过新建或并购扩展售电区域;3)弃水有望减少，水电电价有望提升。
新电改速度超预期
自3月底新电改方案发布后，除了输配电价改革试点区域不断增加，相关的配套措施也陆续出台。
截至目前，已经有《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》，《关于完善电力应急机制做好电力需求侧管理城市综合试点工作的通知》等措施出台。
作为新电改的框架性文件，电改9号文的落地还需要多套细则配合，包括有序售用电、促进电力市场化交易、交易机构组建和运营办法。
文件还鼓励具备条件的其他地区开展改革试点，给予了地方一定自主权，电改推进有望进一步提速。
“电改的速度还是超出预期的。”有业内人士告诉记者，下一步要看输配电价改革试点区域的改革进展。
华北电力大学教授曾鸣也公开表示，本轮电改方案的亮点之一是提出“输配电价逐步过渡到按‘准许成本加合理收益’原则，分电压等级核定”。输配电价的改革基本在“放开两头，监管中间”的改革体制框架内，通过改革实现了电网企业盈利模式的转变。
有电力行业分析师向记者表示，输配电价改革的目的是解决电价制定和监管难的问题，推进电价的市场化，由开放性的市场来决定电价。电改实际上是要构建一个新的、符合市场规律的电力交易体系。
增加宁夏试点的意义何在
此次宁夏输配电价改革试点方案获批，是我国新一轮电力体制改革从此前的深圳、蒙西两个试点进一步扩围。从方案的具体内容来看，宁夏试点方案与深圳、蒙西方案大部分相似，其重点仍在于以“准许成本+合理收益”的原则对电网企业实行总收入监管，将电网的收入来源由购售电价差变为单独核定的输配电价。整体而言，宁夏试点仍仅限于输配电价改革范畴，经营性电价改革、售电侧改革、发电计划改革等内容尚未真正破题。尽管如此，宁夏试点的突破意义仍不容忽视。
第一，这是新电改首次正式从南方电网、蒙西电网辖区扩展到国家电网的辖区。
第二，宁夏电网在发电侧具有火电、风光电并重的特点，在售电侧具有外输和区内消耗较为均衡的特点，两侧均较深圳、蒙西更为多元，输配电价改革将更为复杂。
第三，在深圳、蒙西试点方案中，均包括在电网预测和实际新增固定资产产生差异的情况下可对输配电价进行适度调整的内容，但此次宁夏方案中并无此类调整机制，这很可能将意味着政府监管层面对于电网投资规划更为严格的管控和对于电网企业成本更加严格的约束。
我们认为，较之深圳、蒙西试点，宁夏试点在全国范围内将更加具有示范意义，其落地情况将对新电改的未来走向产生关键影响。
宁夏与其他试点的不同之处
宁夏：
建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系，转变政府对电网企业监管方式，健全对电网企业的约束和激励机制，形成保障电网安全运行、满足电力市场需要的输配电价形成机制。
深圳、蒙西：
建立独立的输配电价体系，完善输配电价监管制度和监管方法，促进电力市场化改革。为其他地区输配电价改革积累经验，实现输配电价监管的科学化、规范化和制度化。
收益率计算参照物有变
宁夏：
权益资本收益率按照监管周期初始年前一年财政部公布的中国10年期国债收益率加1-3个百分点的投资机会损失确定，投资机会损失参考电网企业及当地电力行业实际运营情况确定;
债务资本收益率参考同期人民币贷款基准利率与电网企业实际融资结构和借款利率确定;
资产负债率参照监管周期初始年前3年电网企业实际资产负债率平均值确定。
深圳、蒙西：
权益资本收益率参照监管周期初始年前三年平均长期国债利率加1-3个百分点的投资机会损失确定;
债务资本收益率参照监管周期初始年前三年平均国内商业银行5年期以上贷款利率水平确定;
资产负债率参照监管周期初始年前三年电网企业资产负债率的平均值确定。
交叉补贴从适度包含到包含
宁夏：
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。
在交叉补贴取消前，电力用户与发电企业直接交易的输配电价标准，应包含交叉补贴的成本。
深圳：
建立独立输配电价体系后，积极推进发电侧和销售侧电价市场化。鼓励放开竞争性环节电力价格，把输配电价与发电、售电价在形成机制上分开。参与市场交易的发电企业上网电价由用户或市场化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，电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费。
参与电力市场的用户购电价格由市场交易价格、输配电价(含损耗)和政府性基金组成;未参与电力市场的用户，继续执行政府定价。
在交叉补贴取消前，电力用户与发电企业直接交易的输配电价标准，应适度包含交叉补贴的成本。
蒙西：
建立独立输配电价体系后，积极推进发电侧和销售侧电价市场化。鼓励放开竞争性环节电力价格，把输配电价与发电、售电价在形成机制上分开。
参与市场交易的发电企业上网电价由用户或市场化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，电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费。
参与电力市场的用户购电价格由市场交易的发电价格、输配电价(含线损)、政府性基金和政策性交叉补贴组成;未参与电力市场的用户，继续执行政府定价。
在交叉补贴取消前，电力用户与发电企业直接交易的输配电价标准，应包含交叉补贴的成本。(来源：能见派)
工业园区成立售电主体 参与售电
记者从相关人士处了解到，在推进输配电价改革的同时，下一步宁夏还将在条件成熟的工业园区成立独立售电主体，首批试点有望落地宁夏中宁县、平罗县两个工业园。这一改革设想引起了多家企业的关注，目前国际电投宁夏电能配售电公司、宁夏售电有限公司等已经正式注册成立。
根据方案，宁夏试点思路与蒙西基本一致，主要是按“准许成本加合理收益”原则对国家电网宁夏电力公司全部公用网络输配电服务价格进行核定，分为五个电压等级，同步明确各电压等级承担或(或者享受)的交叉补贴水平。在相关条件具备时，可进一步考虑负荷特性对输配电成本的影响。
值得注意的是，电网企业监管周期内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。而当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。
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。
宁夏输配电价改革推动三项配套改革
《试点方案》还明确了此次改革的激励和约束机制。
具体而言，电网企业通过加强管理，提高效率，使其运营成本低于准许成本，节约的成本可在企业与用户之间进行分享。
在一个监管周期内，如果电网实际成本低于核定的准许成本，则节约部分的50%在下一监管周期通过提高电网企业准许收入方式留给企业，其余在下一监管周期核价时用于降低输配电价水平或计入平衡账户。
为了促使改革能够落地，《试点方案》提出，还需推动三项配套改革。
首先，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。
其次，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，具体由宁夏物价局负责实施。
再者，结合电价改革进程和宁夏实际，采取综合措施妥善处理并逐步减少不同种类电价之间的交叉补贴。在交叉补贴取消前，电力用户与发电企业直接交易的输配电价标准，应包含交叉补贴的成本。
“我对宁夏电网输配电价改革寄予厚望。”厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强对21世纪经济报道记者分析，相比深圳和蒙西这分别以输入型为主和以输出型为主的极端型试点，宁夏试点比较折中，其电网结构比较均衡，在全国而言更具有代表性，因此它将为全国其它地区探索输配电价改革积累重要的经验。
输配电价改革试点有望扩展到全国
“随着输配电价改革试点有望推开到全国，售电主体多元化参与售电市场才逐步成为可能，国电投等五大电力和地方发电企业的售电公司也在陆续筹备中，有望拔得牌照头筹。”业内专家称。
电改“九号文”明确提出输配以外的电价放开，电网按照政府核定的输配电价收取过网费。回顾过去输配电价改革和各地试点进程，深圳去年10月率先发布了输配电价改革试点方案，电网总收入核定方法为“准许收入=准许成本+准许收益+税金”，测算结果输配电价格比原先低一分多钱。今年6月，发改委批复了蒙西电网输配电改革试点，截至目前已扩大到安徽、湖北、宁夏、云南和贵州五省区电网。
申万宏源公用事业研究员韩启明分析，本次电改的核心为电价改革，独立输配电价体系建立后，发电端上网电价有望率先引入市场化机制。理顺电价机制，实现经营性电价市场化。未来可能采用独立区域交易平台和大用户直购模式，才能进一步实现售电端的市场化即售电侧改革，或将拉低整体性购电成本。
“我们认为，首批售电牌照大概率出现在输配电价改革试点地区，如深圳或内蒙。且6类竞争售电主体中参与售电可能性最大的是拥有配售电经验的地方电网公司和新能源企业，有望受益于价格改革带来的价格弹性。”他说。
华北电力大学教授、电改专家曾鸣告诉上证报记者，电价改革下一步要做的主要是在各省、电网公司建立独立的输配电价格机制，这是“管住中间”最最重要的事，其次是加紧测算交叉补贴，再次按照“9号文”要求“放开两头”逐步走向市场。
“因此，输配电价主要任务是在各省通过试点逐步推开，只有管住中间才能放开两头，输配电价不建立，放开两头也不好弄，很多省份在试点大用户直购电，输配电价格还是原来的，这不规范，也有很多问题，所以首要任务是将输配电价全面推开。”曾鸣认为。
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