推行电力市场化，电价改革如果只在厂网分开、竞价上网和大用户直购电上兜圈子，不触及“痛点”，显然是不行的。
经过2015年这一年的时间，电价改革有何进展？本期电力急先锋带你盘点年度关键词之电价改革。
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【1月1日起深圳运行新电价 输配电价改革棋至中局】
国内能源价格改革推进数年，仍是价格改革的重心。还原能源商品属性，缩小政府定价范围，让市场定价是价格改革的最终目标。在以煤炭、石油、天然气、电力为主的能源体系中，煤炭价格已经完全市场化，油气、电力价格仍受政府干预。
2013年以来，国家进一步完善石油和天然气定价机制，油气价格逐步与替代能源、国际走势挂钩。相比之下，电力价格改革滞后，上网电价、销售电价受政府严格控制，竞争性的电力交易市场没有形成，输配电价由购销差价形成。
2014年11月，以深圳输配电价试点为开端，电价改革和电力体制改革开始提速。2014年6月，中央财经领导小组六次会议要求，抓紧制定电力体制改革，改革的时间紧、任务重，备受国家高层重视。
自2002年开始的电改行至中局，即将有新的布局。从深圳输配电价改革试点方案可以看出，本轮电力体制改革倾向于在输配一体化的构架下，确定独立的输配电价，改变电网盈利模式;同时辅之以发电侧、售电侧竞争，推进电力市场建设。
核定输配电价：电网只收“过网费”
电力体制改革实际上是价格管理部门、发电企业、电网企业、电力用户等主体之间的利益调整和重构，与发电企业、用户利益息息相关。
在去年年11月初，国家发改委公布深圳输配电价改革试点，探索建立独立输配电价体系，促进电力市场化改革。自2015年1月1日起，深圳运行新电价机制，原有相关电价制度停止执行。
深圳本地电力企业人士透露，目前深圳市电网输配电价核定基本完成，等待最后的公布。实际上，启动输配电价格改革已经迟到了十年，2005年发改委《关于印发电价改革实施办法的通知》中早已提出建立合理的输配电价机制。
按照深圳市输配电价改革试点方案，电网不再作为电力交易主体，而是以输配电服务商的角色出现，只收取“过网费”，目的是打破电网依靠买电、卖电获取购销差价的盈利模式。政府部门以电网有效资产为基础，核定准许成本和准许收益，以成本加成的方式固定电网总收入，并公布独立的输配电价。
根据方案，深圳输配电价的核价基础为深圳供电局有限公司的输配电资产和业务，电网准许收入=准许成本+准许收益+税金，输配电价总水平等于输配电总准许收入除以总输配电量。
国家发改委的解释是，深圳输配电价改革试点按国际通行的核价方法监管电网企业收入，加强对电网企业成本的约束，同时引入激励性机制促使企业提高效率，标志着我国对电网企业监管方式的转变，也是电价改革开始提速的重要信号，将为推进更大范围的输配电价改革积累经验，并为下一步推进电力市场化改革创造有利条件。
华北电力大学能源与电力经济咨询中心主任曾鸣认为，深圳试点按“放开两头、监管中间”的思路，输配电价确定后，国家按照管理公用事业的模式对电网监管，在此基础上鼓励发电、售电侧竞争。此外，通过深圳试点可以摸清输配电环节成本，为将来全面核定电网输配电成本做基础。
在深圳试点之前，国家发改委已经核定山西、浙江、重庆等18个省级电网电力直接交易输配电价，用以推进电力直接交易。由于交易规模有限，电网企业通过低买高卖获得收益的模式并未得到改变。
安徽一家电力企业营销负责人介绍，在已经开展的电力直接交易中，发电企业多选择让利于用户，电网购销差价并没有减少，用电增速放缓、煤价大幅降低让发电企业让利成为可能。“电力大用户有降低成本的诉求，发电企业有增加发电小时数的愿望，但买卖双方交易仍需要政府部门备案、协调，政府主导交易，人为切割市场。在核定电网输配电价的同时，需要改变政府部门的监管方式，运销市场自由交易。”
多买多卖：放开发电侧和售电侧竞争
从宏观层面看，核定电网企业输配成本、准许收益只是电力体制改革方案中的一个环节。曾鸣认为，输配电确定后，需要配套发电侧、售电侧电价市场化改革，改变政府定价的方式。
显然，独立输配电价是发电侧、售电侧竞争的先决条件。根据发改委方案，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。
值得注意的是，发改委在方案中提出市场化售电主体可以作为交易主体与发电企业议价，不同售电主体之间可以通过市场竞价。分析人士指出，一方面为即将推出的售电侧放开改革埋下伏笔，另一方面则暗示用以竞价的电力交易平台建设也在酝酿。
上海洋山一家供电企业负责人、国网系统地市级公司人士均表示，最关心当前售电侧放开的改革动向。如果售电侧放开，将来则有多家售电企业参与电力交易，为用户提供购电服务，形成“多买多卖”的竞争格局。届时，电网企业一家独大的格局将得到改变，电力交易秩序则将重新调整。
记者了解，目前包括电网系统内部营销部门、发电企业市场部门、与电网业务密切的工程建设公司，以及节能服务公司对售电环节放开异常敏感。
根据电力行业内各方的动作，未来售电放开后，预计将有如下主体参与售电竞争，其一，不承担电力输配任务的市县级供电局，重组为独立的售电公司;其二，以五大电力为主的发电企业，在企业内部组建售电部，直接与用户谈判，参与市场竞价;其三，与电网相关的工程建设公司，与用户贴近的节能服务公司均可有参与售电竞争的机会。
在中电国际政策研究室副主任王冬容看来，真正推动电改，需要同步推进“网售分开”，即电网业务和购售电业务分离。首先将现有电网公司营销业务彻底分离，成立国家级的政策性购售电公司，使电网公司成为真正纯粹的输配电公司。购售电服务公司应承担现有电网公司全部营销业务(抄表、收费、合同、结算、用电信息、节能服务、低压故障排除、清洁能源补贴支付)，同步公布全部初始输配电价。
成立购售电服务公司之后，应有一段过渡期，过渡期内发电上网电价、用户目录电价、发用电购售结算关系“三不动”。下一步便是分区域搭建现货市场，应采用两部制电价、实时电价、节点电价，保证清晰的时间信号和空间信号;同时分省放开用户，并设立最低标准和时间表;成立市场性的购售电公司，发电企业优先。（来源：21世纪经济报道）
【图解 电价改革 谁不高兴了？】（来源：第一财经日报）
【“十三五”电价改革设想】
电价改革是电力体制改革的核心。2002年电力体制改革方案出台后，2003年国家就出台了电价改革方案，并随后出台了关于上网电价、销售电价和输配电价的三个管理暂行办法。应该承认，当时的电价改革方案及三个具体电价改革办法配合了当时的电力体制改革工作，指出了我国电价改革的方向。但是，受电力体制改革进程的影响，也由于其他原因，电价改革本来可以相对独立和超前进行的，却没有实施。近十年中，电价改革整体上也处于停滞不前的状态。市场竞争电价机制没有形成，政府管制电价改革也没有深入推进，这就是我国“十一五”、“十二五”时期电价改革的基本状态。
电价改革与电力体制改革密切相关，电价改革要配合和支持电力体制改革，这是基本原则和经济规律。但是，电价也有相对独立性，也有自身的规律，我国电价政策在传统计划经济体制下既产生了很多经验，如标杆电价政策，也积累了许多问题和困难，如交叉补贴等。因此，在电力体制不变的情况下，我国电价仍然也有巨大的改革空间。考虑到电力工业的基础设施作用和电力工业本身也是资金技术密集的现代工业，即使有限的电价改革，也将给国民经济和电力工业本身带来巨大的经济效益。下面，不考虑新的电力体制改革方案，就现有体制背景下“十三五”时期我国电价改革谈几点设想。
目前我国电价政策和具体电价方案主要由国家价格主管部门制定和审批的体制，是传统计划经济体制留下的最后堡垒，不利于各省根据当地实际情况，制定更加适应的电价政策，也增加了管理成本;还不利于潜在的省际间竞争机制的形成，且易于产生腐败。这么大国家，各地资源条件和经济社会发展水平差异很大，几乎各种电价都要由中央政府统一制定，这是很难想象的，也与社会主义市场经济制度建设格格不入。借鉴国外经验，电价审批权限要在中央和省两级政府之间合理配置。具体方案是：国家价格主管部门主要管两件事：一是电价政策制定，其中特别是制定统一的电价制定与调整办法，也包括制定反映国家大政方针的有关电价政策，如脱硫电价、差别电价等。二是负责跨省、跨区电力交易价格的制定和协调。必要情况下也包括对跨省、跨区消纳的重要电源，如三峡水电上网电价的制定。（来源：中电新闻网）
【电改“破冰”新举：理顺改革机制】
停滞多年的电力体制改革迎来破冰。
全国政协委员、国家能源局副局长王禹民近日表示，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》即将出台，而电力体制改革的重点之一，是还原电力商品属性，形成由市场决定电价的机制，以价格信号引导资源有效开发和合理利用。
事实上，今年两会上电力体制改革被多次提及。政府工作报告中提到，“加快电力、油气等体制改革”，“不失时机加快价格改革”;发改委主任徐绍史两会期间也表示，包括电价改革的重大价格改革措施正处于酝酿过程，不久即会出台。
电力改革是能源体制改革的排头兵和突破口，但同时，它也是一个非常棘手的问题，解决起来并非易事。
事实上，早在13年前国务院就下发了《电力体制改革方案》并指出，电力改革的步骤为厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网。然而10多年过去了，改革却一直停滞不前。
究其原因，华北电力大学电气与电子工程学院研究生导师郑重在接受记者采访时表示：“此前电力改革进展缓慢，主要是因为改革涉及庞大的利益集团，受到各方利益博弈影响。”
不过，对今年的电力改革，郑重表示乐观。他表示，现在经济形势不乐观，用电量增长较小，但是发电的投入没有变化，煤价也比较低，这种情况来看，目前是一个好的时间窗口。“但这是从技术层面来看，决定性问题还是利益权衡的问题，从利益权衡的角度来看新一届政府上台以后需要抓住一些经济的抓手，国家下决心要控制好国有企业，从整个方向来看，我觉得电力体制改革是大概率事件。从宏观和利益博弈来看，目前是一个比较有利推行电力体制改革的时间。”
厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强在接受记者采访时也表示，今年电力改革的重点是电价改革，而目前推进电价改革条件很好，目前煤炭价格较低，实现上网电价可能不会推高电价，甚至还有可能使电价回落，用电价格市场各方都可以接受。
虽然今年电力改革具备很好的改革条件，但是改革仍然面临一些难点问题。
林伯强指出，与其他行业不同，电力行业影响到千家万户，影响面很大，改革很困难，这是电价改革最大的瓶颈。下一步要看细则的进一步出台。
“电价改革从技术层面来说实施没有问题，但是体制层面没有理顺，技术层面没法实施，因此改革难点仍在于利益的权衡和划分。”郑重表示，从政府的角度来讲，应该有一个竞争机制或者平台，同时引入大的集团，鼓励其他国企进入，形成国企与国企之间的利益均衡，这种情况下改革有可能进一步推下去。因为只要超过3家企业以后就很难形成垄断的局面。只要打破垄断，电价的下降还是有希望的，但这个前提条件是把体制机制理顺。
据王禹民介绍，电力体制改革的具体措施涉及5个方面。而理顺体制机制正是本次电力改革的措施之一。其他4方面分别为，建立市场化交易体系;推进发用电计划改革;促进新能源和可再生能源开发利用，积极发展分布式能源;优化电源和电网布局，加强电网统筹规划，完善电力监管措施和手段，改进监管方法。（来源：中国产经新闻报）
【首个省级电网输配电价改革方案获批】
继深圳市开展我国第一个输配电价改革试点之后，全国第一个省级电网输配电价改革试点方案获批。
6月15日，发改委发布《内蒙古西部电网输配电价改革试点方案》(以下简称《试点方案》)。
根据《试点方案》，试点范围内蒙古电力(集团)有限责任公司(以下简称“内蒙古电力公司”)全部共用网络输配电服务的价格;核价基础为内蒙古电力公司的输配电资产和业务;输配电价实行事前监管，按成本加收益的管制方式确定，监管周期为三年;输配电价监管包括总收入监管与价格水平监管。
国家发改委要求，内蒙古电力公司尽快拟订首个监管周期(2015-2017年)内蒙古西部电网(以下简称“蒙西电网”)输配电准许收入及价格水平测算方案，并尽快报批。
“目前我国各地电网的输配电成本普遍是偏高的，期望《试点方案》能够厘清蒙西电网的输配电成本，这样有助于整体上降低蒙西地区的销售电价。”中国风能协会秘书长秦海岩对21世纪经济报道分析。
为什么是蒙西电网
今年1月15日，发改委批复，蒙西电网启动输配电价改革试点。
21世纪经济报道获悉，在内蒙古电网系统中，蒙西电网本身的地位比较特殊。内蒙古全区的电网划分为蒙东、蒙西两个区域，前者归国家电网管辖，后者由内蒙古电力公司负责，内蒙古电力公司是全国第三大电网企业。
公开资料显示，蒙西电网的供电区域，主要包括内蒙古西部六市二盟，发电总装机占全省一半以上，是华北电网的主要送电端，是典型的电力输出型电网，多年来饱受电力输出难的“限电”和“窝电”之苦。
根据统计，2014年，蒙西电网全年发电量完成2123.48亿千瓦时，装机容量5107万千瓦，其中风电装机占比较高。
“相比深圳以消费为主的输入型电网特征，蒙西电网则是属于典型的以生产为主的输出型电网。”厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强对21世纪经济报道介绍，它们代表了我国区域电网的两个极端特征，因此选择它们作为试点非常有价值。
蒙西电网试点什么内容?
据发改委的介绍，蒙西试点方案总体上与深圳试点方案基本一致。
《试点方案》主要内容是：按“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。
发改委指出，《试点方案》结合实际情况在一些方面作了改进：如增加了核定输配电价时需考虑交叉补贴等内容;对电网输配电成本费用的具体指标核定标准更加明确和严格，激励企业加强管理、节约成本。
根据《试点方案》，在核定输配电价的同时，同步明确各电压等级承担(或者享受)的交叉补贴水平，以及工商业用户承担的交叉补贴水平，居民生活、农业生产用户享受的交叉补贴水平。在相关条件具备时，可在分电压等级的基础上，进一步考虑负荷特性对输配电成本的影响。
“与深圳电网不同，蒙西电网接纳的以风电为主的可再生能源比较多，它们会对电网的输配成本产生一定的冲击，简单来说，风电比火电的输配成本要高一些，因此多种电源接入电网之后就会在输配成本上产生交叉补贴的问题。”林伯强分析，这是蒙西试点要着重解决的问题。
林伯强表示，由于这种交叉补贴的问题在深圳基本上没有，因此可以预计，蒙西电网的输配电成本要比深圳高。
同时，《试点方案》对内蒙古电力公司设置了激励机制，如果在一个监管周期内，电网实际成本低于核定的准许成本，则节约部分的50%留给企业，并在下一监管周期核价时予以适当考虑。
试点扩展至安徽等5省
发改委介绍，目前，除深圳、蒙西外，发改委已将试点范围进一步扩大到安徽、湖北、宁夏、云南、贵州5个省级电网，为全面推进输配电价改革积累经验，为推进电力市场化改革创造条件。
“在深圳和蒙西这两个极端典型试点之外，下一步的5个试点属于折衷类型的试点，更具有普遍意义上的的代表性，它们的开展将对探索输配电价改革积累新的经验。”林伯强分析，这三类试点结束之后，全国范围内的输配电价改革应尽快开展。
国务院发展研究中心研究员王金照此前在接受21世纪经济报道采访时指出，从长远来看，输配电价改革还要开展电网的“主辅分离”和“主多分离”改革，解决输配电主业、辅业和多经混业经营问题，清晰资产和成本，使得输配电成本真实可控。
“从短期来看，输配电价改革对新能源的影响并不大。但从长期来看，这项改革有利于新能源的并网和消纳。”秦海岩分析。（来源：21世纪经济报道）
【输配电价改革试点七大“幸运儿”近况如何？】
近日，国家发展改革委陆续公布了《关于内蒙古西部电网输配电价改革试点方案的批复》、《内蒙古西部电网输配电价改革试点方案》和《国家发展改革委关于贵州省列入输配电价改革试点范围的批复》等文件。至此，我国输配电价改革试点扩大到安徽、湖北、宁夏、云南、贵州、蒙西、深圳七个省区市。看看他们近日都做了哪些举措?
其中，深圳和蒙西的试点方案已经公布。深圳方案虽然公布在前，但蒙西方案是我国第一个省级电网输配电价改革试点方案，其意义更大。同时《国家发展改革委关于贵州省列入输配电价改革试点范围的批复》中亦要求贵州省发展改革委于今年7月底前上报输配电价改革试点方案。
虽然方案大体相同，但相比深圳，蒙西和贵州的输配电价改革试点内容仍然有很多独特之处。
蒙西试点
作为我国第一个省级电网输配电价改革试点方案，蒙西试点方案虽然总体上与深圳试点方案基本一致，但是也增加了不少新内容，主要是核定输配电价时需考虑交叉补贴等内容，对电网输配电成本费用的具体指标核定标准更加明确和严格等。
多位业内人士在接受记者采访时均表示，蒙西试点方案的出台并不让人感到意外，当初深圳试点具有特殊性，并不具备普遍意义。电改的思路正是通过对全国各个有代表性的地区先行试点，找出问题后再对症下药。
逐步取消交叉补贴将交叉补贴列入核定输配电价时的考虑内容，被认为是此次蒙西试点方案的一大亮点。
在我国电力体制改革中，由于全国范围内普遍存在交叉补贴现象，导致输配电价迟迟难以厘清。
一般而言，电力终端用户的电压等级越低，负荷率越低，其供电成本就越高。如果以供电成本来核定电价水平，则居民用电价格会高于工商业用电。不过，在我国现实情况却刚好相反：目前我国电价存在的交叉补贴形式包括：一是工商业用户长期补贴居民用电;二是城市用户补贴农村用户;三是同类用户之间交叉补贴。这些补贴具体来自哪些环节、到底有多少钱，很难厘清。
“如今各地实行的阶梯电价计价方案，就是在减轻这种不合理性，但是要真正解决问题，还得看电改的决心。”有业内人士指出，倘若电力交叉补贴问题不解决，就会扭曲电力销售价格结构，无形中产生更多的不平等。 “如今各地实行的阶梯电价计价方案，就是在减轻这种不合理性，但是要真正解决问题，还得看电改的决心。”
深圳经济发达，农村电网较少，交叉补贴问题没有那么严重，因而当初先行试点时并没有突出解决这一问题。
“交叉补贴其实深圳也要考虑，当初深圳考虑的比较少，是因为深圳交叉补贴的影响没有内蒙古这么厉害，”厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强对记者表示，蒙西试点方案之所以要考虑交叉补贴是因为内蒙古电力是以生产、输出为主，内蒙古要考虑到不同电压等级的情况。
蒙西试点方案提出，输配电价应逐步反映各类用户、各电压等级输配电成本，输配电价的核定需考虑不同电压等级或各类用户交叉补贴问题。在核定输配电价的同时，同步明确各电压等级承担(或者享受)的交叉补贴水平，以及工商业用户承担的交叉补贴水平，居民生活、农业生产用户享受的交叉补贴水平。
按照蒙西试点方案的思路，要体现公平负担原则，逐步取消蒙西电网不同电压等级、不同用户类别销售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。
内蒙古试点
内蒙古电力公司全部共用网络输配电服务的价格，核价基础为该公司的输配电资产和业务。输配电价实行事前监管，按成本加收益的管制方式确定，监管周期为3年。另外，输配电价监管包括总收入监管与价格水平监管。国家发改委要求，内蒙古电力公司尽快拟订首个监管周期(2015-2017年)蒙西电网输配电准许收入及价格水平测算方案，并尽快报批。同时，结合实际情况在一些方面作了改进：如增加了核定输配电价时需考虑交叉补贴等内容;对电网输配电成本费用的具体指标核定标准更加明确和严格，激励企业加强管理、节约成本。
国家发改委近日公布了《内蒙古西部电网输配电价改革试点方案》。根据《试点方案》，内蒙古电力公司全部共用网络输配电服务的价格，核价基础为该公司的输配电资产和业务。
据了解，作为全国输配电改革试点地区，内蒙古自治区进行输配电改革的电网主要是蒙西电网。根据《试点方案》要求，输配电价实行事前监管，按成本加收益的管制方式确定，监管周期为3年。另外，输配电价监管包括总收入监管与价格水平监管。国家发改委要求，内蒙古电力公司尽快拟订首个监管周期(2015-2017年)蒙西电网输配电准许收入及价格水平测算方案，并尽快报批。同时，结合实际情况在一些方面作了改进：如增加了核定输配电价时需考虑交叉补贴等内容;对电网输配电成本费用的具体指标核定标准更加明确和严格，激励企业加强管理、节约成本。同时，《试点方案》还对内蒙古电力公司设置了激励机制，如果在一个监管周期内，电网采用的电气设备实际成本低于核定的准许成本，则节约部分的50%留给企业，并在下一监管周期核价时予以适当考虑。
深圳试点
《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。#p#副标题#e#
“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。”相关人士对本报记者说。
湖北试点
昨日，省物价局下发通知，为积极规范推进电力用户与发电企业直接交易试点工作，通过市场优化配置电力资源，促进工业转型升级，省物价局联合省经信委、省发改委、华中能源监管局等单位联合印发了《湖北省电力用户与发电企业直接交易管理暂行办法》(以下简称《办法》)，电力用户与发电企业可自主协商电量与电价，然后“借用”电网企业的输配电网送电。
记者了解到，早在2003年，湖北省根据2002年国务院下发的《电力体制改革方案》，启动了大用户直购电改革，但因涉及多方利益调整，改革未能深入推进。
省物价局环资处处长刘红艳介绍，《办法》为构建竞争性电力交易市场迈出实质性步伐。此举将改变目前电力市场统购统销现状，电力市场将更加活跃，资源更加优配。通过改革，电力购销的市场化程度将会逐步扩大。
刘红艳介绍，我国传统的用电模式是用户向电网购电，电网统购统销，用户按照国家统一制定的价格向电网缴纳相应电费。电力直接交易，就是发电企业和终端购电大用户之间通过直接协商的形式，确定购电量和购电价格，然后委托电网企业输送给用户。
她举例说，比如市民买一个杯子，以前只能去商场买，但是今后可以直接找厂家买。以前商场的杯子有可能是从上海或者广州发货过来，卖统一价。但是，如果市民离上海近，直接去厂家买可能更便宜。
记者获悉，此次《办法》暂定湖北境内符合国家基本建设审批程序、取得发电业务许可证、单机容量30万千瓦及以上，且机组供电煤耗不高于全国同类型机组平均水平的火力发电企业可参与直接交易。单机容量10万千瓦及以上的水电企业也可参与直接交易(国家统一分配电量的跨省跨区供电项目暂不参加试点)。
初期电力用户为用电电压等级在110千伏及以上，年用电量不小于1亿千瓦时，且符合《产业结构调整指导目录》等国家产业政策和环保要求，能耗指标先进的工业用户。条件成熟时，经国家认定的高新技术企业和省重点扶持的战略性新兴企业，用电电压等级可放宽至35千伏。
贵州试点
电老虎以为，这对于新电改而言是一个非常积极的信号。02年电改目标未能最终实现的原因有很多，其中很重要的一点就是地方政府的消极乃至反对，这一点在建立区域电力市场、竞价上网等问题上表现得尤为突出。比如当年搞得轰轰烈烈的东北区域电力市场、华东区域电力市场两大试点之所以无疾而终，一个重要原因就是无法平衡地方政府的利益诉求。因此，历史地来看，电改要想取得成功，地方政府的支持必不可少。
显然，新电改方案赢得了贵州等能源大省的青睐。想来电老虎也觉得不奇怪，虽然属于能源大省，又资源丰富，但贵州的经济却一直上不去。更令当地人无法接受的是，一方面由于外送能力、接受能力所限，水电厂不得不弃水，造成发电资源浪费;另一方面，当地的大企业却眼睁睁看着水/电白白流走却无法享受便宜的电，守着金山没饭吃，无法将电气产品类资源优势转化为经济发展优势。新电改“管住中间，放开两头”的思路显然让地方政府看到了解决问题的希望：借助新电改，能否加速推进电厂与大用户的直接交易、通过市场竞争来降低电价呢?如果能够降低电价，那不就可以发挥资源优势、提速经济发展了吗?
想来，能源大省、资源丰富的地区都应该会有此想法吧?——嗯，声明一下，这只是电老虎瞎猜而已，如有雷同，纯属巧合——而且，不只是能源大省!君不见，各地政府都在鼓励售电公司的成立就是明证。
不过，必须说明的是，类似贵州主动进行电改的行为是受到国家鼓励的!有以下两个信号为证：
一是在《国家发展改革委关于贯彻中发[2015]9号文件精神加快推进输配电价改革的通知》中(发改价格[2015]742号)，国家发改委明确“鼓励具备条件的其他地区开展输配电价改革试点”。
二是在2015年4月17日举行的国务院政策例行吹风会上，国家发改委连维良副主任在回答记者关于电改问题的提问时，明确表示，“现在的试点在一定程度上没有总量限制，采取自上而下推进试点和自下而上推进试点相结合的办法。一方面，根据改革的需要选择代表性强的区域制定改革方案，推进输配电价改革。另一方面，鼓励有积极性的地方，按照电力体制改革的方案来制定改革试点方案，经审批后实施”。
写到这里，电老虎忽然觉得这正是新电改方案的高明之处：改革对地方政府的影响偏向正面，地方政府主动电改的积极性被调动起来了，“自上而下”与“自下而上”开始形成合力了。
宁夏试点
据悉，近期宁夏自治区自治区决定按照“自发自用、余量上网、不足网购、基金优惠”的原则，制定了青铜峡铝业2×33万千瓦自备电厂改革试点方案。
此次改革试点工作，主要是改变电费结算模式。青铝自备电厂所发电量，自用电量内部核算，不再上网与电网公司结算，满足自用的富余电量按标杆电价80%上网销售，不足电量按销售目录电价网上购买;调整供电主体。由原来的供应宁东350KA系列，调整为供应青铜峡地区的350KA系列;调整系统备用费。宁夏电网为青铝自备电厂备用，由原来的0.0528元/千瓦时，调整为0.03元/千瓦时;降低政府性基金附加，由0.0506元/千瓦时，减免城市事业附加费0.01元/千瓦时，调整为0.0406元/千瓦时。
安徽试点
一直以来，国内电网的收入都源于“售电价减去上网电价”，中间存在着看不见的“过路费”，透明度不高。由于占据“发”、“输”、“配”、“售”这四个环节的咽喉位置，电网凭借着其垄断地位，对电力的价格施加影响。本轮输配电价改革的重要内容之一就是调整电网的盈利模式，改变电网企业以往依靠购售电差价弥补成本、获取利润的方式，是国内第一次以电网总资产为基础，在成本监审基础上，按准许成本和合理收益原则核定的输配电价。这意味着未来电力的“过路费”将被从黑箱中拉出，一些不必要的投资被核减，一些成本费用也将被要求降低，其效果很可能就是改革后输配电价出现下降，用电成本也随之下调。
安徽成为国家电价改革“试验田”后，老百姓在用电上有没有可能直接得到实惠?记者了解到，由于国家政策刚刚敲定，具体的试点方案还要相关的电力及主管部门来进一步明确，到底如何落实，最终会等待省里的审批。不过，值得期待的是，为了使输配电价改革成果更快落地，试点地区会被授予更多的电价制定自主权。（来源：电老虎网）
【发改委酝酿输配电价核定新办法 交叉补贴等关键点仍临博弈】
导读：国家发改委酝酿10月底前在全国所有地区开展输配电价测算，明年择机出台《省级电网输配电价核定办法》。与此同时，国家能源局已经表态，要“通过专项监管”来“摸清电网企业资产状况”。
一直以来，电网合理收益率、成本界定、电网规划、交叉补贴等都都被视为输配电价改革亟待解决的“硬骨头”。据悉，作为新电改基础和最关键一环，输配电价改革试点下半年将继续扩围。而新电改六大关键配套文件已进入部委会签阶段，综合试点呼之欲出。与此相对应，国家发改委酝酿10月底前在全国所有地区开展输配电价测算，明年择机出台《省级电网输配电价核定办法》，明确准许总收入和分电压等级输配电价核定的具体意见。
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。
破题 输配电价核定办法正在酝酿
据了解，电力市场用户的购电价格由市场交易价格、输配电价(含线损)、政府性基金三部分组成，但是我国一直没能确立一套合理的输配电价标准及核定方法。目前的输配电价只是购销差价，并不是按照其资产和实际运维成本核算出来的，电网的盈利模式主要就是低买高卖吃差价，有媒体称其暴利垄断甚至高于“三桶油”。
“电力体制改革的核心是电价改革，而电价改革最关键的一环就在输配电价。因电网具有自然垄断性，根据电网的实际成本确定输配电价对于建立一个有效的电力市场至关重要，售电主体多元化参与售电市场才逐步成为可能。”中国电力企业联合会副秘书长欧阳昌裕解释道。
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)，被誉为“啃硬骨头的改革”正式拉开帷幕，第一个任务就是按照“准许成本加合理收益”方法核定独立、明晰的电网输配电价和准许总收入，先后确定深圳、蒙西、湖北、安徽、宁夏、云南、贵州等七个省区进行试点，目前深圳、蒙西输配电价改革试点方案已经获批。
记者从多方了解到，从4月底开始，其他五个试点省区物价局就牵头进行数据搜索和摸底测算工作。6月24日，国家发改委又组织全面启动输配电价实地成本监审，7月底形成初步监审报告，经国家发改委审核并与电网企业沟通后，9月初将出具正式监审报告。
在督导试点地区制定输配电价改革方案的同时，国家发改委还着手研究省级电网输配电价计算方法。“实际上这一工作任务很早就提出来了，为了后续其他改革的顺利进行，推进速度进一步加快。”知情人士透露说，目前初步制定了分电压等级输配电价的测算口径和测算模型，征求电网企业和有关方面的意见，等讨论完善后将下发包括试点地区和非试点地区在内的所有地区开展输配电价测算，按要求于10月底前上报测算结果。总结试点经验后，明年将择机出台《省级电网输配电价核定办法》，明确准许总收入和分电压等级输配电价核定的具体意见。
攻坚 诸多难点待解博弈难免
“输配电价的核定并非易事，有许多‘硬骨头’需要去解决，这将是一个博弈的过程。首先电网企业的合理收益率到底要确定在多少，这决定了其未来的投资能力，不同地区、不同类型的电网成本测算方法怎么选择，还有物价指数的问题，从理论上成本应该是逐年下降的。”欧阳昌裕坦言。
国家电网有关人士也表示，随着输配电价改革持续推进，电网投资与收入、成本、电量、电价之间的关系将发生深刻改变，国家对电网投资和价格监管将从目前“先投资再算价格”转变为“先算价格再投资”。内部研究认为，省级电网输电成本按固定资产原值进行分摊，配电价应分电压等级、分用户类别核定。而跨省区输电价要具有位置信号，促进公平竞争和公平负担。
与此同时，电网规划的问题亟待解决。据介绍，长期以来国家电力统一规划缺失，全国“十二五”电网规划蹉跎数年未面世，各个省也基本没有专门的电网规划。“要纳入决算成本，必须是国家或地方规划、审批核准的项目。未来不仅要解决‘十三五’电网规划有没有的问题，而且还要看深度够不够，每个工程都得列举出来。”欧阳昌裕称。
据透露，国网内部正开展适应输配电价改革的电网规划和综合计划管理方式的研究，争取电网规划项目纳入增量有效资产范围，并按照合理定价参数弥补成本。
此外，交叉补贴也是输配电价核定中的一块“硬骨头”。目前我国电价存在工商业用户长期补贴居民用电、城市用户补贴农村用户、同类用户之间交叉补贴等情况。9号文明确规定，结合电价改革进程，配套改革不同种类电价之间的交叉补贴，这意味着城乡居民电价将上涨。“以贵州为例，取消交叉补贴之后居民电价每度将上涨9分5。”参与新电改方案和众多配套文件制定的华北电力大学教授曾鸣认为，要尽快研究两头放开后我国交叉补贴的最好实施模式。
深化 电改扩围配套文件呼之欲出
与输配电价核定新法加速推出相对应，8月10日，发改委发布深化价格改革最新进展，指出下半年要深化电力价格改革，继续推进输配电价改革试点，不断扩大试点范围。
而电力市场建设、交易体制改革、发用电计划改革、输配电价改革和售电侧体制改革等六个电改关键性配套文件也呼之欲出。据《经济参考报》记者了解，7月3日国家发改委召开27个省发改委负责人会议征求意见，之后6日又听取国家电网公司、南方电网公司的意见。经过数轮修改后形成最终文件，8月初已经进入了走程序和各部委会签阶段。根据安排，售电侧体制改革、电价改革、交易体制改革、发用电计划改革将协调推进，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。
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。
市场早已闻风而动。据粗略统计，截至目前，已经有超百家公司开始布局售电市场，其中，不乏国电投、神华以及华能这样的大公司。“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。”韩启明称。
动刀 国家能源局拟摸清电网企业家底
多年来，似乎很少有人能够弄清楚中国电网企业资产的真实状况。但现在，国家能源局已经表态，要“通过专项监管”来“摸清电网企业资产状况”。
国家能源局官网8月25日发布消息称，国家能源局近日在京召开电网企业输配电成本专项监管工作启动会，覆盖6地区的2015年电网企业输配电成本专项监管工作全面展开。这也是国家能源局2015年市场监管7项重点专项工作之一。
消息称，此项监管旨在规范电网企业输配电成本行为，促进输配电价改革和电力市场建设。
上述做法的一大背景真是电改9号文强调的总体思路：“三放开、一独立、一深化、三强化”，同时明确将按照“准许成本加合理收益”原则，核定电网企业准许总收入和输配电价。
在这之前，国家能源局已经启动能源项目审批简政放权落实情况、电力调度交易与市场秩序、大气污染防治成品油质量升级、电网企业回购电源项目自建配套送出工程、电网企业输配电成本、用户受电工程市场秩序、典型电网工程投资成效等7项重点专项监管。
消息说，通过专项监管，摸清电网企业资产状况，输配电成本支出范围和构成、成本归集方式、成本管理政策等内容，全面、深入了解电网企业输配电成本信息，有利于建立健全电网企业成本约束机制和激励机制，提高政府定价的科学性、合理性和透明度，维护消费者的合法权益，促进独立的输配电价格机制建立，促进电力市场建设，有利于政府部门、监管机构对电网企业的监管及社会公众对电网企业的监督。
而在此之前，国家发改委在2014年公布的《关于深圳市开展输配电价改革试点的通知》指出，将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的模式。推动建立独立的输配电价体系，正式启动国内新一轮输配电价改革试点。通知明确，独立输配电价体系建立后，要积极推进发电侧和销售侧电价市场化，电网企业按政府核定的输配电价收取过网费。（来源：经济参考报）
【电力体制与电价改革：有希望也有前所未有的挑战】
专家认为，大用户直购电是推动电力市场化改革的突破口。但输配电环节高度垄断，独立输配电价没有形成，输配电价不由市场竞争决定，而仍由价格主管部门审批，直购电改革难以进行下去。这提醒我们，电价改革只在厂网分开、竞价上网和大用户直购上兜圈子，不触及“痛点”，显然不行。
资源性产品价格改革，是我国新一轮改革的重要议题。就电力体制改革而言，消费者期望打破行业垄断，追求更便宜、经济的电价;新兴可再生能源的发展，需要显性的竞争机制，破除上网难、价格优势无从发挥的桎梏。
专家们认为，大用户直购电是推动电力市场化改革的突破口。于是，有权威研究机构提出建议，实行大用户直购电，建立实时竞争发电市场，开展“竞价上网”，形成以双边合同市场为主、实时竞争市场为辅的竞争性电力市场。但可输配电环节高度垄断，独立输配电价没有形成，输配电价不由市场竞争决定，而仍由价格主管部门审批，直购电改革难以进行下去。
这提醒我们，电价改革只在厂网分开、竞价上网和大用户直购上兜圈子，不触及“痛点”，显然不行。
电改新方案“9号文” “管住中间、放开两头”的改革思路，尤其抓住了电力体制与电价改革的“痛点”，也是这次电力体制改革的着力点。
从理论上讲，建立这样的体制架构是可行的，其可带来多方面效应：促使发电企业通过降低生产成本、提高生产效率的方式，增强竞争力，同时提高运行效率;促使电网企业改变传统赢利模式，通过重新定位电网功能和电网收益机制更注重效率;允许各类资本进入售电领域和新增配电领域，将带来新的潜在盈利机会;通过竞争机制的建立，激发电网企业降本增效，充分保障用户的权益;电力用户用电更加便利，工业和商业电力用户拥有自主选择权，增强市场中的议价能力;电力上网不再难，可再生能源发展潜力得以释放。一句话，可让终端电价降下来，全社会电力供应更趋平稳，供求关系保持自动平衡。这样的效应，无疑是全社会的期待。
而发达国家电力改革以“促进竞争、开放电网、灵活用电、提高效率”为方向，也以事实提示我们：推进电力体制改革，有利于更好发挥市场和政府的作用。
欧盟从1993年开始推动统一电力市场建设，其中开放竞争是统一市场建设的核心特征。1996年通过的《电力内部大市场指令》，要求各成员国对电力行业进行改革，使各成员国的国内电力市场在欧盟范围开放了电网接入权，让市场在电力资源配置中发挥重要作用，达到增加电源、降低电价的目标。
美国从1993年开始在系统开展“放松管制”(也称为“机构重组”)的电力体制改革，核心内容是把传统的“发-输-配-用”统一管理的过程分开，将承担一体化管理的地区垄断型电力公司进行重组，电力公司放弃(出让)发电厂，在发电、配电领域推行自由化;建立独立的中心调度机构及电力交易市场，直接受联邦能源委员会管制;电力公司主要管理变电系统和维护电网。尽管改革存在过分依赖市场和放松管制的弊病，造成了电力供应和安全方面的缺陷(比如引起加州电力危机)，但显现了良好的改革效应，有效提高了美国电力产业的运营效率，使得全美电力终端销售价多年维持较低水平。
电力改革“管住中间、放开两头”，尤其是售电侧放开，有望成为本轮改革的最大红利。
但是，电力改革不可能一帆风顺，也不能完全照搬国外的经验。中国的特殊国情，要求我们对电力改革的难度有清醒的认识。
其一，电力是基础性产业，与国民经济的关联性十分密切，任何电改举措都会牵扯利益相关各方，触动公众与关联企业敏感的神经，对国民经济和社会产生巨大影响。改革举措若超出电力产业特殊性所容许的程度，甚至可能引发类似美国当年发生的加州电力危机。这是电力系统改革迟迟难以推进的重要原因，也必然成为此轮电力改革的制约因素。
其二，电力行业是一个资本密集、福利待遇好于上下游很多行业的传统行业，这决定了这个行业从业者对变革有本能抗拒。电网公司又在电力输配售领域经营已久，拥有广泛的数据积累和客户群体。从利益角度分析，售电收入占全部收入大头的电网公司不可能轻易退出售电侧市场。而作为电改纲领性文件的9 号文，又未强制性规定电网企业必须退出竞争性售电领域。这就使得新进入企业立足市场的难度可能会很大，售电侧市场化改革的前景存在不确定性。
其三，电力资源不能像煤炭、石油等资源品那样大规模囤积，这使得售电企业必须依赖电网公司的输配支持，以致可能在与电网公司的博弈中处于劣势地位。而且，电网企业从利益最大化出发，也完全可能利用手中掌握的资源，向售电企业提供差别化的并网传输服务与价格，这也会破坏市场公平竞争。
然而，任何改革皆有利有弊，不可能等到条件充分具备才来进行。电力体制改革已不容拖延，售电侧市场化改革的临界点已经来临。构建贴近13亿电力用户、涉及5万亿千瓦时用电量的全方位、多元化的综合服务商，实现能源互联网与四网合一(电网与电信网、广电网、互联网等有机融合)的前景可期。未来商业模式，将包括互联网售电、售电平台、电能服务、需求侧管理、可再生能源交易、微网建设、分布式新能源、充电桩基础设施、大数据分析、能源管理、能效管理等各个方面。这为能源企业的转型发展带来千载难逢的机会。
6月25日，上能电力与湖北武汉、东湖开发区签署售电服务及综合电力服务战略协议，开始组建华中售电交易平台。目前，全国各地抢跑售电侧改革的企业已过百家，还有更多的企业在观望。
重庆市不甘落后，该市发改委近期已确定将两江新区和长寿经济开发区作为重庆市电力体制改革先行先试区域。
重庆能源集团高层顺应时势，正在深入研究电改政策，决定以能源有保障、人才有储备、目标用户明确、运营经验丰富为立足点，积极筹划先行先试，抢占改革的制高点，主动参与此轮电力改革。
电力体制与电价改革，有希望，也有前所未有的挑战。（来源：中国能源报）
【发改委负责人：电价改革确定时间表】
国家发改委有关负责人昨日表示，目前国家发改委正在抓紧起草推进价格机制改革专项行动计划，对明、后两年重点改革任务进行具体的安排。下一步要重点在电力、公用事业和公共服务等重点领域和关键环节，推动价格改革不断取得新的突破和新的成效。
对于电力价格的改革措施，国家发展改革委秘书长李朴民表示，我国于今年年初放开了跨区跨省电能交易价格，输配电价改革试点由深圳市和蒙西电网扩大到了五省(区)。
从10月1日起，蒙西电网正式实行新输配电价机制，这是我国第一个按照“准许成本加合理收益”原则测算、能够直接用于电力市场交易的省级电网独立输配电价，这就为“放开两头”、推进发电和售电价格市场化创造了条件、奠定了基础。
目前，宁夏、云南、贵州输配电价试点方案已获批复，电网企业成本监审工作也顺利完成。此外，阶梯价格制度也在顺利推进。突出表现在阶梯电价、阶梯水价和阶梯气价。目前，除新疆、西藏以外，其他省区市已全面实施居民阶梯电价制度。
资料显示，我国经济中超过95%的产品与服务的定价已经完全“随行就市”，而包括水、石油、天然气、电力等十分重要在内的余下5%公共基础产品的价格仍然由政府掌控。因此，加快推进这些领域的价格市场化，也就是“放开”他们的价格，是价改的重头戏之一。
而日前发布的《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十三个五年规划的建议》中也对未来五年价格机制改革大方向作出了明确安排，其中就要求减少政府对价格形成的干预，全面放开竞争性领域商品和服务的价格，放开电力、石油、天然气、交通运输、电信等领域竞争性环节的价格。
此前发布的《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》也提出了按照“管住中间、放开两头”总体思路，推进电力、天然气等能源价格改革，促进市场主体多元化竞争，稳妥处理和逐步减少交叉补贴，还原能源商品属性。
显然，未来的价格机制改革工作一定是双管齐下的，除了要坚持对价格进行“放开”之外，价格“监管”的力度也将逐渐增强。
值得一提的是，作为价改中价格监管领域一项备受关注的内容，目前国家发改委正在制定六部反垄断指南，内容涉及知识产权滥用、汽车业反垄断规制、宽大制度、豁免程序、中止调查程序以及罚款额的计算等。目前，经过4个多月的起草工作，滥用知识产权反垄断规制指南的草案初稿已经完成，已进入大规模征询意见阶段，并将争取在明年6月之前正式出台，汽车行业反垄断指南的草案预计也将于明年六月前提交至国务院反垄断委员会。（来源：发改委）
【8张图告诉你电改后电价为什么会涨?】
导读：电改配套文件下发后，有的能豆粉表示电网输配未完全分开改革不够彻底，有的则认为调度生杀大权掌握在电网手中改革然并卵，还有的人关心电改后电费是涨还是降?客观、全面地分析这些问题不仅要熟悉电改文件还要回看中国电改历史，不用担心，能豆君已替你“甩干”电改文件，并用8张图告诉你电改后电价为什么会涨?
报告简介
报告目的：总结电改核心方案，分析电价形成机制
研究对象：电改方案及影响电价因素
研究方向：电改对中国电力市场影响
要点摘要：
1. 电改方案“甩干版”:浓缩几十页的电改的方案，所有配套文件你只要看这些就够了!
2. 电改后电价趋势预测：图表告诉你电改后为什么会涨价?
让电改靴子先落地才是王道
核心思路
让电改的靴子尽快落地才是王道，在保证电力安全的情况下借助市场的力量推进电改或许才是最完美的方案。
纵观历次中国电力改革，多以激活市场活力、缓解缺电情况为契机开展改革。中国电力行业经过40多年的高速发展，不仅可以完全满足全国电力需求并且还保有一定裕度。电力行业大型国企垄断程度虽逐步降低，但行业存在的准入门槛高、机制限制严等问题仍让社会资本望而兴叹。
为进一步吸引社会资本进入垄断性质行业，向全社会释放改革红利，本次电力机制改革应声而出，瞬间在业内掀起了巨大波澜。
电改文件篇幅虽长，但其核心思路可以概括为：以“管住中间，放开两头”为原则，以建立电力交易市场、理顺电价形成机制为目标。为让电改在最小的阻力下先落地，本次电改并未急于推动输电、配电环节完全独立,而是先进行输配电价改革、放开售电侧,最终形成"发、输、配、用"完全独立的竞争性电力市场。
尽管电力市场交易规则一个文件就长达50页，但还是有人觉得此次电改细则好多问题没说清楚。要知道中国江苏省的用电量就相当于德国整个国家的用电量，制定中国这样体量庞大、历史遗留问题错综复杂的电力方案难度可想而知。能豆君举个栗子，股票市场暴跌时可以通过”熔断机制“先暂停交易几个小时，但是电力市场交易哪怕暂停一秒钟然后再让电力系统恢复可就得花上几亿个鸡蛋灌饼的价钱了(原谅能豆君的报告一直以鸡蛋灌饼价格作为计价基准，这次我们准备换成青岛大虾)。
所以，让电改的靴子尽快落地才是王道，在保证电力安全的情况下借助市场的力量推进电改或许才是最完美的方案。
接下来能豆君就来回答一个很具有哲学性的问题，电改之后电价涨还是不涨?恩，This is a question!没看过文件也没关系，能豆君结合电改文件”甩干版“带你看看电改后电价形成机制发生了哪些的变化?电价为什么会涨?
电改核心-让市场决定电价
电改方案核心
还原电力的商品属性，减少政府对供应侧和需求侧的价格管制和垄断环节，通过实行输配电价改革、建立电力交易市场形成反映真实供需情况的电力价格。
相信大家连续被6个电改配套文件和3个电力市场交易规则密集轰炸以后，一时间对并未电改方案形成清晰的认识。无所不能认为本轮电改以还原电力的商品属性为核心，将原有的：“发电企业-电网-用户“电网垄断输、配、售环节的模式，改革成为：发电企业-供电企业(输配业务)-电力交易机构-售电公司-电力用户的模式,详见下图。
新模式下，由电网公司垄断“独买独卖”的模式将逐步转向”多买多卖”的市场格局,各市场主体以自身利益最大化的原则，将电能量作为一种商品在电力交易市场上交易，利用价格杠杆使电力市场达到最优的平衡状态。
电网企业不再以上网电价和销售电价价差作为主要收入来源，而是按照“准许成本+合理收益”的原则的核定输配电价收取“买路钱”。不……过网费。同时，向社会开放增量输配电网经营业务和售电业务，发电侧与售电公司或者电力用户在中长期或现货市场通过直接交易或电力交易机构竞价达成电量、电价交易协议。
简单来说，电改前1度电从电厂到你家仅需经历发电企业、电网企业两个环节，电改之后1度电将经过电厂-供电企业-交易机构-售电公司之后优先流向出价最高的用户(电改前后电价形成机制对比见下图)。
注：由于交叉补贴构成较为复杂，来源于发电企业、供电企业、用户之间，因此，研究电价变化时将交叉补贴统一计入在最终承担者—用户项下。
不过，基于电力行业公共事业属性和我国的实际情况，电改方案中明确第一产业和第三产业中公共事业性质用户、居民用电价格继续按政府定价执行，充分保护了无议价能力用户的用电权益。
下面我们结合电改核心改革内容看看电改后工商业用户电价为什么会涨?
电力市场-高效匹配电力供需交易
核心思路
有序放开发用电计划、竞争性环节电价，不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模，逐步建立市场化的跨省跨区电力交易机制
电力市场将各主体间供应侧、需求侧用电需求进行匹配，按交易量规模可分为电力批发和零售交易市场。
电力批发交易主要指发电企业与售电企业或电力大用户之间通过市场化方式进行的电力交易活动的总称。
电力零售交易指售电企业与中小型终端电力用户开展的电力交易活动的总称。售电企业将代理或汇总其售电量并参与电力批发交易。
注：由于交叉补贴构成较为复杂，来源于发电企业、供电企业、用户之间，因此，研究电价变化时将交叉补贴统一计入在最终承担者—用户项下。
不过，基于电力行业公共事业属性和我国的实际情况，电改方案中明确第一产业和第三产业中公共事业性质用户、居民用电价格继续按政府定价执行，充分保护了无议价能力用户的用电权益。
下面我们结合电改核心改革内容看看电改后工商业用户电价为什么会涨?
电力市场-高效匹配电力供需交易
核心思路
有序放开发用电计划、竞争性环节电价，不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模，逐步建立市场化的跨省跨区电力交易机制
电力市场将各主体间供应侧、需求侧用电需求进行匹配，按交易量规模可分为电力批发和零售交易市场。
电力批发交易主要指发电企业与售电企业或电力大用户之间通过市场化方式进行的电力交易活动的总称。
电力零售交易指售电企业与中小型终端电力用户开展的电力交易活动的总称。售电企业将代理或汇总其售电量并参与电力批发交易。
对电价影响预测
短期内下降，长期内上升
用于发电企业受一次能源价格、电力消费需求、供电区域能源结构等多重因素影响，电改之后预测发电企业对电价影响较为复杂。我们将发电企业的电费构成分为：电量电费(含上调电量电费和下调电量电费)、违约金、平均分摊的结算差额资金。其中电量电费部分主要由度电成本、装机结构、交易形式决定，为将边界条件简化，我们以省为区域不考虑跨区输送，电力消费增速基本稳定的边界条件来做出预测。
度电成本影响：
按平均造价和资源水平来看，各种电源类型的度电成本排序从低到高依次为水电、火电、可再生能源、核电。虽然近年来可再生能源装机迅速增加，但火电装机仍占绝大多数。火电度电成本主要影响因素为电煤价格，未来较长一段时间电煤价格预计将持续低位运行，火电度电成本也将保持较低水平。综合来看发电企业度电成本对电价影响为负向。
装机结构：
此次电改明确有限收购可再生能源电能，但对于装机结构多元化，装机容量大的大型发电集团来说，为保证发电企业的整体利益，发电集团将统筹省内各类发电资源，以可再生能源、水电等发电边际成本相对较低的机组先与大用户签订合同保证电量再给予一定让利，通过内部发电合同转让，调整不同类型的发电机组提供电力实现效益对大化。
但长期来看，火电脱硫脱硝补贴或逐步取消，此部分成本将逐步体现在火电电价中，火电电价呈上升趋势。此外，风电电价2020年将接近火电上网电价，光伏也将实现平价上网，可再生能源边际发电成本虽无变化但电价优势将不再明显，发电集团将更倾向于度电成本更低的火电机组作为主力发电机组，发电价格将呈上升趋势。
此外，拥有单一种类电源(如只有火电或可再生能源)的发电企业将结合自身符合特点参与市场交易，若发电边际成本较低、调峰迅速可交易通过日内交易或通过提供辅助服务则有更大概率获得较高电价。
综合来看，装机结构对电价影响为正向。
交易形式
发电企业可采用直接交易或参与电力市场竞价方式销售电量，在电力需求放缓装机过剩的背景下发电企业更多选择直接交易形式保证电量销售但收入会因让利下降，但未来随着电力交易市场逐步建立、电力需回升，发电企业将通过选择最优交易方式拟补前期损失。综合来看，交易形式对电价影响为正向。
综合以上因素，发电企业供电价格短期内下降，长期内上升。
电网企业-不再躺着数钱
核心职责
无歧视低向电力用户及发电企业提供输配电服务，承担保底供电责任。
电网企业业务
有输电网、配电网运营权(包括地方电力公司、趸售县供电公司)，承担其供电营业区保底供电服务的企业，履行确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电的基本责任。
谁可以玩：
存量归国家电网和南方电网运营，符合条件的市场主体放开增量配电投资业务。社会资本投资增量配电网绝对控股的，即拥有配电网运营权，同时拥有供电营业区内与电网企业相同的权利，并切实履行相同的责任和义务。
大家一直争论，电网公司经营存量输配电网资产还可以成立售电公司、保留着调度的生杀大权，电改并没有看到打破电网的垄断地位。其实不然，电力系统不同于其他市场，垄断有时是资源配置效率最高的市场结构。能豆君举个栗子，为了公平竞争，国家允许社会资本新修一条京沪高铁，但是会有金主愿意投资吗?
此外，电力服务具有公共事业属性，这个差事你一旦接了就不能把责任推给别人。大家细读配套文件就会发现，拥有输配电网经营权的电网企业必须承担供电营业区的保底供电责任，就是说即使你在小山村用不上电、龙卷风吹到了你家门前的电线杆，电网企业都必须不离不弃地上门给你解决问题。PS.电网企业还要承担不法分子偷电造成的”线损“哦。
对电价影响预测
降价预期较强
电网企业主要通过输配电价变动将价格影响传递至用户，输配电价主要决定因素是1)投资规模2)成本核减3)售电量增长。其中第一个因素对电价影响为正向，后两个因素对电价影响为负向。
按国家发改委颁布的配电网行动计划，2020年前将投资2万亿进行配电网改造，因此从投资规模上来看，将推动电价上涨。此外，社会普遍认为电网多年来将于生产经营无关的费用计入成本，因此普遍认为输配电成本存在比较大的下降空间，成本核减由政府负责并遵循政府相应标准，但无所不能认为输配电成本核减将是大概率事件。
我国经济处于结构调整时期，电力消费增长速度预计将保持较低甚至下降趋势，售电量将基本保持同步。
综合以上因素，输配电价未来降价预期较强。
售电企业-门槛虽低实操不易
核心
承担输配环节和用户之间的电力买卖业务，按责任不同规定售电企业类型和准入条件。
售电公司类型
1)是电网企业的售电公司。
2)社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司。
3)独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务(不需取得供电类电力业务许可证)。
准入条件：
1.按照《中华人民共和国公司法》，进行工商注册，具有独立法人资格。
2.售电规模分层
3. 拥有配电网经营权的售电公司其注册资本不低于其总资产的20%
4.拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的设备、经营场所，以及具有掌握电力系统基本技术经济特征的相关专职专业人员。
5.拥有配电网经营权的售电公司应取得电力业务许可证(供电类)。
谁可以玩?怎么玩?
根据售电公司的准入条件和相关要求，电网、发电企业、供电企业、用户等都可以成立售电公司，可采取赚取购销价差、提供辅助服务、检修服务、能源管理服务、发售结合的模式盈利。
对电价影响预测
波动可能性较小
售电公司对电价影响主要因素为1)购销价差2)附加服务收入。电网企业售电公司用户群体较为稳定，新开发用户压力相对较小，有成熟的技术人员团队和较为完备服务体系，不过为实现平稳过度改革阶段，该类型售电公司预计将维持原有售电价格。
而增量配电网售电公司和独立售电公司开拓市场成本、投资、资金成本均高于电网企业，因此，这两类售电公司将提高终端销售价格以维持成本。
电改初期，售电公司提供的增值附加服务、创新的商业模式较少，市场培育也需要较长时间，因此短期内将不会作为主导因素影响售电价格。
由于电网企业售电公司在售电公司组成中占绝大多数，因此，综合以上因素无所不能预测售电公司方面将会维持原有售电价格。
电力用户-电价不再一成不变
核心
用户可以从售电公司、发电企业直接购电或参与市场竞价购电。
购电模式
可从售电公司或电力市场购电，符合市场准入条件的电力用户，可以直接与发电公司交易，也可以自主选择与售电公司交易，或选择不参与市场交易。
自备电厂
拥有自备电源的用户应按规定承担国家依法合规设立的政府性基金，以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴和系统备用费。
缺电时期为鼓励地方和企业兴建自备电厂，自备电厂可以免于征收政府性基金(如可再生能源附加)和交叉补贴。2014年，我国自备电厂装机容量已超过1.1亿千瓦，约占当年全国总发电装机容量的8%左右，且70%以上都是燃煤机组。自备电厂任性地不交可再生能源附加是可再生能源基金应收金额和实收金额产生缺口的主要原因之一。
交叉补贴
过渡阶段将继续实行工商业补贴居民、城市补贴农村、高电压补贴电压的交叉补贴模式，逐步厘清交叉补贴数量，后续将逐渐降低交叉补贴。工商业由于长期承担交叉补贴责任未来将逐渐减少其承担数量。
对电价影响预测
长期上涨
电力用户对电价影响主要因素为1)用电需求2)交叉补贴
2014年我国能源消费增速预计接近于1%，电力消费下降是能源消费下降的主要原因之一，未来2-3年内中国电力需求预计将处于平缓上升的趋势。由于现阶段电力供给过剩，未来新增电力需求将很快被平衡，整体电力供需仍处于供过于求的状况。因此，从电力需求来看未来将不会带来引起电价上涨。
本次电改明确要逐步厘清交叉补贴，逐步市场化的方式让电力用户承担用电成本，用于我国交叉占电费比例较高，因此缩减交叉补贴将促使电价上涨。
用户侧电价趋势预测
此轮电改后，发电、供电、售电、电力用户、电力交易市场都将对用户侧电价造成影响，且各因素逐渐相互作用相互影响。中国电力供需情况复杂，各省市情况差异很大，为简化边界条件，我们将电力用户分简要分为工商业用户和优先购电及居民用户两大类做出预测。
优先购电及居民用户
本次电力改革明确居民及优先购电用户暂执行政府电价，但鼓励这两类用户参与直接交易和电力市场交易，无所不能预计短期内此类用户电价将不会上涨概率较小，居民电价在逐渐理顺交叉补贴后预计将呈上涨趋势。
工商业用户
本次电力改革后，电价形成将依赖电力市场高效配置供需两侧后形成，充分反映供需两侧的提供和接受电力能量的价格水平。无所不能预计电改初期，发电企业为了积极发展用户，会积极让利给电力用户。
但是，本次电改明确有限收购股可再生能源等高度电成本的电量，将会提高电量的平均电价，售电公司现阶段单一的盈利模式也将使其需拟补前期成本，因此无所不能预计工商业电价将会呈现先下降后上升的趋势。（来源：无所不能）
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