9月9日从国家发改委获悉，国家发改委已正式批复《宁夏电网输配电价改革试点方案》。这是继蒙西电网之后，全国第二个省级输配电价改革方案。

发改委要求：尽快拟订首个监管周期（2016-2018年）宁夏电网输配电准许收入及价格水平测算方案。

宁夏是国网辖区内试点方案获批的第一个省份，也意味着输配电价改革试点“再下一城”。目前，我国电力改革已经解决了电源和电网的分离，售电端也开始放开，而最难的地方是在输配分离，因为输配电难以界定，铁板一块，无法进行分拆。输配电价的核定，需要解决好电力成本问题，而成本的核算包括了很多不可明确的成本，这是电价核定的根本问题。

那么都有哪些问题阻碍输配电价改革的实施呢？输电网的资产到底如何界定？发电商和购电商需要都付输电费吗？输电费又该如何收取？这些问题一直阻扰着输配电价改革的推进，今天笔者就带您解疑答惑。

一、输电网资产的界定

输电网资产应该是用于远距离传输电力的各种设备以及所配备的安全保障措施。比如高压输电线，变压器，为了稳定潮流和电压的电感、电容设备和继电保护装置。最近由于大量可再生能源的介入，电网公司安装了一些储能设备以解决网上电力供需的实时不平衡。如果这些储能设备只用于平衡电力供需，而不是用于利用峰谷电价差赚取利润，它们也应算是输电设备。一般来说，500千伏及以上输电设备大都用于跨省电力输送，应该算是跨省输电资产或者叫作全网输电资产。相应地，中央可以制定一个全网输电价。应该强调的是这个全网输电价应该是全网一个价。200千伏到500千伏的输电设备应该算是省网输电资产，相应地，各省可以制定各自的省网输电价。500/220千伏变电站的资产划分可以一半归全网一半归省网。

然而，中国的电网由于中国地区间经济发展不平衡或者各省区地理面积和位置的特殊性，上述划分不一定能反映实际情况。电网企业和电价管理部门应根据具体情况划分。

　二、输电服务和价格的计算

人们对输电服务的简单理解是输电网把甲地发的电送到乙地。但是由于电力潮流分布的物理特性，我们可以说输电服务是保证发电机能够把电能注入到电网上，购电商能够从电网上取出电能。也就是说，发电商和购电商都使用了输电服务。所以，发电商和购电商都应该付输电费。要求发电商和购电商都付输电费的好处是，他们会有动力帮助监管部门监督电网公司的行为，以便提高电网规划建设的合理性和投资的经济性。

如果我们认为发电商和购电商使用的输电服务是相当的，它们就应付相同的输电价格。如果我们认为发电商和购电商使用了不相同的输电服务，我们可以对它们适用不同的输电价格。由于输电投资是由高峰潮流所驱动，为了准确反映输电成本，输电价应该设计成分时电价。

三、输电费的收取

1.输电电能的测量应该在输电网的接口进行：

对于全网，电能的注入主要包括：1）发电厂的电能直接注入，其测量应该在发电厂“门口”进行。2）省网的潮流注入，其测量应该在变电站330千伏或220千伏侧进行。电能的取出主要是流出到省网的潮流，其测量应该在变电站330千伏或220千伏侧进行。

对于省网，电能的注入包括1）发电厂的电能直接注入，其测量应该在发电厂“门口”进行；2）从全网到省网的潮流，其测量应该在变电站330千伏或220千伏侧进行；3）从配网到省网的潮流，其测量应该在变电站110千伏侧进行。电能的取出主要包括1）从省网到配网的潮流，其测量应该在变电站110侧进行。2）从省网到全网的潮流，其测量应该在变电站330千伏或220千伏侧进行；3）大用户电能直接取出，其测量应该在大用户“门口”进行。

2.输电费的收取应该和输电服务挂钩

如果一个发电商只是把它发的电卖到本省的购电商，并且那个购电商最终使用了购买到的电，我们可以认为这单交易没有使用全网输电服务，按理我们只需向那个发电商和那个购电商收取本省的省网输电费。如果一个甲省的发电商在把它发的电卖到乙省的购电商，并且那个乙省的购电商最终使用了购买到的电，那么甲省的发电商使用了甲省的省网和全网，所以它应该付甲省输电费和全网输电费；乙省的购电商使用了乙省的省网和全网，所以它应该付乙省输电费和全网输电费。如果一个甲省的发电商在把它发的电卖到乙省的购电商，这个乙省的购电商并没有使用购买到的电，而是把买到的电卖到了丙省的购电商，丙省的购电商最终使用了购买到的电，那么我们不应该向乙省的购电商收取输电费。我们只需向甲省的发电商收取甲省的输电费和全网输电费，向丙省的购电商收取丙省的输电费和全网输电费。比如，一个新疆的发电商可以把电卖到上海的购电商而无须向路过的省区付过网费。这样的安排能够鼓励电力跨省交易和远距离输送。

　四、配电网电价的制定应参照输电网的电价结构

200千伏以下的电网设备应该算是配电网。各省应该负责配电网电价的制定。对本省各市、县配电网资产的界定、配电服务和价格的计算、以及配电费的收取，各省可以参照上述输电网电价制定方法。需要注意的是对于配电网来说，大部分电能的注入应该是从输电网流向配电网的潮流。同时也要看到快速发展的分布式发电系统将会把越来越多地清洁电能注入到配电网。七大试点现状分析

输配电价改革试点各自有什么特点？为什么会率先成为试点城市？他们在成为试点后做了哪些举措？现状又如何呢？

深圳试点：改变了电网的盈利模式

深圳作为全国电改的先行试点城市，其意义非凡。其意义表现在两方面：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。

为什么试点选择在深圳？

其实自从有位老人在深圳画了一个圈后，就注定了它的与众不同。这次的电改试点，深圳也是全国先行城市。“之所以选择深圳，一方面深圳本来就在试点多售电商，而且深圳属于南方电网，南网在当初电改时就设定为试验田，所以在深圳试点输配电价改革在预料之中，并不意外。”一位地方发电企业人士表示。

其实广东省一直对试点输配电价改革非常积极，改革方案研究早就开始，在2004年时，国家发改委就启动华东、广东输配电价和销售电价改革试点研究，并同原电监会启动东北、华东区域电力市场试点工作。2012年初，原电监会提出要在深圳和苏州开展输配电财务独立核算试点。所以深圳此次成为试点也非偶然。深圳试点实际是南方电网试点，也可以说是广东试点。

深圳试点带来了什么？

按照《深圳市输配电价改革试点方案》，深圳2015年1月1日开始执行新电价。按照预计销售电量测算，发展改革委批复的2015年~2017年深圳输配电价水平，比2014年实际水平每千瓦时低1分多钱，但千万别小看这1分钱，它的意义可不小哦！

“这一分钱很可能是电改史上最重要的一笔钱。它的意义在于，国家监管部门开始真正了解电网的成本是多少，电网开始意识到必须降运营成本才能保障收益，电力用户开始真正享有实惠。”中国社会科学院可持续发展研究中心特约研究员张安华表示。

“下降1分多传导到终端电价上可以降低用户电费10亿元以上，目前价格没包括线损，今后随着资产以及其他外部条件的变化，还有进一步下降的空间，为两头放开创造有力的市场竞争空间和用户选择空间。”华北电力大学教授曾鸣表示。

此外，全国首家售电公司也在深圳成功注册，然后掀起了全国各地成立售电公司的热潮，虽然这些售电公司暂时还不能开展售电业务，但这足以表示他们支持电改的决心，也说明大家已经为电改时刻准备着。

有人认为，深圳试点具备代表性，但电力结构的特殊性决定了他的改革经验不可复制。其实对于这点，国家早已有打算。因为深圳试点的不足很快就在下一个试点中有所体现，并且得到了改善。发改委称，通过试点“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。”看起来是循序渐进，越来越成熟的。

蒙西试点：逐步取消交叉补贴

蒙西试点是全国第一个省级电网输配电价改革试点。《内蒙古西部电网输配电价改革试点方案》总体上与深圳试点方案基本一致，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。值得注意的是蒙西试点结合了内蒙古的实际情况进行了改进，增加了新内容，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，激励企业加强管理、节约成本。

为什么是蒙西？

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。

“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。

曾鸣表示，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，有特殊性，又具有代表性。所以蒙西试点更具示范意义。

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。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。深圳试点当初没有突出解决这一点是因为深圳经济发达，农村电网较少，交叉补贴问题没有那么严重。而蒙西因可再生能源接入较多，内蒙古是国内风电装机量最大的省区，其电力主要以生产、输出为主，存在大量交叉补贴问题且比较复杂，他要考虑，而且要重点解决，蒙西试点方案中已经提出比较详细的路径，效果如何还待时间去检验。安徽、湖北、宁夏、云南试点：加起来涵盖所有发电方式

国家发展改革委4月15日印发《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》，在深圳市、内蒙古西部试点的基础上，将安徽、湖北、宁夏、云南省（区）列入先期输配电价改革试点范围。

在此轮电价改革中，基本思路即是“放开两头，管住中间”。也就是说，公布独立的输配电价，而在上网电价和销售电价上，逐步引入竞争机制实现市场化。中国能源网首席信息官韩晓平表示，居民用电价格受交叉补贴，本就低于发电成本，并不是此次改革的重点，因而居民用电价格将不会受到本轮改革影响。

为何将这四个列入先期输配电价改革试点范围？

首先，位于不同的区域，在各自的区域总具有一定代表性。其次，这些省区都需要向外送电，如宁夏需要向东部输电，安徽需要向华东地区输电，云南的水电也有外送问题，湖北有三峡电站。在这些省区进行试点能更好地反映输电成本。第三，这些省区的资源禀赋不同，电源构成也不同，分别有水电、火电、风电以及光伏发电等，把它们加起来几乎能涵盖我国所有的发电方式。”国家发改委能源研究所原所长周大地表示。

宁夏试点

9月9日从国家发改委获悉，国家发改委已正式批复《宁夏电网输配电价改革试点方案》。这是继蒙西电网之后，全国第二个省级输配电价改革方案。

为什么是宁夏？

宁夏拥有良好的资源优势，电力装机容量2381.8亿千瓦时，全网发电量1160.8亿千瓦时，人均煤炭储量、电力装机和发电量均居全国第一。为积极应对当前经济形势，充分利用宁东至浙江特高压直流输电工程及配套电源、区内用电电源等电力项目建设的有力时机，进一步发挥电力建设项目对地方经济社会发展的带动作用，因此，方案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。

分别来看，宁夏拥有世界首个±660千伏直流输电工程——银川东至山东直流输电工程。宁夏每年输送往山东的电量，相当于青岛地区现有网供能力的80%、山东电网年均用电负荷的9%。

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。

宁夏表示下一步将加强有关部门之间的合作，扎实推进，协调电网公司配合做好输配电价改革试点和摸底测算工作，确保相关工作顺利进行。

安徽试点

世界首个同塔双回交流特高压线路工程——皖电东送1000千伏特高压交流示范工程位于安徽，该工程运行1周年时，输送电量超过200亿千瓦时，合计输送容量超出上海用电负荷，将电力源源不断输送到华东地区。

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？南度度了解到，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。

云南试点

而在经历了多年水电大建设之后，近年来云南开始“急于”为富余电量找到更多的消纳出路。目前，南方电网通过3条直流通道累计外送云南电量达1000.4亿千瓦时，约占云南累计送电量的35%。

业内人士分析认为，国家发改委之所以将云南纳入输配电价改革试点，是因为云南是电力大省，但云南的工业却是以有色冶金和重化等高耗能产业为主。

“云南需要输配电价改革，同时也能为全国输配电价改革探索路径、积累经验。”太平洋证券资深顾问李洪海认为，将云南的水电优势转化为产业优势，进而推进全省产业转型升级，是国家发改委对云南电力输配电价改革的一个期望。

事实上，云南一直在探索输配电价改革，去年，省发改委牵头研究制定了电力体制改革试点方案，制定出台了电力企业与大用户直接交易实施意见，争取国家发改委批复直购电输配电价，促成红河州60万吨电解铝与景洪电站直接交易。在电力企业与大用户直接交易基础上进一步探索的云南电力市场化交易，不但获得了国家发改委的高度认可，而且为全省多家工业企业降低了成本。省工信委的数据显示，今年一季度，云南省电力市场化交易电力达到49.51亿千瓦时，电价平均降低0.11元/千瓦时，较目录电价下降20.4%，预计工业企业可减少电费支出5.44亿元，对降低工业企业用电成本，稳定生产，提高产品价格竞争优势起到了积极作用。

省发改委主任王喜良透露，我省将加快电力体制改革，力争6月底前出台我省电力体制改革实施方案，将我省丰富的清洁能源优势更充分地转化为经济发展动力。

湖北试点

湖北地处华中腹地，是三峡电力外送的起点、西电东送的通道、南北互供的枢纽，湖北电网20余条500千伏及以上交直流输电线路分别与华中地区和其他区域电网连接，是全国联网的中心。

湖北省表示将尽快拟定并上报试点方案，预算输配电价格，从2016年1月起执行。贵州试点：地方政府主动支持

6月5日国家发改委发文称，国家发改委会商国家能源局，同意将贵州省列入输配电价改革试点范围，按“准许成本加合理收益”原则核定电网企业准许收入和输配电价。（相关政策链接：国家发改委关于贵州省列入输配电价改革试点范围的批复）

有观点称，贵州成为试点是其主动的结果，因为国家发展改革委在公布试点文件时，深圳开始试点以及决定把安徽、湖北、宁夏、云南列入试点范围，均采取了“通知”的形式，而贵州和蒙西的文件则采取了“批复”的形式，说明贵州和蒙西事前均向国家发展改革委提交了相关“请示”文件，贵州提交的是纳入试点范围的请示，蒙西则直接提交了试点方案。这对于新电改而言是一个非常积极的信号。地方政府对电改的态度在转变。

2002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。

曾鸣表示，地方政府的积极性是推进电改进程的重要因素，但作用和反作用都不可小看，如果改革过程中出现地方高耗能产业获得低价电，就违背了节能减排的初衷，同时要预防局部的电力产能过剩所带来的资源浪费、环境破坏问题。因此，对于电改，既要获得地方的支持，又要协调好中央和地方的关系。

本轮输配电价改革的本意是对电网成本约束，监管其收益，在“准许成本加合理收益”的原则下核定输配电价，为发电、售电实现市场定价打下基础。但更为核心的问题是，执行。

为什么是贵州？

贵州是全国重要能源基地，2014年底贵州全省电力装机已达4645万千瓦，当年全省发电量1800亿千瓦时，省内用电量1170亿千瓦时，外送电量630亿千瓦时。电力外送占发电量近1/3，西电东送是主要去向。

其一，贵州火电企业因发电设备利用小时数减少，生产经营困难增多。需要借助电力市场化改革拓展电力市场空间。

其二，贵州又是产煤大省，保有煤炭资源量542亿吨，居全国第5位，素有“江南煤海”之称。贵州煤炭产能已达1.9亿吨/年。2014年，贵州实现销售1.8亿吨，其中外送煤炭4800万吨。从煤炭行情看，煤炭产能过剩问题突出，消费疲软、市场供大于求。煤炭企业希望借助电力市场改革寻得出路。

其三，本地高耗能产业需要低电价支撑。为支持本地工业企业加快发展，今年贵州省政府出台多项政策措施。在电价方面，通过组建贵州电力交易中心，形成适应市场要求的电价机制。把电力直接交易范围由化工、有色、冶金行业扩展到煤炭、建材、装备制造、电子信息等行业，准入条件由年用电量5000万千瓦时降到3000万千瓦时。

其四，贵州具备电力直接交易基础。

2012年1月，国务院出台《关于进一步促进贵州经济社会又好又快发展的若干意见》，提出在贵州率先开展全国电力价格改革试点，探索发电企业与电力用户直接交易方式方法。

实际上，2009年贵州就开始推行直购电交易，为本地电解铝产业寻找出路。2013年贵州省发展改革委、贵州省能源局出台了电力用户与发电企业直接交易实施意见，正式建立直购电交易机制。

按照贵州省能源局局长张应伟介绍，今年进一步扩大直供电试点范围，加快推动贵州省大用户直供电工作市场化。探索组建电力市场交易平台，推动直供电试点向工业园区、云计算、大数据和相关产业倾斜。

总结：输配电价改革下一步怎么走

目前七大试点都具有一定代表性，基本上代表了所有类型的省网公司，可为其他省份带来参考价值。那接下来还会继续扩大试点城市吗？如果会，下一个试点又将是在哪里呢？曾鸣认为，通过试点推动改革的方式不会变，估计跨省区的输配电价机制接下来也会试点，比如推动东北电网和华北电网整体试点区域电网内的输配电价，而不会再安排省公司试点。

周大地认为，输配电价改革的目的并非是降电价，而且即使有这方面考虑，效果也很有限。在试点的探索道路中，重点应该放在如何一步步调整电网的“身份”，单单改变它的经营方式并不真正解决问题。

就新电改中着重提到的“输配分离”，市场上早就蜂拥已久的售电风潮，有知名人士预计输配电改革试点将进行二重扩张，一方面从独立的输配电改革试点，扩张为包含输配电试点和售电试点的“综合试点”。