新一輪電改正在大步前行。

3月14日，國家發改委發布通知，將北京、天津、冀南、冀北、山西、陜西、江西、湖南、四川、重慶、廣東、廣西等12個省市級電網，以及電改綜合試點省份的電網和華北區域電網列入輸配電價改革試點范圍。按照安排，這些試點省份在5月底前將輸配電價改革方案上報發改委。

此次擴大試點范圍后，輸配電價改革將覆蓋至全國18個省級電網和1個區域電網。未納入改革的省份將在2017年全面展開輸配電價改革工作。

此前，輸配電價改革試點主要集中在深圳市和省級電網，這次加入了京津唐華北區域電網，跨省跨區的輸配電價核定試點邁出了第一步。

有機構預測，上述18個省級電網在輸配電價改革后，將每年合計讓利511億元，下游工商業用電價格將有望下調。

“獨立的輸電價格意味著‘管住中間’，這是‘放開兩頭’的基本條件。”華北電力大學教授、國家發改委電力體制改革專家咨詢組專家曾鳴在接受《中國經營報》記者采訪時表示，此次輸配電價改革試點擴圍，也有利于發電價格和售電價格逐步走向市場化。

輸配電價改革陜西樣本

“列入輸配電價改革的試點中，這對陜西是一件促進經濟發展的好事。”陜西省發改委一位官員稱，陜西已經啟動研究相關的輸配電價改革工作。

據介紹，作為煤炭電力富足的省份，陜西雖然在自然資源上有優勢，但是由于關中地區煤炭價格高于周邊省份、火電裝機容量過剩等原因，造成了陜西省的上網電價和銷售電價較高，特別是工商業用電比周邊的內蒙古、寧夏等省高出許多，企業用電成本高企，很難將資源優勢轉化為經濟優勢。

據了解，相較于周邊省份，陜西的火電上網電價每千瓦時高出0.02——0.11元，平均銷售電價高出0.04——0.15元，大工業電價高出0.05——0.11元。

“相對于其他省份，陜西的輸配電價改革也較為復雜。”上述官員稱，陜西省存在陜西國家電網、陜西地方電網兩家電網公司，必然會有重復建設、無序競爭等問題存在，電網公司同時也存在大量的非電網業務，另外陜西電力用戶分散的特征也導致在核定資產等操作存在困難。

陜西省物價局曾經在2013年做過一項關于陜西和周邊省份煤電的專題調研，結果顯示，陜西電網的陜西電網購售價差比寧夏、內蒙古、 甘肅、山西分別高出3.62分、5.08分、 2.38分、2.14分。但即使在這種情況下，電網企業的盈利水平仍然是這5個省份中最低的，甚至不足情況最好的內蒙古盈利水平的1/20.

盈利差的原因，或一部分源自非電網業務。以陜西地方電力公司為例，多年一直推行的是“多元化”經營策略。其下屬有67家分公司，7個直屬經費單位，10個控股公司包含36個核算主體。除了主營供電業務外，還在發電、房地產、酒店餐飲、物業管理、建設施工等多領域有所涉及。

正在進行的輸配電價改革，就是按照“成本加合理收益”原則對電網公司進行成本監管，核減與輸配電業務無關的資產和不合理成本，同時根據電網投資和合理收益，制定出獨立的輸配電價。這就意味著，國網陜西省電力公司以及陜西地方電力公司都面臨著一次“大刀闊斧”的改革。

作為本次列入試點的省份，陜西的輸配電價改革的迫切性和困難性也使其成為一個典型。

“為什么要在一些地方先試點，而不是全面鋪開，這說明輸配電價改革在具體的執行中并不容易，也出現了一些問題。”曾鳴告訴記者，在此前深圳、內蒙古西部、安徽、湖北、寧夏、云南、貴州六個地方試點中，關于電網的有效資產怎樣核定是最大的一個問題，因為一些地方存在復雜的歷史因素，核定起來非常困難，需要進行逐項的梳理。

不僅如此，在已試點的省份中，一些地方政府對于公共服務的電能供應、交叉補貼的處理，都存在不同的意見，這也需要協調和解決。

另外，曾鳴認為，現在經濟放緩和節能減排任務嚴峻的新形勢，也導致發電和用電電量增長放緩，輸配電價的平衡賬戶并沒有達到預期。所以，后續在改革中更多的問題仍有待發現和解決。

電網讓利主要用于大工業

自2014年首次在深圳市啟動輸配電價改革試點以來，2015年在內蒙古西部、安徽、湖北、寧夏、云南、貴州6個省級電網開展了先行試點。加上本次的輸配電價改革省份，已經覆蓋至全國18個省級電網和1個區域電網。

值得關注的是，在本次試點中，也將華北區域電網列入輸配電價改革的范圍中。跨區輸配電價更是涉及到各省之間的協調，相較于省級電網，這一工作更為復雜，也有望為后續其他的跨區輸配電價改革積累經驗。

“此次擴圍促使電改量變提速。”國泰君安證券在研究報告認為，以深圳和蒙西電網在實施輸配電價后的降幅水平來簡單計算，上述18個省級電網改革后合計讓利511億元/年，這對于廣東、河北、四川等用電量越大的省而言，讓利空間也有望最多。

國家發改委在通知中要求，已開展試點的省份要認真總結輸配電價改革試點經驗， 未納入2016年輸配電價改革試點的省份，也要抓緊開展輸配電成本調查，做好輸配電價測算準備工作，為2017年全面推開輸配電價改革打好基礎。

下一步，將結合輸配電價改革及各地電力市場建設和電力市場化交易的進展，研究制定科學合理的輸配電價管理辦法。

從已推行輸配電價的省份來看，電網的讓利主要給大工業用電提供下調空間。

“長期以來，中國電價政策實行區別對待，不同電壓等級、不同分類用戶和不同地區都存在著交叉補貼問題。”曾鳴告訴記者，輸配電價格帶來的電網讓利和電價下調，主要被大工業用戶享有，“全民共享”降價成果難以實現。

另一方面，經濟下行壓力以及國家倡導的供給側結構性改革，通過降低電價來降低工業成本，可以給供給側降成本、調結構，也符合現階段的經濟形勢和改革要求。

獨立的輸配電價改革，是本輪電力改革的起點，也是電改推行的基本條件。

在曾鳴看來，本輪電改的核心就是“放開兩頭、管住中間”，只有對電網的輸配電價成本的獨立和規范運作徹底厘清，才能夠有序放開競爭性環節電價，有序向社會資本開放配售電業務，放開發用電計劃。

其中，放開售電側直面萬億市場空間，也被認為是本輪電改釋放出的最大紅利。2016年3月份以來，又有華潤電力、彬電國際、彬電國際、協鑫集團等多家公司宣布設立售電公司，各方資本參與意愿強烈。

廣東和重慶作為首批售電側改革地區，兩地的售電業務正在開展中。

廣經信委已批復試點首批13家公司參與售電業務，2016年計劃直接交易電量規模約306億千瓦時，占去年廣東發電量的8%;而重慶已經首批掛牌的3家售電公司，計劃在兩江新區等開發區先行開展售電業務。

按照原本的計劃，重慶兩江長興電力有限公司要在3月1日向第一家簽約的用戶正式售電。但據了解，由于電網企業堅持不同意見，售電未能實行，仍是由電網供電。