在8月9日舉行的發(fā)改委通氣會上，國家發(fā)改委價格司電價處負責人透露，包括北京在內的13個地區(qū)的電網(wǎng)成本監(jiān)審工作即將在8月底結束，年底之前這些地區(qū)的輸配電價將正式公布。

　　今年3月7日，國家發(fā)改委發(fā)布《關于擴大輸配電價改革試點范圍有關事項的通知》提出，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個地區(qū)電網(wǎng)和經(jīng)發(fā)改委、國家能源局審核批復的電力體制改革綜合試點省份的電網(wǎng)，以及華北區(qū)域電網(wǎng)納入輸配電價改革試點范圍。

　　“今年年底將是輸配電價改革過程中重要的一個時間節(jié)點，加上此前已經(jīng)完成的5個輸配電價改革試點，屆時全國一半以上的省級地區(qū)將完成輸配電價改革。”廈門大學能源經(jīng)濟協(xié)同創(chuàng)新中心主任林伯強對記者分析。

　　2017年全面推開輸配電價改革

　　電力體制改革的核心是電價，輸配電價則是電價形成機制的重點內容。

　　電價廣義上可以分為：上網(wǎng)電價、輸配電價、銷售電價。上網(wǎng)電價是發(fā)電企業(yè)售電給電網(wǎng)企業(yè)的價格，銷售電價則是電網(wǎng)企業(yè)售電給用電企業(yè)和個人的價格，輸配電價相當于電的運費，即中間渠道。

　　在新電改以前，政府對上網(wǎng)電價和銷售電價實施管制，但對中間環(huán)節(jié)的輸配電價則并不進行單獨核定，電網(wǎng)的盈利模式主要是低買高賣吃差價，外界對其真實的輸配電成本很難知曉。

　　2015年3月15日，中共中央、國務院下發(fā)《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》，首要任務就是按照“準許成本加合理收益”方法核定獨立、明晰的電網(wǎng)輸配電價和準許總收入。

　　國家發(fā)改委先后確定深圳、蒙西、寧夏、湖北、云南、貴州、安徽進行先行試點，目前該七個地區(qū)的首個周期(2016年-2018年)輸配電價均已核準，改革全面落地。

　　2016年3月，國家發(fā)改委公布了寧夏、湖北、云南、貴州、安徽5個地區(qū)的輸配電價。“從最終核定結果來，各地輸配電價大約下降了1-2分錢。”林伯強分析。發(fā)改委價格司電價處負責人表示，寧夏等5省區(qū)在核定輸配電價過程中，約160多億元不合理成本費用被剔除，

　　第一個監(jiān)管周期投資增長因素納入考慮后，降低終端電價80多億元。

　　根據(jù)國家發(fā)改委今年3月發(fā)布的《關于擴大輸配電價改革試點范圍有關事項的通知》，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。2017年全面推開輸配電價改革。林伯強建議，在未來的輸配電價改革中，建議詳細公開輸配電價的核算報告，方便公眾詳細了解核算的方法和過程。

　　一位新能源企業(yè)負責人對記者建議，輸配電價下降的空間還很大，目前鋼鐵、水泥等價格下降很多，希望這部分成本的下降能在未來的成本核算中得到體現(xiàn)。

　　此前寧夏自治區(qū)物價局商品價格管理處處長覃紅偉公開表示，建議政府及電網(wǎng)企業(yè)結合電量增速考慮新增投資，綜合考慮社會發(fā)展水平和電價承受能力，否則國網(wǎng)公司加大投資就會繼續(xù)提高輸配電的輸配成本，下一個監(jiān)管期就可能面臨漲價。

　　“輸配電價改革必須提速，建議盡快完成全國各地的輸配電價改革。這將是全國第一次全面系統(tǒng)的輸配電價摸底。”林伯強稱，目前大致可以預測非試點地區(qū)輸配電價摸底之后，降價空間大約在1-2分錢。

    推動發(fā)售電價格市場化

　　發(fā)改委價格司電價處處長侯守禮表示，今后價格部門要重點轉向按照規(guī)則來進行監(jiān)管，而不是直接制定價格，通過規(guī)則來約束電網(wǎng)企業(yè)的行為，獨立的輸配電價體系形成后，要進一步推動電力交易市場化的建設，前述新能源企業(yè)負責人分析，當前輸配電價摸底相對比較粗糙，未來還可以進一步細化，比如工業(yè)和商業(yè)用電的輸配電價成本的區(qū)分，再如輸配電價之下的輸電和配電價格的區(qū)分。

　　“只有徹底摸清了輸配電價才能打破電網(wǎng)壟斷，為競價上網(wǎng)、輸配分開和電力交易奠定良好的改革基礎。”上述新能源企業(yè)負責人分析。

　　在電網(wǎng)輸配電價改革之外，發(fā)改委還將積極推動發(fā)售電價格市場化。

　　發(fā)改委價格司電價處負責人表示，在發(fā)電領域，近年電力供需形勢變化，煤炭價格同時變動，從2011年至今，發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電價平均下降了0.0744元/千瓦時，同時針對用戶的售電價格平均降低了0.02-0.03元/千瓦時。

　　差價部分積累的資金主要用在三個領域：一部分用于支持燃煤電廠的脫硫、脫硝、除塵以及超低排放改造；一部分用于提高可再生能源附加基金的總額，進一步支持風電、光伏發(fā)電等新能源發(fā)展；一部分用于建立工業(yè)結構調整專項獎補資金，支持煤炭、鋼鐵行業(yè)“去產(chǎn)能”工作。

　　在售電領域，2015年全國共有4300億千瓦時電量直接參與市場化交易，特別是在西部省份，如內蒙、甘肅、云南、貴州等地，市場化交易電量所占比重較大。

　　發(fā)改委價格司電價處負責人表示，發(fā)電成本降低與市場化交易幫助2015年全國電力用戶共減少支出1500億元。