中国储能网讯：在国发改委和能源局强化输配电价改革的要求发布后，国内两家电网企业之一的南方电网对外公布消息称，“输配电价改革事关全局”，公司将“积极配合国家推进输配电价改革试点”。电价交叉补贴是目前中国电改最备受关注的事项之一。交叉补贴是利用盈利领域（工商业用电以及发达地区）的收益来补贴非盈利领域（居民、农业用电以及贫困落后地区）。
不是简单“分蛋糕”
从目前情况看，售电公司好像都是要“分蛋糕、抢市场”，但新一轮电改的目标却不是简单的“分蛋糕”。
纵观国际电力体制改革的历程，各国改革的模式、路径与其经济体制、能源资源禀赋、经济发展阶段、电力工业发展历程等密切相关，不存在某一种固定模式。
我国以公有制为主体的基本经济制度、能源资源与能源需求逆向分布的格局和经济社会较快发展等基本国情，决定了我国电力体制改革不能简单照搬西方模式，只能从我国实际出发，探索出一条具有中国特色的改革发展道路。
曾鸣指出，本轮电改的关键不在于电力企业的拆分重组和盈利模式的改变，而在于新型电力治理体系管理框架的顶层设计，其中政府能否在改革的政策激励和法治环境设计上有所作为至关重要。政府在改革的顶层设计阶段，对于如何运用市场杠杆，如何用“看得见的手”对市场化体制、机制、政策措施、法律法规、监管等进行设计、建立和引导，必须发挥主导性甚至决定性作用。
参与改革的市场主体将如何获取红利？国家发改委体改司巡视员王强进行了详细解读——
一是发电企业可以通过降低生产成本、提高生产效率的方式，增强竞争力，争取更多的发电量和收入利润；二是电网企业将改变传统盈利模式，通过重新定位电网功能和电网收益机制，使得电网企业管理目标更加清晰，更加注重提高效率；三是允许各类资本进入售电领域和新增配电领域，带来新的盈利机会；四是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；五是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，增强了市场中的议价能力，带动供电服务质量的改善，用户权益可以得到更好保障。
电改核心是价格
要使改革红利真正释放，确保电力发、输、配、用等各个环节上的企业真正为用户考虑，保障用户利益，避免改革后电价涨、服务差、投诉多，电力体制改革还有大量细致的工作要做。
据悉，电改关键性配套文件经过多轮征求意见和修改完善，有望在近期出台。配套文件将从推进输配电价改革、推进电力市场建设、组建和规范运行电力交易机构、有序放开发用电计划、推进售电侧改革、加强和规范燃煤自备电厂监督管理等方面落实电力体制改革。安徽、湖北、宁夏、云南、贵州、深圳、蒙西电网等试点区域已赢得改革先机。
有序推进电价改革，是电力市场化改革的核心和先决条件。王强指出，电力体制改革是一项系统性工程，要在各方共识的基础上有序、有效、稳妥推进。一是方案出台后，积极研究制定相关配套政策；二是制定改革试点方案，防范改革风险；三是在电价改革、市场体系、售电侧放开、增量配电业务投资和新能源发展等方面，通过试点推进，逐步探索改革实施的道路。
电价市场化、售电参与主体多元化，将削弱电网的垄断，也意味着利润在产业链中的重新分配。目前电网购销差价在0.2元/千瓦时左右，按2014年5.52万亿千瓦时全社会用电量来测算，总计将有1.1万亿元的购销差价重新分配。有人测算，若售电侧有10%的收益，则可贡献超过千亿元的利润。
电价改革不能一帆风顺
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。
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。
电价改革愈益成熟
截至目前，国家发改委批复深圳市、内蒙古西部、安徽、湖北、宁夏、云南、贵州进行输配电价改革试点。深圳最早公布试点方案，省级区域中蒙西方案公布，宁夏是国家电网辖下首先推出试点方案的省级区域。
宁夏输配电价试点改革方案与此前公布的蒙西方案，大体内容相近，总体延续了深圳试点方案的内容，按照“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。
但是相比蒙西方案，宁夏试点对输配电价改革推动机制有更明确的提法，提出“在宁夏回族自治区政府统一领导下，各有关部门要协调配合，规范实施”。
在此之下，分工和职责明确：物价局负责日常工作协调，会同有关部门制定方案、开展输配电成本监审、核定准许收入和输配电价水平、管理和调整平衡账户等具体工作；发改委负责会同有关部门对电网企业监管周期预计新增固定资产投资的必要性进行审核；经信委负责会同有关部门对电网企业监管周期预计新增的技术改造投资规划进行审核，并对销售电量的增减变动情况进行合理预测；国家能源局西北能源监管局依照职责开展输配电价执行情况的监管，及时提出电价调整建议。
电网企业按照政府各有关部门的要求提供真实、充分的成本、投资等相关信息及证明材料。电网企业还要根据实际情况和核定输配电准许成本的需要，逐步改变现有成本费用的核算方式，由现行按成本属性分类的方式改为按经济活动的方式归集成本，并进一步细化到按分电压等级归集成本。
