自2014年深圳试点“破冰”以来，输配电价改革在我国稳步开展。近日，国家发改委批复湖北、宁夏、安徽、云南、贵州等五省区省级电网在首个监管周期（2016年—2018年）内的输配电准许收入和输配电价，宣告我国第一批输配电价改革试点成果落地，初步建立了以电网准许成本为基础的独立输配电价机制。3月29日，国家发改委召开新闻发布会，介绍了这一改革的具体进展。
变间接监管购销差为直接监管收入、成本、价格
输配电价改革对监管方式的最大改变是什么？
国家发改委价格司巡视员张满英分析道，没有进行试点以前，电价监管采取的是政府核定上网电价与销售电价的管理办法，对电网购销差进行间接监管；改革之后，监管方式转变为以电网的有效资产为基础，对输配电价的收入、成本、价格进行全方位直接监管，对电网企业的成本价格监管更加科学、规范、透明。
不同监管方式之下，电网企业盈利模式也完全不同。过去，电网企业主要通过收取卖电和买电的差价“吃两头”，而作为典型的网络型自然垄断环节，电网企业在卖电和买电两头都具有决定的支配权，从而形成了“双重垄断”；改革后，电网企业只能按照“准许成本+合理收益”原则收取过网费。
改革将带来什么？国家发改委新闻发言人施子海表示，改革既实现了电网企业监管模式的转变，有利于强化电网企业自我约束，也有利于电网企业无歧视向所有用户开放，促进电力供应和需求总量平衡和结构优化，还有利于推动电力市场交易，为更大范围由市场形成电价创造条件。专家表示，新的盈利模式将推动电网企业通过重新定位电网功能和收益机制，使管理目标更清晰、更注重提高效率。
五省区输配电价降价空间达55.6亿元
从目前的试点效果来看，改革确实有效约束了电网企业的成本。
去年，国家发改委等部门组成5个联合监审工作组，交叉开展对试点省级电网公司的成本监审。五个省网公司合计上报2014年输配电成本约1004亿元。监审之后，核减了与电网输配电无关的资产和不合理的成本约160亿元，核减比例平均约为16.3%。
国家发改委表示，从监审结果分析，输配电成本予以核减的重要因素主要包括：折旧年限按照电网企业固定资产折旧年限中值考虑，相应拉长固定资产折旧年限、降低折旧费；按相关性原则，剔除了与输配电业务无关的资产和费用；电网企业职工薪酬也按照国有资产管理部门核定的工资确定，并在监管周期内基本保持了零增长。
在成本监审的基础上，试点省份根据主管部门认定的第一个监管周期内新增投资，以及准许收益率，计算出监管周期内各年度的准许收入；将准许收入分摊到不同的电压等级，并根据对售电量的预测，测算出输配电价。如此算来，五省区输配电价降价空间合计55.6亿元。这部分空间全部用于了降低终端电力用户用电价格，也有效降低了企业用电成本。
此外，试点地区还建立了激励与约束相结合的机制。张满英告诉记者，一方面，电网企业在核定准许成本基础上节约和降低的成本，可以在电网企业和用户中间分享；另一方面，价格主管部门和有关部门对电网的管理、经营效率和服务质量进行考核，对达到规定目标的予以奖励，没达到目标的要惩罚。
改革范围将扩大，力争明年底前覆盖全国
下一步，输配电价改革会走向何方？
试点范围将进一步扩大。今年，北京、天津、冀南、冀北、山西、陕西、江西、湖南、四川、重庆、广东、广西等12个省级电网和华北区域电网将新纳入试点。由此，输配电价改革将覆盖全国一半以上的省级电网。2017年底前，力争全国全覆盖。
监管体系将进一步健全。“因为涉及重大监管模式的转变，确实有很多问题需要进一步研究。”张满英列举道，这些问题包括如何既防范电网企业过度投资抬高价格又避免投资不足造成电网运行效率低下，如何解决一些偏远省份输配电成本高而电价承受能力低的问题，如何将输配电价分摊到不同电价等级、不同用户的问题，如何妥善处理对居民、农业用电的交叉补贴问题等等。
监管能力将进一步提升。国家发改委表示，下一步将利用现代信息技术手段，收集、整理、分析电网企业投资、电量、财务等数据，借鉴其他市场经济国家电价监管机构的经验，努力做到管细、管好、管到位。
电力市场建设将进一步加强。据介绍，输配电价改革完成的地方，还将结合电力体制改革特别是电力市场建设进程，推动电力市场化交易，完善市场交易规则，逐步扩大市场形成电价的范围，“电力市场建设到哪里，电价就放开到哪里。”张满英说。
