今年3月，党中央、国务院发布了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)，标志着新一轮电力体制改革拉开帷幕。为贯彻落实9号文件精神，国家发改委等部门在先期出台部分电改配套文件的基础上，进一步在推进输配电价改革、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制定了6个重要配套文件。这些文件的出台，标志着电力体制改革将进入全面试点、有序推进的新阶段。9号文明确了新电改将按照管住中间、放开两头的体制架构进行，电价改革无疑成为电力体制改革的核心内容。
一、当前电价机制存在的主要问题
(一)缺少独立的输配电价定价机制。输配电价作为电价中间环节对电力市场交易有较大影响，各市场主体除了对过网费的高低较敏感外，对输配电价核定的规范性和透明度也极为关注。从电力体制改革的历程看，输配电价一直是电价改革的核心。其改革方向和定价原则非常明确，《电价改革方案》(国办发〔2003〕62号)提出，输配电价改革应逐步向成本加收益的管制方式过渡的总体思路一直到2015年都未发生变化。上一轮电力体制改革初期，受我国电网发展速度过快、有关设备的损耗率和折旧率等核算要素信息不齐备、主管部门对核算方式的认识存在一定分歧等多方面因素影响，基于输配电价成本的核算体系未能建立起来，电价改革初期确定输配电价的办法一直沿用至今。输配电价核定一直依赖电力购销价格差形成，无论是国家发改委公布的2006年、2007年的输配电价标准，还是2013年以来批复的18个省份的输配电价，均采用此方法核定。
(二)上网电价和销售电价市场化程度不高。上一轮电力体制改革启动十多年来，我国电力市场已经在发电侧形成多个主体竞争格局，但输电、配电、售电垂直一体化的垄断局面仍然存在。目前，上网电价和销售电价也主要由政府部门制定，即使全国多个省份通过开展大用户直接交易使部分电价走向市场，但总体份额不高，电价市场化程度依然较低。政府定价并不能很好的反映出商品价值和市场供需关系，已经不适应当前市场经济发展的需要。
二、配套文件为理顺电价机制奠定基础
新出台的6个配套文件对上网电价、输配电价、销售电价形成机制进行了全新构建，将进一步促进能源资源优化配置，提高能源利用效率和清洁能源消纳水平。
(一)独立核定输配电价。本轮电改要求对具有自然垄断属性的输配电网环节加强政府监管、实行政府定价，确保电网公平开放、市场公平交易，并更好地实现电网科学规划，充分发挥电网规模效益、提高管理效率。《关于推进输配电价改革的实施意见》明确了输配电价改革将按照试点先行、逐步扩大的原则平稳推进，将分为调研摸底、制定试点方案、开展成本监审、核定电网准许收入和输配电价四个阶段。《意见》明确，凡开展电力体制改革综合试点的地区，直接列入输配电价改革试点范围。在深圳、内蒙古、安徽、湖北、宁夏、云南、贵州等试点省份的基础上，个性化制定针对性强、可操作性强的试点方案。按照准许成本加合理收益的原则，在统一组织输配电价成本监审的基础上，以有效资产为基础核定电网企业准许总收入和分电压等级输配电价。分类推进交叉补贴改革，结合电价改革进程，配套改革不同种类电价之间的交叉补贴，逐步减少工商业内部交叉补贴，妥善处理居民、农业用户交叉补贴。
(二)上网电价、销售电价实行“双轨制”。本轮电改要求在发电侧和售电侧实行市场开放准入，引入竞争，放开用户选择权，形成多买多卖的市场格局，价格由市场形成，发挥市场配置资源的决定性作用。《关于有序放开发用电计划的实施意见》明确，对一产用电、三产中的重要公用事业及公益性服务行业用电、居民生活用电优先购电，相应的销售电价、上网电价均执行政府定价;对于发电企业与用户、售电企业直接交易的电量，上网电价和销售电价初步实现由市场形成，即通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定上网电价。《关于推进售电侧改革的实施意见》明确，放开的发用电计划通过双方自主协商确定或通过集中撮合、市场竞价的方式确定交易价格。发售电价采取“双轨制”管理，一是可以确保我国电力的廉价、安全、清洁等基本要素，达到“确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电，确保维护电网调峰调频和安全运行，确保可再生能源发电依照规划保障性收购”的目的;二是在安全经济地满足全社会用电需求的情况下，发挥价格的引导作用，形成完整的电价传导机制，使电价能够如实反映资源稀缺程度和市场供求关系，让市场在电力资源配置中发挥决定性作用。
三、电价改革对发电企业的影响
6个配套文件发布之后，新的价格形成机制和市场环境将给发电企业带来机遇和挑战。
(一)输配电价改革有利于推进电力市场化交易。输配电价改革之后，可以保障电网的有效投资和成本回收，使其收益不再与发电、售电价格高低相关，与发电、售电企业原有的利益之争得以消除，在直接交易中将保持无歧视、中立、开放的地位。原被割裂开的发电、用电交易双方由核定的输配电价联系起来，各市场主体逐步被赋予选择权，电力市场初级阶段采用的发电侧单边竞价的市场交易模式将被改写，为售电侧引入竞争创造了条件。
(二)市场竞价有利于促使发电企业加强成本管控。新的定价机制确立之后，原有标杆上网电价政策保护将被取消，按机组容量平均分配电量的传统模式也将被打破，不同发电企业经营差距会明显拉大。电价市场化改革后，发电企业的竞价能力与生产成本(煤价等)关联度越来越高，容量大、效率高、符合环保政策的机组具有较强的竞争优势，利用小时会得到大幅提升，经营效益将明显优于老旧机组。新的改革形势将促使发电企业加强存量资产管理，巩固价值创造理念，加快企业从生产型向经营型转变。
(三)新价格机制有利于推动发电企业优化产业布局。价格机制调整将引导发电企业优化资源配置、调整商业模式。发电企业在今后规划电源布局选址时，将更多考虑输配电价改革后对跨省区送电、新能源并网的利好，并要考虑售电侧竞价因素，通过优化布局提高市场竞争力。同时，售电侧放开后允许符合条件的发电企业投资组建售电公司，有利于发电企业延伸产业链，实行发售一体。产业链向下游延伸后，发电企业将加强内部协调，发掘电力产品的附加价值，开辟新的利润增长点。
电价改革作为9号文规定的重点任务之一，是本轮电改的核心和先决条件，直接影响其他方面的改革能否顺利进行。此次发布文件中的电价政策，在执行中还需要试点省份积极探索完善和交易各方严格落实，电价改革的成功将为本轮电改向深水区推进走好第一步，有利于构建有效竞争的市场结构和市场体系，也有利于释放改革红利。
