新一輪電力體制改革走到今天，沖破藩籬，披荊斬棘，取得了公認的成效。展望未來（以2020年為限），前進道路縱然還存在種種困難和艱險，我們相信，已經開啟的這一輪電力體制改革的巨輪，會沿著中發9號文擘畫的航向，乘風破浪，繼續前行。本篇從以下幾個方面，對2020年的改革前景進行展望和預判。

一、輸配電價改革實現全覆蓋

2014年12月，輸配電價改革首先在深圳電網和蒙西電網“破冰”，2015年上半年，在云南、貴州、安徽、寧夏、湖北5個省級電網開展了第一批試點工作。2016年3月，在北京、天津、山西等12個省級電網開展了輸配電價改革，2016年9月，又在全國剩余的14個省級電網推開，實現了全覆蓋。到2017年6月，輸配電價改革已實現省級電網全覆蓋。

2017年5月，國家發展改革委又部署啟動跨省跨區專項輸電工程和區域電網輸電價格核定工作。年內對已定價的西電東送、哈鄭直流、向上直流、賓金直流、寧東直流5項專項輸電工程進行成本監審并啟動調整電價，同時新核定寧紹直流、酒湖直流、海南聯網工程3項跨省跨區輸電工程和各區域電網輸電價格;2018年完成其他跨省跨區專項輸電工程成本監審和輸電價格復核工作。

與此同時，國家發展改革委參照省級電網輸配電價辦法，將指導地方價格主管部門，核定地方電網和新增配電網配電價格。

因此，可以判斷，到2020年前，輸配電價改革將完成省級電網、各區域電網、跨省跨區重要輸電通道，以及地方電網和新增配電網的核定。那么，這輪輸配電價改革任務將在2020年前全部完成、提前完成。

二、輸配電價改革意義重大

輸配電價改革奠定了這一輪電力體制改革的重要基礎。這一輪電力體制改革的路徑是“管住中間、放開兩頭”，輸配電價改革核定了中間的輸配電價，為兩頭的發電企業和電力用戶直接交易創造了條件。2017年1——6月，各地簽訂直接交易年度、月度合同以及交易平臺集中交易電量累計9億千瓦時左右，已執行的合同度電平均降價4.7分。預計全年電力直接交易電量規模約1.2萬億千瓦時，同比增長約50%。

三、促進電網企業盈利模式轉變

中發9號文規定，改革和規范電網企業運營模式，電網企業不再以上網和銷售電價價差作為主要收入來源，按照政府核定的輸配電價收取過網費。

以前電網企業的盈利模式是購銷價差模式，現在要改為成本加收益的輸配電價模式。按照“準許成本+合理收益”的辦法核定輸配電價，以嚴格的成本監審為基礎，彌補電網企業準許成本并獲得合理收益。準許成本就是要對電網企業歷史的成本，進行嚴格的成本監審，剔除電網企業不相關的資產和不應該進入定價成本的費用和支出。合理收益要區分權益資本和債務資本，一般性有效資產和政策性有效資產，分別規定了準許收益率，這樣電網的成本和收益就非常清楚。

推進輸配電價改革，剔除不合理成本，釋放了改革紅利。省級電網輸配電價改革后，平均輸配電價比現行購銷價差每千瓦時減少將近1分錢，核減32個省級電網準許收入約480億元。

四、電網企業價格成本受到嚴格監管

國家發展改革委印發了《省級電網輸配電價定價辦法（試行）》，規定了省級電網輸配電價的定價原則、計算辦法，與之前發布的《輸配電定價成本監審辦法》共同構成了對電網企業的成本價格監管制度框架，基本建立獨立輸配電價體系。

建立獨立的輸配電價監管體系，引入了現代激勵性監管理念，建立約束機制和利益分享機制，激勵監管對象電網企業壓縮投資，減少投資沖動。對試點省份輸配電價執行情況進行后評估，并做好不同監管周期的銜接工作，將為已建立更加科學、規范、透明的輸配電價監管制度打牢基礎。

2017年9月1日，國家發展改革委發布《進一步加強壟斷行業價格監管的意見》（發改價格﹝2017﹞1554號），加快建立健全成本監審辦法和價格形成機制，從細從嚴開展成本監審和定價工作。在輸配電價方面，嚴格執行并適時完善省級電網輸配電價制度，加快形成完整的輸配電價監管體系。

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