电改“施工图”发布 电价市场化可期

　　改革要点包括：单独核定输配电价;向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体;扩大输配电价改革试点范围;建立优先购电、优先发电制度;探索在全国建立统一的电力期货、衍生品市场;在部分地区取消销售电价和上网电价的政府定价等。

　　针对单独核定输配电价，《关于推进输配电价改革的实施意见》明确，按照“准许成本加合理收益”原则，核定电网企业准许总收入和分电压等级输配电价。同时，输配电价改革试点范围进一步扩大，电改新规表示，在深圳市、内蒙古西部率先开展输配电价改革试点的基础上，将安徽、湖北、宁夏、云南、贵州省(区)列入先期输配电价改革试点范围，按准许成本加合理收益原则核定电网企业准许总收入和输配电价。

　　同时，将组建相对独立的电力交易机构，建立优先购电、优先发电制度。建立相对稳定的中长期交易机制。完善跨省跨区电力交易机制。通过直接交易、电力市场等市场化交易方式逐步放开发用电计划。同时建立优先购电制度，保障优先购电制度的推行。建立优先发电制度。

　　此轮电改售电侧放开引发各方关注，也被市场视作本轮电改的最大红利。《关于推进售电侧改革的实施意见》提出，逐步放开售电业务，鼓励越来越多的市场主体参与售电市场。参与竞争的售电主体可为电网企业的售电公司;社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司;独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保低供电服务。机构普遍预计，售电侧市场开放后的总收入将达万亿级别，净利润将达千亿级别。据华泰证券分析员徐彪测算，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。若售电侧有10%的收益，则可贡献超过千亿元的利润蛋糕;若有20%的利润，则可贡献2200亿元左右的利润。