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7月26日，国家发改委召开新闻发布会，介绍输配电价改革及价格市场化程度测算有关情况。第三批14个省级电网输配电价核定工作已基本完成，近期将由各省级价格主管部门向社会公布。
电力供应包含发、输、配、售四个环节。“管住中间，放开两头”是2015年电力体制改革9号文所传达的框架性指导意见。我国的输配电价改革自2014年12月在深圳电网和蒙西电网通过试点以来，经历了破冰、扩围、提速和全覆盖四个阶段：2015年上半年，输配电价改革在云南、贵州、安徽、宁夏、湖北5个省级电网开展了第一批试点工作，2016年3月在北京、天津、山西等12个省级电网进行输配电价改革，2016年9月又在全国剩余的14个省级电网推开，实现了除西藏以外的全国各省全面覆盖。
成效初现
2016年底，我国《省级电网输配电价定价办法》出台，明确了输配电价定价原则和方法，而《输配电定价成本监审办法》此前早已发布。由此，我国建立起了科学、规范、透明的输配电价监管体系。
独立的输配电价监管体系，把“准许成本加上合理收益”作为输配电价主要定价原则，剔除电网企业与输配电价不相关的资产、不合理的成本和费用支出，进行严格的成本监审。从统计数据来看，不相关或者不合理金额的比例是14.5%，金额为1180亿元。2015年、2016年完成的输配电价改革，降价100亿元，今年完成的降价预期是380亿元。输配电价改革完成后，输配电价比现行购销价差平均每千瓦时减少将近1分钱。
2017年国务院确定1万亿的降成本任务目标，电价预计降价贡献是1千亿，国家发改委在电价降本方面采取了很多措施，除了输配电价改革外，还有“两降低、三取消”。此外，通过各省电力市场化交易也会直接降低电价，预计新增降低电价逾180亿元。
同时，输配电价监管体系引入现代激励性监管理念，建立约束机制和利益分享机制，如果电网企业实际的借款利率和线损率低于政府允许的标准，相关利润可以由相关企业和用户分享，以此引导电网企业压缩投资，减少投资冲动。
输配电价改革大大促进了市场供需双方直接交易。2016年我国电力市场化交易比例已经达到22.25%，2017年上半年，通过国家电网、南方电网和蒙西电网营业区范围内的电力直接交易规模达5000亿千瓦时，占电网企业销售电量比重已达22%，同比增长了50%。7月25日，国家发展改革委、国家能源局电力体制改革吹风会透露，2017年市场化交易量力争达到全社会用电量的35%以上，预计2017年市场化交易电量可能突破2万亿千瓦时，大约比2016年翻一番。
输配电价改革属于“管住中间”，而“放開两头”——促进发售电双方直接交易也有实质的进展。
以国家电网、南方电网两大央企为依托，分别组建了北京、广州电力交易中心，成立了市场管理委员会。除海南以外，全国其他省份均建立了电力交易机构，其中云南、贵州、广东、广西、山西、湖北、重庆等地组建了股份制交易机构，15个电力交易中心已组建电力市场管理委员会。全国在电力交易机构注册的售电公司已有1859家，在引入社会资本参与增量配电业务方面，第一批推出了106个试点项目。
漫道雄关
输配电价改革并非一帆风顺，我国价格市场化程度已经超过97%，政府定价集中在网络型自然垄断环节、重要公用事业和公益性服务等三个领域，输配电价属于网络型自然垄断环节。有观点认为，启动输配电价改革是真正意义上开始对垄断行业进行约束。
中国宏观经济研究院市场所杨娟指出，输配电是电力产业链条的中间环节，而过网费是终端用户电费重要构成部分，约占终端电价的30%。
而对于电网公司来说，电网的投资是公司的成本投入，需要通过电量增长和电价水平的制定来回收。投资新电网，改造旧电网，都需要增加投资数额，这是必不可少的。
国家发改委价格司巡视员张满英指出：2015年国家电网和南方电网现有存量资产3.7万亿元，对2016-2019年的电力投资能达到2万亿以上，“这个就相当于至少是再造半个电网，这么大的投资，如果没有匹配的电量，对投资没有一定的控制，恐怕只能在电价里消化，电价上涨压力很大”。
如何处理好扩大投资与电量增速的关系，约束个别地方政府和电网企业的投资冲动，成为摆在有关部门面前的难题。2016年底《省级电网输配电价定价办法》出台，引入了“新增投资计入固定资产的比率”这一创造性的概念，规定3年为一个周期，周期内该比率不得大于75%，因此有效平衡了扩大投资与电量增速的关系。
输配电价改革是整个电力体制改革中的“硬骨头”，虽然取得了初步成效，但是要切实做到“管住中间”却仍然有雄关漫道在前头。
在推动电力中长期交易的过程中，计划调度和市场交易的矛盾日益突出，电力市场化的交易机制、交易平台也依然存在直接交易不规范、行政干预市场化定价和省间壁垒比较突出的问题。“在电力普遍供过于求的情况下，一些地方融入全国性、区域性电力市场的积极性不高，有的省份还有意压制省间交易规模，担心冲击当地电厂。”国家发改委经济体制综合改革司巡视员王强如此表示。
近日，国家发展改革委价格司公布了10项未来重点研究课题，其中有几项是直接针对电力行业价格的相关研究，包括《输配电定价成本监审办法》后评估研究、完善两部制电价政策研究、区域电网和跨省跨区专项输电工程输电价格研究，与电力市场建设中的价格监管规则研究等，以集思广益攻坚克难，推动深化电价改革的进程。
进下半场
上述发改委价格司公布的价改重点研究课题，同时也反应了下一步电价改革攻坚战主要涵盖的领域。如果跨省跨区、区域电网、地方电网、增量配电网的价格改革都实现了，整个输配电价改革就基本完成。 张满英认为，在省级电网输配电价核定后，要对跨省跨区专项输电工程，比如西电东送等输电价格进行重新核定，在进一步厘清区域电网与省级电网之间关系的基础上，要合理核定区域电网输配电价水平。“现在我国不仅有国家电网、南方电网和蒙西电网，在有的省区，像四川、广西、新疆，还有地方管理的地方电网。随着国家有序放开增量配电网，鼓励社会资本投资、建设、运营增量配电网，要指导地方价格主管部门来核定新增配电网的配电价格”，张满英表示。输配电价改革还需要妥善处理交叉补贴问题，做好监管周期转换。
现货交易，是市场化反映最充分，也是最关键的环节。促进电力供需双方直接交易，现在具备良好的时机。《电力发展“十三五”规划》明确提出2018年底前将启动现货交易试点。放开竞争性环节电价与放开发用电计划两项改革，正在消除电力市场建设面临的机制约束。从国际经验看，现货市场建设实践相对成熟，而目前国内电力供需总体宽松，有利于加快电力市场建设。
值得指出的是，促进电价改革的一系列改革，或将使得发电企业相互竞争，优胜劣汰，电网企业需要改善或者转换盈利模式，而当前增量配售电，尤其是配售一体化仍是电网企业的主要收益来源。
早在2015年12月电力体制改革六大核心配套文件下发时，就有观点认为我国电改已经进入下半场。然而到了2017下半年，也有学者从市场健康运行的角度出发，指出现在电价市场化还并没有真正踏进“下半场”。
厦门大学中国能源研究院林伯强院长认为，2016年电力市场化交易量比例仅有22.25%，还远未能形成有效的市场，而就已经市场化交易的这一部分来说，定价机制也并不健全，当前持续亏损的电力行业95%为国有企业，由于参与市场化的电力企业规模受限，这些亏损还可以由政策、补贴来弥补。电力市场供应量仍然很大，如果市场放开过大，就可能导致电力企业大规模亏损。
国家提出要将电力市场化交易占比提升到50%，期间面临的挑战仍然很大。
林伯强院长还指出，电力市场化要建立健康的价格浮动机制，让电价能上能下，市场是否有效取决于此，但这也是最难实现的。也只有保证价格能够上下浮动，各个市场主体才愿意参与进来。
地方跟上
以山西为例，2017年山西省通过多重措施预计工商企业将降低用电成本79.79亿元。其中，输配电价改革贡献最大，预计降低用电成本50.78亿元；实施煤电价格联动次之，也将降低企业用电成本约19.62亿元；推进工商用电同价，将降低一般工商业用电成本约1.36亿元；完善基本电价执行方式，降低用电成本约5亿元；合理调整电价结构，降低用电成本约3.03亿元。
另外，山西省作为煤炭大省，建立煤电价格联动机制，能夠将上游煤炭价格变化传导至下游电力用户，使电力价格及时反映电力供求和资源稀缺状况，可以缓解煤炭、电力上下游企业间的过度竞争关系。
再比如，7月26日，湖北省发展改革委印发《关于湖北电力市场管理委员会组建方案的通知》，标志着湖北省电力市场管理委员会正式组建。该委员会为湖北省电力行业自治性议事协调机构，由发电企业、电力用户及售电企业、电网企业等3类市场主体以及湖北电力交易中心有限公司共同组成，职责包括监测全省电力市场交易情况，提出电力市场化交易规模、品种、规则等工作建议方案，对市场参与方之间发生的争议及其他重要事项提出处理建议等，有助于推动实现2018年前初步构建湖北电力市场体系的目标。
成都、广州等大城市也有调整电价的实质动作。
8月1日，成都市召开“关于降低能源要素成本促进产业发展的若干政策措施”新闻发布会，成都发改委副主任杨杰介绍说：“四川电网实现同网同价，据测算，并价后成都原地方电网和四川电网直供区大工业用户、一般工商业用户一年将减少电费支出4.89亿元。”
四川电网2017-2019年监管周期分电压等级大工业用电、一般工商业及其他用电输配电价已经公布实施。对参与电力市场交易的用户，根据电压等级不同，大工业用电输配电价每千瓦时0.1090-0.1998元不等，一般工商业及其他用电输配电价每千瓦时0.3967-0.4453元不等。
成都12个原地方电网公司由四川省电力公司全资子公司改为分公司，2017年7月1日起，其目录销售电价降至四川电网直供区水平，大工业电价叠加降低2.13分每千瓦时，一般工商业及其他电价降低1.87分每千瓦时，“两张网”的矛盾和问题得到妥善解决。
根据广东省发改委7月10日发布的电价调整信息，广州市电价将在8月 1日开始执行调整：大工业和一般工商业客户电价累积下调4.12分每度，居民客户电价累积下调1.79分每度。下调后居民用电的第一、二、三档电价分别为0.5921元每度、0.6421元每度、0.8921元每度。降价政策实施后，预计广州市全部用电客户每年将减少电费支出费用约20多亿元。
2014年，南方电网配合国家发改委在深圳启动首个输配电价改革试点，探索“准许成本加合理收益”电价机制及配套办法，由此输配电价改革大潮滚滚向前。
电价改革固然不能毕其功于一役，然而改革走在合理的方向上，就能常常带来不一样的景色，焕发市场的活力。
华北电力大学现代电力研究院吴少杰研究员近年来深入配售电市场一线，他就电改催生的活跃的配售电市场现状，向记者描绘了一副智慧能源的前景图：“随着人类与能源交流的深入，人类的智慧会与能源融合到一起，技术的进步，能源内部会形成优胜劣汰，提高效率；制度安排的创新，会加快能源更新换代——就像如今中国掀起的新一轮电力体制改革，形成的‘万电创新’的火热局面（在一年半的时间内，全国注册售电公司超过一万家，笔者注），万帆齐发，为能源创新注入了强大的智力支持……”
电力供应包含发、输、配、售四个环节。“管住中间，放开两头”是2015年电力体制改革9号文所传达的框架性指导意见。我国的输配电价改革自2014年12月在深圳电网和蒙西电网通过试点以来，经历了破冰、扩围、提速和全覆盖四个阶段：2015年上半年，输配电价改革在云南、贵州、安徽、宁夏、湖北5个省级电网开展了第一批试点工作，2016年3月在北京、天津、山西等12个省级电网进行输配电价改革，2016年9月又在全国剩余的14个省级电网推开，实现了除西藏以外的全国各省全面覆盖。
成效初现
2016年底，我国《省级电网输配电价定价办法》出台，明确了输配电价定价原则和方法，而《输配电定价成本监审办法》此前早已发布。由此，我国建立起了科学、规范、透明的输配电价监管体系。
独立的输配电价监管体系，把“准许成本加上合理收益”作为输配电价主要定价原则，剔除电网企业与输配电价不相关的资产、不合理的成本和费用支出，进行严格的成本监审。从统计数据来看，不相关或者不合理金额的比例是14.5%，金额为1180亿元。2015年、2016年完成的输配电价改革，降价100亿元，今年完成的降价预期是380亿元。输配电价改革完成后，输配电价比现行购销价差平均每千瓦时减少将近1分钱。
2017年国务院确定1万亿的降成本任务目标，电价预计降价贡献是1千亿，国家发改委在电价降本方面采取了很多措施，除了输配电价改革外，还有“两降低、三取消”。此外，通过各省电力市场化交易也会直接降低电价，预计新增降低电价逾180亿元。
同时，输配电价监管体系引入现代激励性监管理念，建立约束机制和利益分享机制，如果电网企业实际的借款利率和线损率低于政府允许的标准，相关利润可以由相关企业和用户分享，以此引导电网企业压缩投资，减少投资冲动。
输配电价改革大大促进了市场供需双方直接交易。2016年我国电力市场化交易比例已经达到22.25%，2017年上半年，通过国家电网、南方电网和蒙西电网营业区范围内的电力直接交易规模达5000亿千瓦时，占电网企业销售电量比重已达22%，同比增长了50%。7月25日，国家发展改革委、国家能源局电力体制改革吹风会透露，2017年市场化交易量力争达到全社会用电量的35%以上，预计2017年市场化交易电量可能突破2万亿千瓦时，大约比2016年翻一番。
输配电价改革属于“管住中间”，而“放開两头”——促进发售电双方直接交易也有实质的进展。
以国家电网、南方电网两大央企为依托，分别组建了北京、广州电力交易中心，成立了市场管理委员会。除海南以外，全国其他省份均建立了电力交易机构，其中云南、贵州、广东、广西、山西、湖北、重庆等地组建了股份制交易机构，15个电力交易中心已组建电力市场管理委员会。全国在电力交易机构注册的售电公司已有1859家，在引入社会资本参与增量配电业务方面，第一批推出了106个试点项目。
漫道雄关
输配电价改革并非一帆风顺，我国价格市场化程度已经超过97%，政府定价集中在网络型自然垄断环节、重要公用事业和公益性服务等三个领域，输配电价属于网络型自然垄断环节。有观点认为，启动输配电价改革是真正意义上开始对垄断行业进行约束。
中国宏观经济研究院市场所杨娟指出，输配电是电力产业链条的中间环节，而过网费是终端用户电费重要构成部分，约占终端电价的30%。
而对于电网公司来说，电网的投资是公司的成本投入，需要通过电量增长和电价水平的制定来回收。投资新电网，改造旧电网，都需要增加投资数额，这是必不可少的。
国家发改委价格司巡视员张满英指出：2015年国家电网和南方电网现有存量资产3.7万亿元，对2016-2019年的电力投资能达到2万亿以上，“这个就相当于至少是再造半个电网，这么大的投资，如果没有匹配的电量，对投资没有一定的控制，恐怕只能在电价里消化，电价上涨压力很大”。
如何处理好扩大投资与电量增速的关系，约束个别地方政府和电网企业的投资冲动，成为摆在有关部门面前的难题。2016年底《省级电网输配电价定价办法》出台，引入了“新增投资计入固定资产的比率”这一创造性的概念，规定3年为一个周期，周期内该比率不得大于75%，因此有效平衡了扩大投资与电量增速的关系。
输配电价改革是整个电力体制改革中的“硬骨头”，虽然取得了初步成效，但是要切实做到“管住中间”却仍然有雄关漫道在前头。
在推动电力中长期交易的过程中，计划调度和市场交易的矛盾日益突出，电力市场化的交易机制、交易平台也依然存在直接交易不规范、行政干预市场化定价和省间壁垒比较突出的问题。“在电力普遍供过于求的情况下，一些地方融入全国性、区域性电力市场的积极性不高，有的省份还有意压制省间交易规模，担心冲击当地电厂。”国家发改委经济体制综合改革司巡视员王强如此表示。
近日，国家发展改革委价格司公布了10项未来重点研究课题，其中有几项是直接针对电力行业价格的相关研究，包括《输配电定价成本监审办法》后评估研究、完善两部制电价政策研究、区域电网和跨省跨区专项输电工程输电价格研究，与电力市场建设中的价格监管规则研究等，以集思广益攻坚克难，推动深化电价改革的进程。
进下半场
上述发改委价格司公布的价改重点研究课题，同时也反应了下一步电价改革攻坚战主要涵盖的领域。如果跨省跨区、区域电网、地方电网、增量配电网的价格改革都实现了，整个输配电价改革就基本完成。 张满英认为，在省级电网输配电价核定后，要对跨省跨区专项输电工程，比如西电东送等输电价格进行重新核定，在进一步厘清区域电网与省级电网之间关系的基础上，要合理核定区域电网输配电价水平。“现在我国不仅有国家电网、南方电网和蒙西电网，在有的省区，像四川、广西、新疆，还有地方管理的地方电网。随着国家有序放开增量配电网，鼓励社会资本投资、建设、运营增量配电网，要指导地方价格主管部门来核定新增配电网的配电价格”，张满英表示。输配电价改革还需要妥善处理交叉补贴问题，做好监管周期转换。
现货交易，是市场化反映最充分，也是最关键的环节。促进电力供需双方直接交易，现在具备良好的时机。《电力发展“十三五”规划》明确提出2018年底前将启动现货交易试点。放开竞争性环节电价与放开发用电计划两项改革，正在消除电力市场建设面临的机制约束。从国际经验看，现货市场建设实践相对成熟，而目前国内电力供需总体宽松，有利于加快电力市场建设。
值得指出的是，促进电价改革的一系列改革，或将使得发电企业相互竞争，优胜劣汰，电网企业需要改善或者转换盈利模式，而当前增量配售电，尤其是配售一体化仍是电网企业的主要收益来源。
早在2015年12月电力体制改革六大核心配套文件下发时，就有观点认为我国电改已经进入下半场。然而到了2017下半年，也有学者从市场健康运行的角度出发，指出现在电价市场化还并没有真正踏进“下半场”。
厦门大学中国能源研究院林伯强院长认为，2016年电力市场化交易量比例仅有22.25%，还远未能形成有效的市场，而就已经市场化交易的这一部分来说，定价机制也并不健全，当前持续亏损的电力行业95%为国有企业，由于参与市场化的电力企业规模受限，这些亏损还可以由政策、补贴来弥补。电力市场供应量仍然很大，如果市场放开过大，就可能导致电力企业大规模亏损。
国家提出要将电力市场化交易占比提升到50%，期间面临的挑战仍然很大。
林伯强院长还指出，电力市场化要建立健康的价格浮动机制，让电价能上能下，市场是否有效取决于此，但这也是最难实现的。也只有保证价格能够上下浮动，各个市场主体才愿意参与进来。
地方跟上
以山西为例，2017年山西省通过多重措施预计工商企业将降低用电成本79.79亿元。其中，输配电价改革贡献最大，预计降低用电成本50.78亿元；实施煤电价格联动次之，也将降低企业用电成本约19.62亿元；推进工商用电同价，将降低一般工商业用电成本约1.36亿元；完善基本电价执行方式，降低用电成本约5亿元；合理调整电价结构，降低用电成本约3.03亿元。
另外，山西省作为煤炭大省，建立煤电价格联动机制，能夠将上游煤炭价格变化传导至下游电力用户，使电力价格及时反映电力供求和资源稀缺状况，可以缓解煤炭、电力上下游企业间的过度竞争关系。
再比如，7月26日，湖北省发展改革委印发《关于湖北电力市场管理委员会组建方案的通知》，标志着湖北省电力市场管理委员会正式组建。该委员会为湖北省电力行业自治性议事协调机构，由发电企业、电力用户及售电企业、电网企业等3类市场主体以及湖北电力交易中心有限公司共同组成，职责包括监测全省电力市场交易情况，提出电力市场化交易规模、品种、规则等工作建议方案，对市场参与方之间发生的争议及其他重要事项提出处理建议等，有助于推动实现2018年前初步构建湖北电力市场体系的目标。
成都、广州等大城市也有调整电价的实质动作。
8月1日，成都市召开“关于降低能源要素成本促进产业发展的若干政策措施”新闻发布会，成都发改委副主任杨杰介绍说：“四川电网实现同网同价，据测算，并价后成都原地方电网和四川电网直供区大工业用户、一般工商业用户一年将减少电费支出4.89亿元。”
四川电网2017-2019年监管周期分电压等级大工业用电、一般工商业及其他用电输配电价已经公布实施。对参与电力市场交易的用户，根据电压等级不同，大工业用电输配电价每千瓦时0.1090-0.1998元不等，一般工商业及其他用电输配电价每千瓦时0.3967-0.4453元不等。
成都12个原地方电网公司由四川省电力公司全资子公司改为分公司，2017年7月1日起，其目录销售电价降至四川电网直供区水平，大工业电价叠加降低2.13分每千瓦时，一般工商业及其他电价降低1.87分每千瓦时，“两张网”的矛盾和问题得到妥善解决。
根据广东省发改委7月10日发布的电价调整信息，广州市电价将在8月 1日开始执行调整：大工业和一般工商业客户电价累积下调4.12分每度，居民客户电价累积下调1.79分每度。下调后居民用电的第一、二、三档电价分别为0.5921元每度、0.6421元每度、0.8921元每度。降价政策实施后，预计广州市全部用电客户每年将减少电费支出费用约20多亿元。
2014年，南方电网配合国家发改委在深圳启动首个输配电价改革试点，探索“准许成本加合理收益”电价机制及配套办法，由此输配电价改革大潮滚滚向前。
电价改革固然不能毕其功于一役，然而改革走在合理的方向上，就能常常带来不一样的景色，焕发市场的活力。
华北电力大学现代电力研究院吴少杰研究员近年来深入配售电市场一线，他就电改催生的活跃的配售电市场现状，向记者描绘了一副智慧能源的前景图：“随着人类与能源交流的深入，人类的智慧会与能源融合到一起，技术的进步，能源内部会形成优胜劣汰，提高效率；制度安排的创新，会加快能源更新换代——就像如今中国掀起的新一轮电力体制改革，形成的‘万电创新’的火热局面（在一年半的时间内，全国注册售电公司超过一万家，笔者注），万帆齐发，为能源创新注入了强大的智力支持……”