输配电改革下一步
电力改革正在加速推进，在“管住中间、放开两头”总体思路下，电力的上游和下游市场正在变得活跃起来，但是输配环节的改革是难点，其中跨省跨区和区域电网输配电价核定又是其中的难点之一。
这项改革将要加速推进，国家发改委昨天的会议透露了这样的改革信号。在煤炭价格迅速上涨的背景下，当前火电行业正遭受巨大的成本上涨压力。但无论进行怎样的改革，都需要看到，从全球横向比较来看，中国工业电价仍然较高，这抬升了整个工业的运行成本。推动价格形成机制市场化、降低工业企业用电成本应当是改革的方向。
“我们正在组织各方面研究制定新增配电网配电价格形成机制的办法。如果把跨省跨区、区域电网、地方电网、增量配电网价格改革都做了，整个输配电价改革就基本完成。” 国家发改委价格司巡视员张满英说。
西部能源大省或将迎来新发展时期。
7月26日，国家发改委价格司巡视员张满英透露，下一步将开展跨省跨区和区域电网输配电价的核定工作。
“在进一步厘清区域电网与省级电网之间关系的基础上，合理核定区域电网输配电价水平。进一步将输配电价改革向纵深推进。”他在7月26日举行的输配电价改革及价格市场化程度测算有关情况的新闻发布会上说。
21世纪经济报道记者获悉，截止到目前，从2014年开始的首轮输配电价格改革试点已经基本完成，各省市自治区域的电网输配电改革实现了全覆盖，相应地电网盈利模式也发生了改变，这大大降低了电力成本。
不过，电力市场改革的难点在于跨省交易和新增的配电网的价格形成机制改革。国家能源局数字显示，今年上半年全国“弃风”电量235亿千瓦时，全国“弃光”电量37亿千瓦时。在2016年，全国“弃风弃水弃光”总计达1100亿千瓦时，比三峡电站1年发的电还多。一些沿海发达地区电力超负荷运行，但是西部一些省份的水电、风电价格相对便宜却过剩。
此前，福耀玻璃董事长曹德旺曾指出，中国工业用电成本是每度电0.6元(人民币)左右，美国是0.3元左右。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强也指出，“中国目前能源成本在国际上仍偏高，比如煤炭就是如此，这导致煤电等成本价格高。”
对于西部一些地方的过剩电力，林伯强建议，当地能消化最好，远距离输送成本仍偏高。比如福建的风电就很赚钱，因为本地市场可以利用。但是西北风电就地消化难度大。
