深圳作為全國首個監管周期電網輸配電準許收入和輸配電價試點城市開始實施新電價機制，標志著我國艱難推進了10余年的電價改革終于收到了破冰的功效。

據發改委核定，2015年至2017年深圳市電網輸配電價水平分別為每千瓦時0.1435元、0.1433元和0.1428元，比2014年深圳電網實際購電、售電價差每千瓦時0.1558元下降1分多錢，并逐年有所降低。據深圳供電局有限公司預測，2015年至2017年該公司銷售電量分別為778.45億千瓦時、811.02億千瓦時和846.71億千瓦時，以此測算，為期三年的監管周期中深圳電網環節收入累計會下降逾24億。為此，國家發改委要求廣東發改委根據今年輸配電價水平降低情況相應下調深圳銷售電價。

按上下游環節劃分，我國電力管理體制由發電、輸電、配電和售電四個層級組成，發電企業生產電力并將電力賣給電網企業，形成上網電價；電網企業負責電力輸送調配形成輸配電價，電力用戶購買電力形成銷售電價。在這三種價格體系中，上網電價和銷售電價由政府決定，輸配電價實際包括在銷售電價中，反映出來的是上網電價與銷售電價的差額。本著“打破壟斷、引入競爭”的原則，13年前國務院頒布了《電力體制改革方案》，確定了電力行業“廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網”的改革路徑和目標，但最終收效甚微。

盡管存在五大中央發電集團，各地還有多個大型發電企業，競爭格局已成，但由于上網電價的被管制，作用于發電企業的市場力量太過薄弱，熱熱鬧鬧的廠網分開最多是個不徹底的外部手術。至于輸電和配電環節，主輔分離未見端倪，輸配分開也杳無音訊，國家電網[微博]依然一股獨大，而且決策層也始終沒能確立一套合理的輸配電價標準及核定方法。電力用戶自然就很難通過競爭買到便宜的電力，而為了降低電力用戶尤其居民用電的成本，政府又不得不針對不同種類電價交叉補貼，以至競價上網及電價市場化變得遙遙無期。

通過國家壓低上網電價讓電網企業廉價采購電力，依靠國家補貼電網企業還能將電力高價賣出，這種低買高賣的差價形成了電網企業巨額的壟斷利潤。就以廣東為例，工業用電價為每千瓦時0.944元，上網電價為每千瓦時0.502元，電網公司毛收入率竟高達46.82%，遠高于國際電網公司平均28%的水平。再以寧夏為例，分布式光伏并網發電項目國家電價補貼為每千瓦時0.359元，居民電價每千瓦時0.448元，但分布式光伏發電賣給電網公司，上網電價每千瓦時0.236元，電網公司毛收入率高達47.32%。而寧夏一般工商業用電價為每千瓦時0.744元，電網公司毛收入率竟高達68.28%，超過國際平均水平一倍。

電網公司高額利潤已真真切切地打擊了用電量占全國80%的工業制造業，而高于居民用電價格近一倍的工業用電價格，最終又轉嫁給了國民。從某種意義上說，全體國民的隱形“征稅”在滋養電網這個龐大的特殊利益集團。

基于此，輸配電價成了新一輪電力改革最需突破的地帶。按國際經驗，改革之后依然需要對輸配電價實行政府控制，但不同的是，新電改方案之下電網企業通過收取過網費獲得收入，輸配電價則按“準許成本加合理收益”的方式確定，這樣，電網收入就與發電、售電價格高低無關；相應地，政府對電網企業的監管將由核定購電售電兩頭價格的間接監管，改變為以電網資產為基礎對輸配電收入、成本和價格全方位直接監管。

當然，即便按“準許成本加合理收益”確定的輸配電價，也主要限定在公用事業(2423.012,11.66,0.48%)、公益性服務和自然壟斷領域，其他領域電價則完全放開。由于發、售電價與電網收入毫無關聯，電網公司與發電企業及售電企業就不存在利益之爭，因此，新電改方案在售電環節“允許符合條件的高新產業區或經濟開發區組建獨立的售電主體直接購電、允許社會資本投資成立獨立售電企業、符合條件的發電企業投資和組建售電公司進入售電市場，允許擁有分布式電源的用戶或微網系統參與電力交易，鼓勵供水、供氣、供熱等公共服務行業和節能服務公司從事售電業務”，實現了售電的競爭性定價，未來電力用戶的消費價格有望總體下降。

在新電改方案“管住中間，放開兩頭”的基本原則下，發電企業和電力用戶有了更大選擇權，電價也可由雙方協商或市場競爭而定；對于電力資源的配置而言，能實現公益歸公益，市場歸市場，構造出均衡而良性的電力市場格局。只是，與“主輔分離、輸配分開”相比，新方案只提“逐步向符合條件的市場主體開放增量配電投資業務，鼓勵以混合所有制方式改革配電業務”，措辭上要保守很多，輸配分開和調度獨立也暫時沒有列入此輪改革。之所以如此，對于頂層設計者而言，一方面并不希望因為輸配業務分離而產生更多行政管理機構，另一方面更關注的是改革實際效果，即只要能形成競爭性的電力管理體制，形式上的機構與職能重組并無多大意義。