2014年11月初，国家发展改革委下发了《关于深圳市开展输配电价改革试点的通知》，正式启动了中国新一轮输配电价改革的试点。

电力体制改革已停滞多年，正面临一次新机遇。在中共中央十八届三中全会发出深化经济体制改革的号令以来，电力改革就被朝野上下普遍视为最应启动的改革之一。

在垄断和政府管制下运行的电力，因迟迟没有完成市场化改革，电价问题和乱收费问题近年来已屡屡成为公众关注的焦点。从去年年底至今，煤炭价格指数已从每吨635元跌至510元，今年8月最低跌至475元，最高跌幅25%。如此剧烈的跌幅之下，电价（中国的电力供应中69%来自烧煤而来的火电）却岿然不动。在电网摊派的各种收费之下，中国的工商业用电价格高企，使得中国的电力成本已远高于美国，中国企业的竞争力优势正在被高价低效的能源基础所消耗，一些制造企业悄然转移。

中国的电价到底能不能降？这是中国的电力消费者很想知道的一个问题。

电力也被认为最有可能迅速实施改革的领域，因为早在2002年中国已经过各方广泛论证，由国务院颁布出台了《电力体制改革方案》（即五号文件）。改革方向和具体步骤已定，但一直受到阻滞。

2014年6月，中共中央总书记、中央深化改革领导小组组长习近平年中在中央财经领导小组的讲话给新一轮电改注入了一剂强心针。习近平要求抓紧制定电力体制改革和石油天然气体制改革总体方案，并进一步指出改革要“还原能源商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制，转变政府对能源的监管方式”。

然而，从总书记发话到现在，五个月过去，新的深化电改方案仍未出台。

据财新记者了解，业界对新一轮电改的讨论当中，除了将售电侧放开实现“多家买主”的局面，以及改革后将成立、建立独立的电力交易中心获得较多共识之外，包括调度独立、输配分开以及拆分电网等问题，各方意见仍针锋相对，相持不下。现在，这份从十八大之前就开始酝酿、全国瞩目的深化电改方案已临近出台前夕，不过并非一步到位——现阶段将从放开售电侧的竞争和国家对电价的管制开始，同时放开新增用户的购电、电力设施建设等。之前热议的调度独立和分拆电网没有进入当下的实施方案。

方案未公布，深圳试点已经开始，正式启动了中国新一轮输配电价改革的试点。通知称将把现行电网企业依靠买电、卖电获取购销差价收入的盈利模式，改为对电网企业实行总收入监管，并公布独立的输配电价。在独立输配电价体系建立后，要积极推进发电侧和售电侧电价市场化，电网企业将只按核定的输配电价收取过网费。深圳将在首个监管周期——即2015年到2017年提交首个输配电准许收入及价格水平测算报告。新电价机制将从2015年1月1日起运行。

在停滞六年之后，中国电力体制改革再次上路。目前，监管方将如何对电网企业实行总收入监管，以及如何确立输配电价的细节仍难知其详，这些问题在即将出台的深化电力体制改革方案中将获得更多解答。中国的电改这一次能否打破固有利益的藩笼，在经历过去数年各种改革措施无法落实的挫折和沮丧之后，业界有期待也有担心。他们的担心正体现为过去两年间围绕着新一轮电改发生的种种争议。

电价能不能放？怎么放？

电价放开的前提条件是必须由政府对电网垄断的部分——即输配业务——严格监管并确立一个合理的输配电价，在此基础上，发电厂和用户才可以自由交易，构建一个有效运作、充分竞争的电力市场。电价能不能放，怎么放，这是业界争议的第一个焦点。

国际上通行的电力改革有两种思路，一种是横向分拆，即按区域形成分拆成若干个发、输、配、售电一体化的电力集团。中国在2002年推出的电力体制改革方案（即五号文），就试图让南方电网和国网旗下的华北、东北、西北、华东、华中等五大区域网和南方电网先后建立独立的法人实体，并形成互相独立的区域市场。

另一种则是纵向分拆，即按电力本身的特点将发、输、配、售电四环节彻底分开，在发售两端充分竞争，在有自然垄断性的传输环节加强监管。对此，五号文亦有设计，厂网分开之后，第二步改革措施即输配分开。但将输电网和配电网分开的想法至今未能在中国实现。

如果实现，电网企业将成为只负责输电的公共事业单位，国家对其收取的过网费严格监管，发电企业和电力用户可以自由选择并商定价格。

国家能源局在《2014年能源工作指导意见》提出将“推动尽快出台进一步深化电力体制改革的意见，积极推进电能直接交易和售电侧改革，推进输配电价改革，提出单独核定输配电价的实施方案”，明确了此轮电改的基本方向：电力交易改革、售电侧改革和输配电价改革。

这与当年五号文确立的改革目标一脉相承，即“放开两头，管住中间”——放开发电、售电等竞争性环节的价格，管住输电、配电等属于自然垄断环节的价格，建立起市场竞争和政府监管相结合的电价形成机制。

能源局市场监管司副司长黄少中曾撰文指出，电价改革步伐缓慢，裹足不前，主要问题是政府定价依然占据主导地位，未能建立合理的电价形成机制，市场配置资源的作用未能得到应有发挥。属于竞争环节的上网电价和销售电价仍被严格管制，而具有垄断性质的输配电价却恰恰没有管住，监管乏力，这与既定的改革目标正好相反，形成了“管住两头，中间不管”的局面。

黄少中认为，上网电价由政府定价的模式在全球已非常少见；这种价格管制引发一系列问题，如煤、电价格体制矛盾突出，发电企业经营困难、难以为继等。而在输配环节上，电网主辅、主多分离改革进展缓慢，输配电成本费用不清晰，输配电成本约束机制未能形成，独立的输配电价机制未能建立，电网企业维持买进卖出、独家经销电量局面，处于绝对垄断地位，与发电企业和电力用户的市场地位严重不对等。由于缺乏独立和合理的输配电价，大用户直购电交易面临诸多困难和阻力。

电监会和国家能源局都曾试图通过推进大用户直购电来促进电力市场的形成，各地亦勇于实践，这些努力在目前电网垄断电力交易的格局下都被消解于无形。

曾经担任国家电网建设公司副总经理的姜绍俊表示，直购电改革的出发点是开放用户选择权，但实际操作中，发电企业选择空间有限——在输配电价给定、销售电价按规定又不能上涨的情况下，实际还是政府计划，因国网不让利，就变成了地方压发电厂让利的局面。在他看来，大用户直购电搞单个试点没有意义，必须成批量的逐步分离，进场交易多了，竞争格局才会形成。

曾在任内推进过直购电改革的前电监会副主席邵秉仁直言，大用户直购电变成了政府通过干预发电企业来变相降价，电网和电厂都反对，国网也就顺理成章不改革，一个好的改革又落了个坏名声。

中电国际高级经济师王冬容表示，中国实行“厂网分离”在发电侧引入竞争后，试图在大的电力体制未突破的情况下，通过直购电撕开一个口子，实际上是给电网企业引入了与其现有盈利模式和考核机制不相容的电力交易机制，如同在人体内植入一个不相容的器官，注定要被排异。所以目前已有的直购电改革试点是没有希望的，在现有体制下注定是被电网企业扼杀的对象。

王冬容认为，下一步深化改革应继续从根本上将垄断性业务与非垄断性业务分开，实现电网业务和购售电业务分离。购售电业务中，除一小部分是享受交叉补贴的政策性业务可由政策性公司专营外，其它可竞争性业务占90%-95%， 这部分可逐步放开，让市场化的购售电公司去经营，放开的第一步最好在50%以上，以免政策性购售电公司形成新的垄断力，并对后续放开造成阻力。放开的用户可以从市场化的购售电公司购电， 有能力的大用户可以直接跟发电企业购电。

黄少中则强调，大用户直购电是顺应市场需求的改革，而不能演变成一种审批权力。应该改变大用户直购电逐项审批的方式，变成国家颁布有关准入、安全运行，电价标准等规则，符合条件的企业都可以直接进入。此外，应将大用户直购电行为统一规范到国家的文件中，以防市场化改革受到地方政府的行政干预。

2013年7月国家能源局发布《关于当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》中提出，“按照平稳有序的原则逐级开放用户。近期首先开放用电电压等级110千伏（66千伏）及以上用户，有条件的可开放35千伏（10千伏）及以上的工业用户或10千伏及上的高新技术企业、战略型新兴产业参与直接交易。”

先放后拆？还是先拆后放？

放开售电是否要首先将售电从电网公司拆分出来，甚至进一步分拆国网以便监管，这是各界在此轮电改中争论的第二个焦点。

一位反垄断专家透露，国网在2011年已提出放开售电，但不同意马上分拆，主张先在现有格局下直接放开售电，允许市场出现独立的售电公司。因为现在的互联网技术已经提供了有效的技术手段和商业模式，使得很多大型互联网公司和零售公司如阿里巴巴、腾讯、国美、苏宁等，可以迅速转型为独立的售电公司，并成为这一领域有竞争力的企业。未来时机成熟再将售电公司独立。

在支持者看来，这是风险较小的一种改革路径，也同样能实现有效竞争。但反对者不这么看。一位能源监管部门官员坦承，售电侧放开是电改题中应有之义，但如何放开需要复杂的制度设计，如果国网保留售电公司，势必会在市场中形成关联交易，独立售电公司的成长可能受到抑制。当年职工持股电厂之所以能够在短时间迅速崛起，也是得益于其与电网的千丝万缕联系。比如贵州电网对金元下属电厂的电就优先上网。后来国资委出台文件，要求电网领导和职工退出职工持股电厂的股份，金元和鲁能相继回归国有控股，也是因为关联交易问题。

一位曾在国网工作多年的电力业内专家认为，中国要让电力市场发挥作用，一个关键问题是要有独立的受到国家严格监管的输配电价，过去几年大用户直购电推行不下去的原因之一就是中国没有独立的输配电价。将售电侧保留在国网内部也不利于独立输配电价的形成和监管。

前电监会副主席邵秉仁认为，输电价格必须形成公益性价格，要重新研究电网公司的定位，恢复电力作为商品的属性，同时还原电网在输电环节的公益属性，不能依靠买卖差价赚钱。国资委对电网公司的考核也不应该是经济效益考核。首先要做的是要电网公司剥离无关的辅业，把现在内部不透明的各种交叉补贴变成明补。因此，他主张输配必须分开，不然所有的关联交易都摊入成本，电网公司会反过来要挟政府涨价。

中国有约4.2亿电力用户，每年消耗5万多亿千瓦时的电量，平均每户耗电量为1.17万千瓦时。其中第一产业和第三产业，平均每户每年用电约1万多千瓦时；第二产业有1175万用户，平均每户31万千瓦时。需要交叉补贴的居民用户3.8亿户，每户每年约1200多千瓦时，只占很小的比例。大量的是中小工商业用户。

有业内人士建议将用户分类后进入市场交易。用电量大的产业如冶金、化工、炼油、煤炭焦化、水泥等约年耗电量在数百万千瓦时以上的，可以先放开价格，直接进场交易；而包括居民用户在内的中小型用户的电价则最后再放开，通过分销商来参加市场交易。

前述从事多年电网规划工作的业内人士认为，输配分开是历史发展的必然，但现阶段电网公司坚决反对，条件还不成熟。但是输电不管分不分，只要放开用户选择权，建立了多元的市场主体，必然要分开核算。届时监管部门可以根据运行情况，在时机成熟的时候再独立出去。

中国电力联合会的一位专家表示，当前改革的关键是出台独立的输配电价，重构电网公司的盈利模式，从靠赚取购售电差价盈利变成通过政府监管的独立输配电价盈利。仅仅拆分电网并不能解决问题，要形成独立的可监管的输配电价，一个可行的办法是推动电网公司整体上市，公开账本让社会监督。

调度应否独立

为了维护市场的公平交易，调度是否要从电网中独立出来，则是新一轮电改中的第三个争论焦点。

中国国电集团山东公司副总经理毕可利近日发文直指电网是当前深化电改的主要障碍，这是近年来少有的犀利声音，显示了今年以来电改氛围的逐渐改善。这首先得益于最高层显示了改革的决心。多位业内权威人士对财新记者透露，高层领导在提及电力调度时曾明确指出，目前中国调度交易不独立的现状不合理，要加快改革步伐，年底之前拿出改革方案。

多年来推进电改的前电监会副主席邵秉仁支持调度独立出来由监管部门直接管理，因为“用谁不用谁的电、调峰都涉及公平性问题”，调度独立尤其对吸纳新能源有好处。

对安全的担心是影响决策者下决心的主要原因，亦是国网目前反对独立调度的理由。“中国的电网是世界上最大的电网，经过多年积累，管理的办法行之有效，电网安全比较好，一旦调度拿出去，要冒极大的安全风险，所以高层领导很难下决心。”前述从事多年电网规划的专家认为，先把调度当中的交易功能拿出来比较容易。

电力调度环节主要有六大功能：一个是运行方式，即“运方”，开哪些机、输哪里的电和潮流走向，这个部门既有保证安全的职能又有交易的部分功能；第二是“检修”，负责计划的启动和指挥；第三个是倒闸操作，包括开关的开合、系统改变、母线的运行和停止操作、设备退出检修安排；第四是事故处理和指挥；第五是安全控制和保护；第六是通讯保障，一般由通讯公司提供。

前述熟悉电网的人士介绍，上述功能除了“运方”，其他五个功能任何时候都不能脱离电网，交易部分可以拿出去，但运行方式要留在电网。交易部门编制交易方案，拿到运方后从技术和安全性上进行可行性校核并执行。

中国现在的调度，是把控制系统保障安全和把电传输分配给用户两个功能合在一起。前述熟悉电网的人士认为，改革可以将这两个功能分离，将系统控制留在电网，市场交易的功能分离出来后由第三方机构或公司经营。这个公司可由电网公司、发电公司和用户共同持股，账目公开接受监督。公司的收益就是收取交易费用，类似股票交易所。

是否要将国网拆分为五大区域电网则是另一个目前争议较大的问题。当初五号文出台前，是否横拆就争论很大，最终方案做了妥协，在成立国网和南网的同时要求国家电网公司负责组建华北、东北、西北、华东、华中五大区域电网公司，原来地方电网资产比重较大的云南、贵州、广西、广东和海南等省份则重组为南方电网公司，待南网运行成熟积累了改革经验后再将五大区域电网公司进一步做实。方案要示各区域电网公司建立企业法人治理结构，负责经营当地的输配电业务。国家电网公司则主要负责各区域电网之间的电力交易和调度、投资、建设和经营跨区域输变电和联网工程。不过，国网后来逐渐取消了区域电网公司的设置，五号文件的改革部署流产。

在呼吁分拆电网的改革派人士看来，只能彻底拆分国网才能提高企业运营的效率，区域网既能打破省际壁垒和界线，又解决了电力有无的交换。邵秉仁在最近的公开讲话中明确指出，近年来中石油、中移动的系列贪腐案表明，大型垄断央企已成腐败滋生的温床，央企掌握的垄断资源变成腐败份子用于为个人牟权牟利的工具，不分拆国网不能提高企业运营的效率，也无法实现政府对电网的有效监管。

目前中国跨区的电量交易占比仅有5%，且主要集中在几条线路，譬如从四川、云南、宁夏，以及华中三峡送出的发电，这些线路运行稳定，账目清晰。加之原本就已经存在六大区域电网的物理区隔和公司设置，中国按区域拆分电网具备客观可行性。

前述中国电力联合会的专家则认为目前体制下，区域电网不可行。应该把分布在各个单位的交易计划职能集中放在交易中心，而且不再由省级政府机构来审批，调度机构要强化技术属性，确保电力系统安全稳定的情况下，安排交易计划。构建全国统一分级开放的市场。■