在停滞了十年之后，经多方消息证实，由国家发改委牵头起草的深化电力体制改革方案，已于10月中旬递交国务院，有望在近期获批出台。

　　早在中央财经领导小组第六次会议上，国家主席习近平明确提出，要抓紧制定电力体制改革总体方案，并对发改委提出要求，在今年底拿出新电改方案。

　　此前，国家发改委向相关部门发放的征求意见稿曾提出，以“放开两头、监管中间”为原则，除了输配电价由国家核定之外，发电厂和用户之间可以直接制定电价进行交易，并允许民营资本建设配电网，成立售电公司等。

　　由于电力改革牵涉面广、利益错综复杂，最终出台的改革方案内容目前尚难定论。

　　电网反垄断

　　本轮电改的重点之一的“管中间”，其核心是如何破解电网的垄断问题，这也是上一轮电力改革的未尽之事。

　　据悉，上报国务院的电改方案，此前曾经过多轮征求意见和反复修改，但最终没有将“输配分开”列入讨论范围，对于外界热议的可能拆分电网公司的做法也并未提及，而是以“放开两头、监管中间”为原则，围绕“四放开一独立”展开——输配以外的经营性电价放开、售电业务放开、增量配电业务放开、公益性和调节性以外的发供电计划放开，交易平台相对独立。

　　曾就职于国务院电力体制改革工作小组办公室、现任招商证券研发中心执行董事的彭全刚表示，在本次改革中，呼声最高的是电网改革。改革的目标，是电网企业盈利模式从“赚取购售电差价盈利”向“收取过网费盈利”转变，其中的重点是售电业务分离和核定输配电价。

　　不过，国家电网内部人士告诉记者一两年的短期内，输配电还难以分开。该人士还表示，即使输配分开，配电公司也只不过由形式上的大垄断变成了以地区为单位的小垄断，能否真正提高效率仍然存疑。

　　根据国际经验来看，在输配电体系中并不存在统一的竞争模式，输配一体化的模式并不在少数，美国、英国、法国、日本、俄罗斯等国家均采用了输配一体化的模式，纵向的拆分并不是唯一的出路。此前，国家电网公司总经理刘振亚公开表态，认为应坚持现有输配一体化、调度和电网一体化的格局。

　　此外，电网公司如何改革，还取决于政府对于电网企业性质的划分，如果被界定为公用事业服务型公司，那么对于电网的进一步改革，其拆分力度可能较小。今年8月，国家发改委官员在上海召集专家召开电改座谈会时也曾提及，改革后的电网将实现公用事业化，这意味着短期内电网输配分离不太可能实现。

　　国家能源局副局长王禹民早在今年3月就已经为电改绘下蓝图：电改在于体制和机制上的双重改革突破。简单地说，就是输电的不卖电。即由政府制定出台独立的输配电价，电网企业负责把电网这条“公路”建好，按输配电价收取“过路费”，用于电网投资建设和维护。同时逐步放开上网电价和销售电价。

　　2002年国务院颁布的《电力体制改革方案》(又称电改“5号文”)为电力体制改革规划了一条市场化的中长期路线：通过厂网分离、主辅分离、输配分离、竞价上网四步改革措施逐步构建起竞争性的电力市场。

　　十二年过去了，在整个电力行业中，中国现有的电力行业格局基本维持了“五号文”改革规划，只完成了“厂网分开、主辅分离”，而“输配分开、竞价上网”曾小范围试点都均告失败。

　　电网企业仍然居于行业垄断中枢的地位。目前，国内的电网系统由国家电网、南方电网以及部分区域性的小电网公司组成，全面控制电力系统输电、配电与售电，在发电侧，各家发电厂只能以上网电价将电能卖给两大电网，电网是垄断的买方，在售电侧，电网再通过各地方供电系统将电能加价配售给各用户，电网是垄断的卖方。因此，在整个电力纵向产业链上，两大电网公司处于核心控制地位。

　　广发证券分析师郭鹏表示，在这样的市场结构下，政府不得不对电价进行管制，制定上网电价与销售电价，否则电网公司有可能会利用其垄断优势，进一步施压发电厂与消费者，压低上网电价的同时提高销售电价，扩大其垄断利润。

　　在上一轮电力改革中，我国曾进行过区域电网建设运营的尝试，但并不顺利。2010年后，国家电网公司开始对控股的五大区域电网公司进行拆分，到2011年5月，最后一家区域电网公司—华北电网也被国家电网公司分拆。各区域电网公司被拆分为国家电网公司的区域分部，失去了独立的市场主体资格。此后电网系统没有继续推进区域电网建设的尝试。

　　“如何放两头”

　　发电环节和售电环节，这“两头”预料将引入更多市场竞争。在新一轮电改中，短期来看，大用户直购电依然是改革的突破口。

　　今年4月，国务院总理李克强在国家能源委会议讲话指出，要加快电力体制改革步伐，推动供求双方直接交易，提供更加经济、优质的电力保障，让市场在电力资源配置中发挥决定性作用。中投顾问能源行业研究员宋智晨表示，大用户直购电制度是电力行业市场化改革的重要举措，产生之初便被赋予了推动售电端改革的重要使命。

　　广东作为全国试点，早已推进大用户直购电多年，是实现大用户直购电最早的省份。从2013年底起，广东采用电力用户与发电企业竞价交易的模式。仅今年前7个月，累计有30家电厂与86家用电大户达成了交易协议。集中竞价交易电量16.2亿千瓦时，为企业节省了近千万元电费。

　　从长远看，随着用户用电资格的不断放开，未来将有望产生服务于中小用户的售电公司(比如面向一个园区内的全部中小企业)，这些售电公司将逐渐与现有的电网公司产生竞争，并且最终实现售电端的市场化。

　　不过，从全国范围看，直购电推行十余年，进展缓慢之极。年度交易电量估计不足200亿千瓦时，在全国5万亿千瓦时的用电市场中，占比不到0.5%。

　　大用户直购模式分离了电网公司的交易权，最终方向是将售电和输配分开，因此，电网企业普遍对此持反对意见。前述国家电网人士表示，直购电交易规则越来越明晰的情况下，售电侧引入竞价机制也将顺理成章;然而，另一方面，也应该考虑到电网企业所承担的社会责任。因此，即使直购电自主定价也应该将政府行政收费和电价交叉补贴设计进去。

　　多位业内人士预估，改革将是在增量的配电建设领域引入民间资本参股，这样的做法既不会影响目前的电力系统格局，同时还有助于电力系统配电建设新增部分提高效率。

　　事实上，通过2003年的“一次电改”，发电环节市场化发展速度较快。按照《电力法》的规定，只有发电允许民间资本进入，而输电、配电、售电均不允许。

　　2003年启动的厂网分离改革，从原国家电力公司拆分出华能、国电、大唐、华电、中电投，目前这五大集团的装机总量在全国装机总量中的占比已经下降至47%左右，此间，地方国有发电企业成长迅猛。

　　发电领域的投资主体逐渐开始多元化，中外合资企业、民营企业也开始参与到电站建设中来。目前为止已经出资设立电厂的包括香港华润、台湾台塑，中国神华、珠江(民营)，河北建设(地方投资主体)，江苏国信(地方投资主体)等。

　　目前，国有企业主要以投资大型火电、水电等电源项目为主，装机容量占绝对优势。民营企业受资金规模等限制，多数难以承担大型发电项目的建设，传统上主要投资小水电、小热电等小型发电项目，单个企业装机容量相对较小。截至2012年末，民营发电企业装机容量在全国总盘子中的占比不足10%。

　　对于民营资本进入发电领域，前述国家电网内部人士建议，第一，不能心急。民营资本要想从国网业务中分一杯羹的话一定要谨慎;第二，投融资方式、金融模式、新业务创新这一块还是有一定想象空间的。

　　与发电相比，在目前的电力体系中并没有独立售电企业，售电长期与输配电捆绑在一起，为国有电网所垄断。消息人士称，计划在配售端引入民间资本，这一点有可能是未来《深化电力体制改革若干意见》的核心之一。国家能源局今年初公布的《2014年能源工作指导意见》提出，积极推进电能直接交易和售电侧改革。

　　以推进大用户直购电的方式打破电网垄断，已成为学界和业界的共识。新的国家能源局成立后，大用户直购电已经成为改革推进的重点，目前已经在10多个省份展开试点。

　　直购电改变了传统用电模式，即由用户向电网购电，然后按照国家统一价格向电网企业缴纳电费，改由发电企业和用电企业进行合约交易及集中双向竞价，同时向电网企业缴纳一定的过网费，其售价一般低于电网购电价格。

　　改革好时机

　　当前供电能力相对过剩为启动二轮电改提供了难得的契机。

　　近年来，电力装机容量不断扩大，而经济增速面临下行趋势，中国的装机容量所提供的发电能力已经可以满足甚至超过经济用电的需求。2013年，国内发电设备平均利用时间为4511小时，基本已经降到了1999年受亚洲金融危机影响的水平。

　　过去十年中，电力改革的停滞与电力供求的不平衡有着重要的关系。2002年推动的电改未能贯彻和此后数年出现的缺电现象也有关系。受亚洲金融危机影响，浙江省电力供应由紧变松，率先在国内引入竞价上网报价系统，试行择优调度上网。此后，经济回暖，国内多省出现拉闸限电情况，浙江省在缺电的情况下，竞价上网难以为继，最终自行消亡。

　　国家能源局近期统计显示，今年9月全社会用电量增速等数据创下一年半以来的第二低，全年用电量增速或低于5%。从目前国家能源局及上市公司公告情况来看，2013年国家发改委共核准发电项目比2012年下降了近七成。10月末，由经济日报社中经产业景气指数研究中心和国家统计局中国经济景气监测中心共同编制的2014年三季度中经电力产业景气指数显示，三季度全国发电量同比增长2.5%，为2012年四季度以来的最低增长水平。

　　广发证券分析师郭鹏表示，电力需求弹性很小，基本上是刚性需求，如果在电力资源供不应求的情况下推进电力系统的市场化，势必带来发电端可以大幅提高报价，用电端成本快速提高的后果，提高企业整体成本，削弱我国产品竞争力，拖累经济发展。对于政府来说，这无疑是不可以接受的。

　　本届政府强烈的改革意愿，也使得本轮电改将获得更大的政策支持力度。

　　考虑到电力改革是整个能源系统改革的重要环节，在能源专家武建东看来，对于能源改革的战略重点以及先后顺序而言，必然是优先二次能源，次后一次能源;先电力产业，后油气产业。前者程序简单、定价机制易行;后者牵涉国际、定价机制全球化。因此，电力体制改革必然成为能源战略改革的第一步，具有战略性、机遇性、前沿性、跨越性的特点。

　　考虑到目前国内发电能力已经趋于饱和，下一步，环保要求与能源的可再生性就成为了下一步发电端发展的核心。对于存量发电机组(主要是火电机组)来说，环保改造是主要的发展方向，而国家也在上网电价方面对于环保改造有所倾斜与疏导。

　　此外，从电力系统投资结构看，电源投资与电网投资比例的国际平均水平为0.8:1，而我国在2007年以来电源投资与电网投资的比例长期高于1:1，电网建设相对投入不足。未来预计配电系统将加快改造，尤其是加快高耗能变压器更换。同时加强配电网智能化建设，降低人工成本，这些都将给民营资本带来新商机。

　　二次电改，还有可能带来电价的持续回调。目前，中国的居民电价与大工业电价相当，商业电价大约是工业电价的180%，如此定价安排背后的考虑是，用高负荷率的工商业用户补贴低负荷率的居民与农业用户，因此，电力成本的降低，电价下调对工商业大用户来说很有意义。

　　从国际经验看，成功的电改往往会引导电价下行。1988年英国首相撒切尔夫人执政期间，发表了《电力市场民营化》的白皮书，拉开了英国电力行业改革的序幕，其核心内容是对电力行业实行私有化，并引入竞争机制。在整个90年代，英国通胀一路上行，但是电价却比电改前下降了近四分之一。

　　不过，最终的电改方案改革力度多大，还取决于本届政府的改革决心。发改委电力市场改革研究专家组成员、华北电力大学能源与电力经济咨询中心主任曾鸣表示，此前的电改进展不顺利，与包括政府管理、审批机制等在内的市场环境不配套有很大关系。本轮改革推进速度也要看市场能否发挥核心作用。