行政干预与垄断成电改最大阻力

此次电力体制改革序幕的拉开，颇有一些戏剧性。3月19日前后，一份名为《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号，以下简称9号文件）的文件开始在网上流传，引起了舆论的广泛关注。此时，距离2002年的电改5号文件已经过去了13年。

绕不开的电网

陕地电汉中分公司一位高管表示，新电改9号文件共16页，分为四个章节进行了阐述，分别为电力体制改革的重要性和紧迫性、深化电力体制改革的总体思路和基本原则、近期推进电力体制改革的重点任务、加强电力体制改革工作的组织实施。最值得关注的是第三部分，“近期推进电力体制改革的重点任务”。因为电改核心就是电价改革，其中难点是理顺电价形成机制，从而推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制。

目前在中国电价核定主要是以政府指导价为基准，从某种意义上这意味着电能不具备商品的属性。而政府指导价的存在，是因为在我国电网企业长期处于自然垄断，无法引入竞争机制，所以需要政府出台指导价格加以约束。

新电改9号文件出台之后，除公共设施等公益性电价以外，非公益电价可以由市场决定，放开竞争性环节电力价格，把输配性电价与发售电价在形成机制上放开;换句话说，就是发电企业和用电客户可以直接达成协议进行供电，电网企业只收取“过网费”，而不是以前的统购统销。

然而，在上述人士看来，电厂和用电客户直接对接完成交易的这种模式在具体实施过程中难度较大。首先要解决的问题就是这些发电企业目前还没有拿到售电牌照;其次，依照电能即发即用的特性，很多发电企业还是希望将电能卖给收益稳定的电网企业。

“在陕西汉中有多个水力发电企业，如果按照新电改9号文件，只要价格合理，用电客户可以直接从这些水电企业购电，但事实上是这些水电企业的发电量受限于季节影响，根本无法保证用电客户的需求。”一位业界人士这样分析。

甚至电能稳定的火电企业也存在类似问题，例如某用电大客户和某火电企业直接签订购电协议，用电客户可能因为市场的需求调整开工率，甚至出现停產或者大幅度增产等现象，这种变量太大也会影响到发电企业的收益。

显然，在新电改9号文件没有出台相关细节的情况下，不管是发电企业还是供电企业目前都绕不开电网企业。

对此，深电能公司江先生表示，我国电能长期依靠电网企业统购统销，这一方面是源于全国一张网的自然垄断，另一方面是因为电网企业的过网费成本一直不透明。因此，他认为新电改9号文件只有在重新核准过网费的成本之后，才能逐步放开经营性电价、售电业务以及增量配电业务。

理顺电价成推荐关键

深圳是电力改革试点首个获批的地区。江先生表示，之所以选择深圳作为电改试点是因为深圳主要是城市用电。所以核算电网企业的过网费也就比较简单。

然而，在我国其他的用电区域用电客户往往构成较为复杂，除了城市用电之外，还有农村用电以及农业生产等多种形式的用电方式;另外，输电距离长短也决定变线损大小不同，因此，用电客户越复杂，核算电网企业的过网费就越困难。

内蒙古是继深圳之后的第二个电改试点区域。但是在电力行业人士看来也有其特殊的背景，那就是内蒙古有一半的电网是由地方政府直接管辖，其改革的阻力较小，因此试点容易成功。

但蒙西电网一位不愿具名的人士表示，“电改虽然已经明确用电客户可以和发电企业直接对接，但是目前除了大用户直购电以外，很少有用电客户直接向发电企业购电，其中主要原因就是这些发电企业没有获得售电牌照。”另外，在上述蒙西电网人士看来，根本上还是电价形成机制还没有理顺，很难核定电网企业过网费用。例如我国目前所执行的电价除了按照用电类别不同划分电价以外，也存在由于电压等级不同划分的不同电价;销售电价除了取决于上网电价高低之外，还要加入三峡建设基金以及维护管理费用等，诸多因素使得电网企业已经承担了买电、输电、配电、售电等多种职能。

新电改9号文件明确电网企业要转变盈利模式，由以前的“差价盈利”改变为“过网收费”，但现在的关键是如何核定电网企业过网费用，因为电网企业除了自身的运营成本之外，还肩负了公益性很多用电。

与已经电改试点的深圳、内蒙古一样，陕西也希望新电改9号文件能够有配套细则落地。上述陕地电汉中分公司表示，汉中市由于经济比较落后，供电对象主要为农村用电客户，汉中电力公司每年亏损超过1亿元;然而蒙西电网每年的利润却在30亿元左右。

因此，上述蒙西电网人士建议，在新电改9号文件的大框架下，希望国家相关职能部门能够根据不同的用电区域制定出适合该区域发展的电改细则。

行政干预与垄断成最大阻力

在电力体制改革中，面对最大的阻力，来自于国家电网的垄断与政府过多的行政干预。

专家聂日明认为，电价的形成受到两方面因素的干预：第一，政府通过直接定价或者指导定价的行政干预;第二，目前的电力市场结构导致价格扭曲，输配环节处于绝对垄断，卖电与买电绕不开国家电网。因此，解决行政干预与破除行业垄断，是电改能否成功的关键。

在他看来，国家电网2013年全年营业收入超过2万亿元，占年GDP的3.6%，作为巨无霸央企，挟电网安全和社会稳定的名义，拒绝实质性的横向与竖向的拆分，国家电网成为过去十几年电改最大的阻力。不拆分在横向绝对垄断的电网，仅放开上下游电价，只可能是放任电网凭借垄断地位汲取上下游企业的利润。

“一方面，应该严格执行9号文件要求的竖向拆分国家电网，剥离电力交易、售电、系统调度的职能，只保留其必要的输配职能和普遍服务的义务。另一方面，进一步消除行政部门的干预，并将政府的管制（如输配成本核定、落实电网无歧视准入的监管）置于阳光之下。唯有如此，9号文件推出的电力改革才有可能顺利地展开。”聂日明说。

教授曾鸣同时强调，推进市场化的同时，顶层设计应更加被重视。政府在改革的顶层设计阶段对于如何用“看得见的手”设计、构建一个与改革目标相衔接的现代化法律、政策和监管体系，应当发挥主导性甚至决定性作用。“从这个意义上说，政府能否正确地发挥好上述作用，才是本轮电改成败的关键。”

电改将影响供需双方

聂日明分析后认为，此次电改如果能顺利推进，电力行业的供需两端都会受到影响。

一方面，作为供给方的发电企业会受到影响。

第一，发电企业的经营模式会有变动。9号文件提出，各省应全额安排可再生能源发电、新增用电需求优先使用清洁能源、鼓励清洁能源与用户直接交易、跨省输送新能源由国家发改委协调等措施，并首次提出充分运用利益补偿机制为清洁能源开拓市场空间。在这样的规定下，未来新能源的投资规模会加大，新能源电力市场化的步伐也会因此加快。

第二，发电企业的效益会出现两极分化。当前的供电模式，是由发电企业将电卖给电网，然后由电网卖给用户。电改之后，发电厂可以直接与用户进行沟通。这样的情况下，注重效率与成本控制的发电企业，将会扩大自己的供电范围，通过薄利多销等方式扩大自己的市场份额。而对于原本不注重生产方式的企业，绩效会变得更差的企业。势必会出现优胜劣汰与两极分化的现象。

另一方面，作为需求方的用电企业会受到影响。

第一，工商企业的电价会降低。一直以来，工商业用电占全社会用电量的八成左右，居民和农业用电量占了剩下的两成，电网用工商业电价利润补贴居民电价亏损。电改实现完全市场化和取消交叉补贴之后，工商企业等经营性电价将会因市场竞争而获益，电价会因此下降，从而成本降低利润增加，上缴税收也会增加。

第二，居民、农业等非经营性电价虽然会有一定浮动，但政府可能会从增加的税收中拿出一部分费用补贴居民电价，所以影响不大。

（《法治周末》2015.4.1蒲晓磊/文、《中国经营报》王金龙/文）