从2015年开始，中国电力市场化改革重启。改革的主要目标是“开放”，是市场化，要有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划，同时推进相对独立的交易机构规范运行。

历经四年改革，成绩不小，问题仍存。

成绩方面，输配电价改革已经到位；售电侧放开已经迈出了实质性的步伐等等。

问题还有很多：市场交易机制仍不够成熟，资源利用效率不高；区域电力市场的形成仍然有难度；市场化定价还面临着行政干预；一些地方借着“新电改”，形成了带有浓厚地方利益色彩的交易规则；降低一般工商业电价政策没有落实到位，增量配电网投资业务进展缓慢……

电力改革已经步入深水区，问题再多，改革的方向未变。记者通过对直接参与改革的专家、官员和企业的采访，深度还原目前电力改革过程中的成绩和存在的问题。

“深化电力市场化改革，清理电价附加收费，降低制造业用电成本，一般工商业平均电价再降低10%。”2019年3月5日，国务院总理李克强在政府工作报告中如是说。这已经是继2018年后第二次要求“一般工商业平均电价降低10%”，同时也再次强调了电力市场化改革。

中国的电网规模和发电能力位居全球第一，新一轮电力体制改革已经走到第四个年头，步入深水区。

“四年来，电改每前进一步都不容易。”国家能源局一位退休官员向记者表示，“如今进入深水区，触及的利益越来越多，诸多问题需要解决，需要碰硬。”电改涉及能源管理部门、地方政府、电网企业、发电企业和电力用户等多方面的博弈。

能源局局长的一线调研

在2019年1月至2月不到一个月的时间里，国家能源局局长章建华连续调研了五家电力央企，其中释放的信号，就像他在调研过程中所说的那样，电力企业要“进一步深化改革”。

今年55岁的章建华，是上海人，于2018年11月从中石油总经理一职调任国家能源局局长，这是他参加工作以来首次离开油气专业行业。

2019年1月4日至2月1日，章建华先后调研的这五家电力央企，分别是国家电网、中核集团、三峡集团、华能集团和国家电投。在中国，国家电网是最大的电网企业，中核集团是最大的核电企业，三峡集团是最大的水电企业，华能集团和国家电投则与国家能源集团、大唐集团、华电集团并肩“五大发电集团”。

在国家电网调研时，章建华表示，国家电网要“进一步深化改革，加大对外开放步伐”。国家电网经营区域覆盖26个省（自治区、直辖市），覆盖国土面积的88%以上，供电服务人口超过11亿，资产总额38088亿元，2016年~2018年蝉联《财富》世界500强第二位、中国500强企业第一位，是全球最大的公用事业企业。

集电力输送、电力统购统销、调度交易、电网投资等多项职能于一身的国家电网，是电改无法绕过的环节。因此，电改涉及国家电网的方面尤为广泛。

2015年3月15日，距中国在2002年启动的首轮电改13年后，《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，下称“9号文”）正式发布，由此拉开了中国第二轮电力体制改革的序幕。

从起草到最终发布，“9号文”用了整整两年时间。“过程非常曲折，需要反复研究。”参与“9号文”起草的华北电力大学能源与电力经济研究咨询中心主任曾鸣在接受记者采访时说。

“9号文”诞生前夕，党的十八届三中全会提出，国有资本继续控股经营的自然垄断行业，实行以政企分开、政资分开、特许经营、政府监管为主要内容的改革。而此时，全国电力行业发展还面临“市场交易机制缺失，资源利用效率不高”等亟须通过改革解决的问题。“深化电力体制改革”由此成为了一项“事关我国能源安全和经济社会发展全局”的“紧迫的任务”。

“9号文”的核心内容，可概括为“三放开、一独立、三加强”：有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划，推进交易机构相对独立，规范运行，继续深化对区域电网建设和适合中国国情的输配体制研究，进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。

四年来，电改从政策出台到局部试点，再到相关配套文件落地以至大刀阔斧全面推进，成绩甚至超出了业界的预期。曾鸣向记者介绍，电改这四年的主要成绩有：

一是输配电价改革已经到位；二是全国所有省份的电力交易机构已经组建并运营；三是售电侧放开已经迈出了实质性的步伐；四是增量配电网的投资和放开已基本遍布全国；五是电力市场交易量越来越大；六是正在推行可再生能源和分布式能源如何进入市场，如何进行交易的机制。

以输配电价改革来说，改革试点最先在深圳、蒙西“破冰”，打破了电网企业“吃差价”的盈利模式。“9号文”发布后，试点在2015年第一次便扩围到云南、贵州、安徽、宁夏、湖北五省（区），并迅速在2017年实现省级电网输配电价改革全覆盖。

“可以说，这是2015年3月党中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》以来，第一项取得重大突破性成果的电改任务。”国家发改委新闻发言人孟玮表示。

市场的力量

作为本次电力体制改革的重点，输配电价改革的思路是“管住中间，放开两头”，推进市场化，目的就是要打破现行的“独买”和“独卖”模式。换言之，输配电价改革，就是要管住中间这部分“过网费”，利用成本监审等措施，去掉与输配电环节无关的成本，最终核定输配电价水平。

国家发改委能源研究所原所长周大地在接受记者采访时介绍，此前电网企业主要通过收取“卖电”和“买电”的“差价”获取利润，将按照“成本加成”的原则收取“过网费”。

尽管电网具有天然的物理垄断属性，随着输配电价改革的推进，电网企业的收入也受到影响。“国务院要求降费降价，今年国家电网公司在电网输送环节收入减少了560亿元左右，给企业减轻电费负担。”国家电网原董事长舒印彪在2017年夏季达沃斯论坛上说，输配电价下降主要通过电力市场交易、用户自由选择的改革实现，“降价之后，用电量就上去了。”

根据中电联发布的统计数据，2018年前9个月，全国电力市场交易电量合计为14457亿千瓦时，是2015年一整年的一倍还多，市场交易电量占全社会用电量比重近三成，占电网企业销售电量比重的三成还多。其中，国家电网区域市场交易电量规模10874亿千瓦时，占全国市场交易电量的75.2%。

此外，记者从中国第二大电网企业南方电网获得的资料显示，2017年，该公司所辖的南方五省区（即广东、广西、云南、贵州、海南）省内市场化交易电量达2680亿千瓦时，共降低用户用电成本217.3亿元。

一些用电企业已经通过参与市场交易尝到了甜头，云南铝业便是其中之一。记者注意到，2015年该公司用电量超过160亿千瓦时，由于参与电价改革和市场化交易，电价从政府核定的大工业电价每千瓦时0.51元降到0.36元，电费节省了14亿元。

为进一步降低企业用电成本，2018年政府工作报告明确提出，大幅降低企业非税负担，降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%。2018年，国家发改委分四批出台了10项降价措施。初步统计已出台的措施，按年计算，合计可减轻一般工商业企业电费支出超过1000亿元，超额完成10%降幅目标。

“这种政策将越来越多，力度也将越来越大。”国家发改委一位知情人士对记者说。

地方政府表现得更为积极。记者根据公开资料梳理发现，2018年上半年，全国完成第一轮一般工商业电价下调的省（市）为32个；2018年下半年，至少有14个省（市）完成第二轮一般工商业电价的调整。

亲历本轮改革的国家能源局法改司原副司长刘刚后来解释说，对于地方而言，电改能够直接带来红利。经济进入新常态，地方GDP增长变缓，为应对经济增长压力，许多地方也想通过电改降低实体经济的成本。

电力的商业属性逐渐得到还原，使得参与电力市场交易的用电企业甚至有了作为甲方的感觉。张献忠是空气化工产品（中国）投资有限公司高级战略采购经理，他曾向记者表示，通过参与电力直接交易，电力像其他商品一样也走向市场了，用户购电除了电网公司外，有了向电力发电企业直接买电的新选择。

广东一家制造业企业的董事长向记者表示：“这就是市场的力量。”

这种“力量”，在售电侧改革环节体现得淋漓尽致。售电业务一直由电网企业掌控，因首次向社会资本放开而备受热捧。售电公司的盈利模式，是以尽可能低的成本和风险从发电企业手里购买足够的电量来满足客户用电需求，其中产生的售电收益和购电成本的差额，即售电公司的利润所在。“9号文”发布后，机构、行业不断谈论的话题是，在售电领域，“新电改有望开启万亿级的新市场”。

来自国家发改委的统计数据显示，截至2018年8月，全国在电力交易机构注册的售电公司达3600家左右。用官方的话说，这“为电力用户提供多样化的选择和服务，有效激发了市场活力”。

“社会资本的涌入，使竞争变得残酷起来，让我们知道什么才是市场。”一家国有售电企业的老总在接受记者采访时说，“为了获得更多的市场，我们不得不拼命地去跑客户。”

难除的顽疾

“市场交易机制缺失，资源利用效率不高”，“9号文”指出了目前中国电力系统需要解决的一系列问题中的首个问题。

“电力市场化改革的有效推进，是新一轮电力改革成功的关键。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强在接受记者采访时说，“所谓的电改，改来改去，就要看电力的市场化交易有多少。”

在2019年召开的第三届“东南电力经济论坛”上，原国家能源局法改司相关负责人直接称电力是“计划经济在中国的最后几个堡垒之一”。

在电力“计划经济”的强大惯性下，“市场交易机制缺失”这一顽疾仍在继续。在2017年召开的全国电力体制改革座谈会上，国家发改委原副主任连维良指出，电力市场化交易面临区域壁垒和地方保护，区域电力市场的形成仍然有难度；市场化定价还面临着行政干预。

同在2017年，全国“两会”期间，全国政协委员、时任大唐集团董事长陈进行表示，当前，电力交易受地方有关部门行政干预的问题较为严重，上网电价、终端电价、交易规模等均由地方政府操控。一些地方借着“新电改”，形成了带有浓厚地方利益色彩的交易规则。

“从2017年电力交易的情况看，部分省份有选择地安排高耗能企业优先撮合交易，一些省份并未严格执行国家核定的输配电价，还有个别地方部门不顾资源条件、按市分块干预交易，拒绝接纳跨省区送入。”陈进行说，这些做法与电力体制改革初衷不符，不仅影响了电力市场培育，更不利于节能降耗和整个国民经济持续健康发展。

这仅仅是电改四年来遇到的难题之一。其他问题还有，降低一般工商业电价政策没有落实到位，增量配电网投资业务进展缓慢。比如，2018年9月，为了解各地区降低一般工商业电价政策落实情况与成效，由工业和信息化部牵头组成的调研组兵分七路，赶赴东北、华北、中部、西北、西南、华东、华南等区域进行一个半月的明察暗访式调研时发现，个别地区存在政策传导慢、部分用户不了解降价政策等问题。

在降低一般工商业电价过程中，大部分省份均采取直接降低一般工商业销售电价或者输配电价的方式。这就意味着，发电企业和电网企业需要降低销售电价和“过网费”。“进一步降低还会影响到电力央企的盈利，其过程会比较困难。”林伯强对记者说。

而在增量配电网投资业务方面，2018年，国家发改委、国家能源局在部分省（区、市）开展实地督查调研时发现，一些地方相关责任部门改革推进不力，试点项目进展总体缓慢；一些电网企业或干预招标，或强制要求控股，阻碍社会资本进入，在供电区域划分、接入系统等环节设置障碍，导致部分项目迟迟难以落地。

参与此次督查调研的人士后来向媒体透露，“当前整个试点进展情况不是很好，我调研的省市区三批共有将近30个项目，真正运营的只有2个，大部分都还没有拿到供电业务许可证，有一些甚至没开始业主招标。”据其预计，全国真正运营的增量配电业务改革试点占比不足10%。而截至目前，国家发展改革委、国家能源局分三批在全国范围内批复了320个增量配电业务改革试点。

增量配电网业务投资业务放开，既是中国本轮电改最受关注的环节之一，也是本轮电改在配电网自然垄断环节开展的一项重大探索。“9号文”指出，“鼓励社会资本投资配电业务，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。”

但一位进军该领域的社会投资者向记者表示，“里面的水太深了，这不是我能玩的。”他介绍说，项目从规划到电价核定，还是电网在把控，任何一个环节被卡住就进行不下去。

对于电改四年来出现的种种问题，行业也一直在反思。但总体来说，业界普遍认为，电力体制改革本质是以电力市场化为目标导向的综合性改革，因此，系统性思维的顶层设计必不可少。首先，加快《电力法》、《电力调度管理条例》等电力行业根本性法律法规的修订工作，建立现代电力市场体系；其次，尽快完成电力市场规划的编制工作，明确电力市场体系具体如何组成，电力市场建设的具体目标和评价指标；再者，在实践过程中对于发现的阻碍改革的体制问题，应敢于快刀斩乱麻。

对此，上述国家能源局的退休官员认为，“开弓没有回头箭，就是要快，要坚定。”他说，“因为（电改过程中遇到的）困难从电改文件发布的那一天起，就已经预料到了。”

“在电力相对过剩的今天，是电改的一个好机会。政府要加快改革的步伐，不能错过这个窗口。”林伯强说，“因为你很难知道，这个窗口它能停留多久。”