摘要： 2002年，《電力體制改革方案》公布，掀起了中國電力體制改革的浪潮。其提出的“廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網”四大改革任務，在僅完成“廠網分開”一項后，電改便陷入停滯
2002年，《電力體制改革方案》（業內稱之為“5號文”）公布，掀起了中國電力體制改革的浪潮。其提出的“廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網”四大改革任務，在僅完成“廠網分開”一項后，電改便陷入停滯局面。
跌宕13年之后，2015年，中國啟動了新一輪電力改革。
2015年3月，國務院發布《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（即電改9號文），提出了新電改的重點和路徑：放開競爭性環節電價，向社會資本開放配售電業務，放開發用電計劃；推進交易機構相對獨立規范運行；深化區域電網建設和輸配體制研究，強化電力統籌規劃。
隨著國家發改委先后批復深圳、蒙西、湖北、安徽、寧夏、云南和貴州等地進行輸配電價改革試點，轟轟烈烈地拉開了新一輪電改的序幕。
為了貫徹落實電改，2015年11月30日，國家發改委和能源局公布了6個電改配套文件，共同描繪出本輪電改的“路線圖”，電改進入實施操作階段。
作為電改的重要參與者，這次電網公司成為了“被改革”的對象：新一輪電改明確，電網企業不再以上網電價和銷售電價價差作為收入來源，按照政府核定的輸配電價收取過網費。同時，原本被電網壟斷的配售電業務也向社會資本敞開了大門，其承擔的交易業務也被獨立出來組建為被政府監管的電力交易機構。
本輪電改剛剛起步，電網企業難言“贏家”或被“割肉”，未來或更多定位于公共服務運營商。
電網盈利模式改變
電力改革的核心，是電價的改革。在9號文中，“有序推進電價改革，理順電價形成機制”，成為推進電力體制改革的首要任務。
長期以來，中國的電價成本構成模糊不清。這其中電網企業的輸配電價更是一筆“糊涂賬”。
原國家電監會曾在《電力監管年度報告(2011)》中提到，國家電網的輸配環節電價為157.2元/兆瓦時，南方電網的輸配環節電價為93.96元/兆瓦時，兩家公司輸配電價成本差距巨大。而在電網企業的輸配電成本構成中，折舊、工資、材料費、財務費用、輸電費、維護費等支出更是不透明，無監管。
輸配電價不明，一定程度上阻礙了電網企業的發展。早在2002年，南方電網就開始籌劃上市，并在2006年引入中國人壽加速上市進程。但由于輸配成本不透明等多種問題，上市計劃亦一再擱淺。
而在本輪電改中，電網企業的盈利模式發生了根本的變化：從以往依靠買電賣電賺“差價”，變成了只收取“過網費”即輸配電價。按照電改的要求，輸配電價按照“準許成本加合理收益”計算，政府進行核定，并向社會公開。
2014年11月，深圳率先在全國進行輸配電價改革試點。2015年初，南方電網旗下的深圳市供電局公布的2015年~2017年的輸配電價為0.1435元、0.1433元和0.1428元。2015年水平比2014年深圳電網實際購電、售電價差每千瓦時0.1558元下降1.23分，按照深圳市2014年的售電量計算，降價金額9億元。
2015年10月，第二個進行輸配電價改革的內蒙古蒙西電網，向外界公布了輸配電價改革方案，其確定的輸配電價為每千瓦時0.1184元。在核算成本的過程中，內蒙古發改委對蒙西電網2012年~2014年的財務數據進行了成本監審，核減與輸配電業務無關的固定資產原值約22.8億元，核減折舊費、運行維護費等不合理成本費用約25.79億元。
據內蒙古自治區發改委副主任王金豹介紹，由于內蒙古經濟下行壓力較大，自治區決定將核減的約26億元成本全部用于大工業用電降價，電價每千瓦時降低2.65分。
除了深圳和內蒙古外，安徽、湖北、寧夏、云南和貴州五省份也都在2015年列入輸配電價改革試點。
“單獨核定輸配電價是實現市場化交易的基礎，是放開競爭性業務的前提，對于還原電力商品屬性和實現電改目標有著重要意義。”國家發改委相關負責人認為，輸配電價改革不僅能夠降低企業和社會用電成本，發揮價格調價供需作用，另一方面也能夠規范電網企業運營模式，加強對電網企業的成本約束，抑制電網企業的不合理投資。
售電側面臨激烈競爭
國家發改委電力體制改革專家咨詢組專家、華北電力大學教授曾鳴在接受《中國經營報》記者采訪時表示，除了構建獨立的輸配電價體系，改變電網企業盈利模式外，允許社會資本進入售電側，是本次電改的另一大亮點。
9號文甫一發布，申萬宏源公共事業研究員劉曉寧的一句“全國5.5 萬億度售電對應的萬億元級別市場即將開啟”，讓業內驚呼售電側改革的巨大市場。而電網公司是否參與售電業務也成為電力行業人討論的焦點。
11月30日公布的《關于推進售電側改革的實施意見》中指出，向社會資本開放售電業務，多途徑培育售電側市場競爭主體。并明確售電公司分三類：第一類是電網企業的售電公司；第二類是社會資本投資增量配電網，擁有配電網運營權的售電公司；第三類是獨立的售電公司，不擁有配電網運營權，不承擔保底供電服務。
同時規定，同一供電營業區內可以有多個售電公司，但只能有一家公司擁有該配電網經營權，并提供保底供電服務。同一售電公司可在多個供電營業區內售電。
在售電公司的資產要求上，資產總額在2000萬至1億元的，每年可售電量6億至30億千瓦時。資產總額在1億至2億元的，年售電量為30億至60億千瓦時。資產總額在2億元人民幣以上的，不限制其售電量。
“在本輪電改的意見討論階段，開始有人曾提出電網公司只做輸電和配電，將競爭性售電業務徹底獨立出去，但電網公司自然不愿意放棄這塊‘蛋糕’。”中電聯一位人士指出，電網公司也有著售電的人才、技術、信息系統優勢。現在明確參與售電業務后，電網企業在售電上無疑最有競爭力。
2015年以來，涉及發電、新能源、儀表設備等多行業的企業宣布組建售電公司。記者通過查詢全國企業信用信息公示系統后發現，2015年下半年以來，全國各地已經成立了上百家獨立的售電企業。
這些企業未來將如何與電網進行競爭，怎樣獲得電力資源、爭取客戶，后期也將逐漸進入操作階段。
2015年12月8日，國家發改委、能源局批準了廣東、重慶兩地進行售電側改革試點。
長期以來，售電業務為電網公司獨占。售電側已經開始向社會資本放開，曾經的“獨買獨賣”格局變為“多買多賣”，未來必然將對電網公司構成激烈競爭。
正如國家電網能源研究院經濟師所言，售電公司比拼的不僅僅是售電，更應該比拼全方位、綜合性的能源服務。
“電價的市場化和放開售電側絕不是電改的最終目標。”在曾鳴看來，通過建立電力改革的市場化機制，在電力各產業鏈引入競爭，提高中國能源利用效率，促進能源行業的節能環保，這些都是本輪電改需要完成的任務。
從美國、德國的電力體制改革成功經驗來看，都經歷了8~10年的過程，中國的電改才剛剛起步。如今，電力市場化的大幕已然拉開，身處改革大戲中的電網企業下一步如何轉型，仍值得密切關注。（《中國經營報》 王力凝）
