新电改预测及其对现电力行业格局影响

目录第一节 总体思路预测第二节 改革措施预测第三节 对目前电力行业的影响第四节 国际电力市场改革经验

第一节 总体思路预测

新一轮电力体制改革真正开始以2013年4月国家发改委体改司发布2013年度研究课题招标公告为标志，2014年则进一步进入到方案制定，征求意见和讨论阶段。

2014年5月以来，由国家发改委牵头制定的《深化电力体制改革若干意见》已多次征求相关部委、电网公司、电力企业以及行业专家的意见，暗示新电改有提速趋势。预计新电改方案将于年内递交到国务院并获批出台，改革力度亦或超出预期。

2013年11月，十八届三中全会一致通过的《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》（以下简称“《决定》”）为新电改明确了方向。

一、要加快推进电力行业监管体系和监管能力现代化

《决定》要求，进一步简政放权，深化行政审批制度改革，最大限度减少中央政府对微观事务的管理，市场机制能有效调节的经济活动，一律取消审批，对保留的行政审批事项要规范管理、提高效率；直接面向基层、量大面广、由地方管理更方便有效经济社会事项，一律下放地方和基层管理。政府要加强发展战略、规划、政策、标准等制定和实施，加强市场活动监管，加强各类公共服务提供。

电力行业监管体系是国家治理体系的重要组成部分，电力行业监管能力是国家治理能力的重要组成部分。电力监管体系和监管能力现代化，既要符合国情又要与国际接轨，有利于完善宏观调控措施，有利于推进电力市场化进程，建立公平、有效、透明的，中央和地方两级政府责权分明的电力垄断业务价格管理机制和有效的电力市场竞争机制。

一是建立输电或配电业务准许收入或价格制度；二是建立输电或配电服务绩效评价制度；三是建立输电或配电服务绩效与准许收入挂钩制度；四是建立输电或配电业务费用收取、结算和清算制度；五是建立以监管会计制度为核心的监管信息制度；六是建立调度电量平衡监管制度；七是建立电力交易中心监管制度。

二、要充分发挥电力市场在资源配置中的决定性作用

《决定》指出，紧紧围绕使市场在资源配置中起决定性作用深化经济体制改革，坚持和完善基本经济制度，加快完善现代市场体系、宏观调控体系、开放型经济体系，加快转变经济发展方式，加快建设创新型国家，推动经济更有效率、更加公平、更可持续发展。

一是要建立国家级、大区级、省级、地区级四级分层开放型完全竞争性电力市场（交易中心）；二是自然垄断电网要无歧视对电力零售商、用户和发电企业开放；三是建立由发电企业上网自由竞卖、购电商或用户自由竞买决定电量和价格的双边竞争机制；四是建立具有电力特性的即期和远期电力市场；五是建立实体经济与虚拟经济有机结合互相促进的电力市场；六是要建立不同电源能够互相竞争的电力市场；七是建立电价向电力终端用户顺利传导、各业务主体结算流畅、平衡账户有效发挥作用的电力市场。

三、要切实处理好政府电力监管与电力市场之间的关系

《决定》指出，经济体制改革是全面深化改革的重点，核心问题是处理好政府和市场的关系，使市场在资源配置中起决定性作用和更好发挥政府作用。市场决定资源配置是市场经济的一般规律，健全社会主义市场经济体制必须遵循这条规律，着力解决市场体系不完善、政府干预过多和监管不到位问题。

《决定》要求，必须积极稳妥从广度和深度上推进市场化改革，大幅度减少政府对资源的直接配置，推动资源配置依据市场规则、市场价格、市场竞争实现效益最大化和效率最优化。政府的职责和作用是保持宏观经济稳定，加强和优化公共服务，保障公平竞争，加强市场监管，维护市场秩序，推动可持续发展，促进共同富裕，弥补市场失灵。

一是政府和市场“两只手”应该在电改过程中和电力市场正常运行过程中相互紧密配合发挥各自不同的作用；二是对自然垄断业务分类、分离、拆分监管符合电改方向；三是实施基于绩效的输电及配电准许收入或价格限制制度是电力监管的主要内容；四是取消电价的财税替代职能是厘清并完善宏观调控机制和微观运行机制的必然要求。

四、要实现电力垄断业务与竞争业务的分离

《决定》指出，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，根据不同行业特点实行网运分开、放开竞争性业务，推进公共资源配置市场化。

《决定》要求，完善主要由市场决定价格的机制。凡是能由市场形成价格的都交给市场，政府不进行不当干预。推进水、石油、天然气、电力、交通、电信等领域价格改革，放开竞争性环节价格。政府定价范围主要限定在重要公用事业、公益性服务、网络型自然垄断环节，提高透明度，接受社会监督。《决定》要求建立公平、开放、透明的市场规则。

实现电力垄断业务与竞争业务的分离是电改最为基础性的工作，但是电价改革、市场规则建设、监管会计制度建设必须与电网垄断业务与发电和售电业务相适应，同时电网的收入必须与准许收入相一致。为了提高垄断业务效率、公平度和透明度，促进企业精细化管理，还应该对电网不相容或差别较大的垄断业务进行分离或实体性分开（输电业务与配电业务、调度、交易业务与电网业务）并适度划小实体规模（电网拆分）。

五、要积极深化电力国有企业产权多元化改革

《决定》指出，健全归属清晰、权责明确、保护严格、流转顺畅的现代产权制度；积极发展国有资本、集体资本、非国有资本等交叉持股、相互融合的混合所有制经济；完善以管资本为主的国有资产管理体制；健全协调运转、有效制衡的公司法人治理结构。

大力吸纳社会资本，加大电力企业产权多元化力度，提高电力企业活力和电力企业国有资本运营效率。国有资本（包括中央和地方）适度控制电网企业、适度控制核电企业、适度参股大型电力企业，取消电力企业行政待遇，实现经营者选择市场化。完善电力国有资产管理体制，建立电力企业国有资本运营制度，完善电力企业公司法人治理结构，强化高级管理人员责任约束，提高电力企业对市场敏感度。

第二节  改革措施预测

一、《电力法》修改时机已成熟

现行《电力法》是1995年12月通过的，这正是电改的前夜，政企分开的方向已经确立，《电力法》的出台正是这一时期的重要成绩，被誉为电力法制建设的里程碑。

《电力法》在垄断行业中率先确定了电力工业管理体制必须实行政企分开的改革，并确立了鼓励投资办电，支持和保护投资者收益的原则，极大地调动了中外投资者办电的积极性，为培育新的电力市场主体、实行厂网分开的改革奠定了坚实的基础，有力地促进了电力工业的发展，促使电力发展的体制环境发生重大变化。

2001年，国家电力公司召开了一次法治工作会议，会上形成了修改《电力法》的意见稿。意见稿的目的之一自然是能够获得《电力法》更多的法律保护，试图用法律来固定利益格局，这是当时大部分电力企业的普遍愿望。

2003年以来，国务院法制办、发改委、电监会、能源局等部门都对修改《电力法》进行过讨论研究，并形成了修改意见稿。因为相关部门之间的掣肘，修改草案只是停留在部门办公会上，在部门流转中没有了下文。

2013年全国两会，电力行业的多位人大代表和政协委员提出要将《电力法》修订列入近年国家立法计划，尽快启动修订工作，对与当前行业形势明显不符的条文予以修正。

纵观历年来《电力法》修订虽经多方研究，却始终无法得以实施，一方面电改涉及众多利益相关方，一旦《电力法》出台，很多东西都以法律的形式固定下来，各利益相关方在修改意见上自然难以形成统一的意见；另一方面，《电力法》修订主体不断变化也是进展缓慢的重要原因，从最早的电力部，到之后国家电力公司，再到电监会，最后是能源局，由于不停地变换主体，很难有一个统一的修订思路，也导致进展一直不理想。

表面看来是修改《电力法》，其实质仍是电改问题。电改方向不明朗，《电力法》也不可能确定下来。随着2013年以来新电改条件、思路逐渐成熟，《电力法》已经成为电改的阻滞因素，《电力法》修订虽受各方博弈影响，但电改必将倒逼《电力法》修订提速。

总体上，修订后的《电力法》会在现有《电力法》的基础上，调整、补充和增加一些内容，可能在某些方面有所突破、有所创新。主要包括：电力规划与建设，电力投资与融资；电力市场体系建设，电力监管体系建设；电价与电价机制，鼓励、支持可再生能源、洁净能源、新能源发展；加强资源综合利用，注重开发和节约并重，经济、社会、环境、资源相互协调，有关产业协调配套，相互适应，可持续发展；规范普遍服务，加强电力需求侧管理等内容。

《电力法》的修订并不需要等到电力行业的所有问题都研究清楚并在《电力法》中进行明确规定，《电力法》作为电力行业的基本法律对许多细节问题仅需作原则性的规定，具体细节可以授权相关部门根据具体情况具体制定。《电力法》中应确定的是这部法律的基本目标、基本原则和基本理论，形成《电力法》的基本体系，运用《电力法》的逻辑体系指导未来电力行业的市场化发展。

二、“放开两头，监管中间”的主体方向

新电改方案不同于2002年的厂网分开，也不同于2011年的主辅分离，上述两者只是按循十二年前电改方案进行的“四步走”方略重点性推进，而这次将出的方案或不会继续推进老方案延续的输配分开，而是采用“放开两头，监管中间”的改革方向，重点和亮点将是配售电侧的改革。

所谓“放开两头，监管中间”，即在发电侧和售电侧引入竞争，同时加强对中间电网环节的监管力度，构建能够为市场主体提供全方位

优质服务的、统一的电网适应性平台，并且逐步建立完善科学合理的电价机制。

依照这一改革思路，未来发电企业与用户的直接交易将可能全面放开，允许供需双方自主选择，参与市场竞争，同时依托电网企业业务上的优势，构建能够为市场主体提供全方位优质服务的、统一的电网适应性平台，并且逐步建立完善科学合理的电价机制，实现发电侧竞争和售电侧开放，在保障安全稳定运行前提下，建立公平、开放、高效的电力市场体系。

在我国发电侧已基本放开的情况下，新电改方案的最大亮点可能来自配售电侧的改革，主要是放开配电侧和售电侧的增量部分，允许民间资本进入。

目前，配售电的资产基本由地市一级的供电局独立核算和管理，配售电改革的主要影响对象将是庞大的地方供电系统。配售电侧改革最大的争议，来自于配售电环节的产权：是将电网的售电业务彻底剥离，还是保留电网的售电业务让民资参股，还是在不改变现有售电市场基础上准入更多的民营售电公司。以上问题任何解决，尚没有更为细化的方案。

新电改方案经过几轮的征求意见和修改，基本雏形已经渐显，但此轮方案被认为并没有涉及和解决当前电改推进中的核心问题。按照5号文，新电改的重点将是针对电网进行输配分开的改革，但是新方案并没有将输配分开列入讨论范围，没有提及拆分电网公司的问题，也未明确输电、配电价格的形成方法。新方案没有对电网现有存量进行任何改变，不管是配电方面还是售电侧，都是基于增量的改变，这是一份基于不改变电网现有结构的增量改革方案。

新方案可以说是针对当前改革的现状做出的比较具有实操性的方案，很大程度上在于考虑到了如果大刀阔斧的推进输配分开，很可能形成难以推进的尴尬，所以方案选择相对柔和的渐进式改革方式，重在具有实操性，可以实质性推进，如果完全按照5号文执行，很可能僵持不进。

三、“四放开、一独立、一加强”的具体措施

新电改将以售电侧改革为突破口，以大用户直购电深化试点为起点，提出“四放开、一独立、一加强”：

四放开：公益性和调节性以外的发供电计划放开，政府将不再制定发供电计划；

经营性电价放开，除了输配电价由国家核准之外，发电厂和用户之间可以直接制定电价进行交易；

配电侧放开，新增的配电网，要允许社会资本进入；

售电业务放开，成立销售公司，允许民间资本进入。

一独立：交易机构独立，对现属于国家电网的“国家电力交易中心”进行专门、独立管理。

一加强：加强电网的规划。

新电改将会在售电侧强化竞争机制，形成市场化的售电新机制。售电放开改革从某种意义上会改变电网的盈利模式。在此之前，电网的主要收益来自上网电价与销售电价之差，这部分收益直接构成了电网主要的盈利来源。售电侧分离后，输配电价将会取而代之，成为电网的主要收益，这与过去电网所习惯的盈利模式完全不同。

售电放开后，输配电价如何定价对电网公司的影响巨大。在完全厘清输配电价之前，电网公司不可能支持电改。

预计在售电侧进一步放开的情况下，为了保证国家电网公司的收入在改革初期不会出现太大波动，初期在输配电价的核定方法上会有过渡原则，即输配电价将采用过网费的形式，在起步阶段由平均购销差价形成。随着改革的深入，输配电价的核算方法最终将采用“成本+合理收益”的方式确定，并会逐渐趋于市场化，以保证电网收益逐步趋向稳定。

新电改方案没有涉及存量输配电资产的拆分，主要是考虑到资产庞大、涉及利益太多，改革难以推进，因此只在新增的配电业务中允许各投资主体进入。而对于增量配电业务，部分发电企业、尤其是分布式电源投资企业的积极性最高。

新电改还将改变现有的电力交易模式，而对于国家电网公司而言，这或许是争议较大的一环。国家电网交易中心组建于2006年10月，是国家电网公司归口负责电力市场建设、电力交易组织和电力市场服务等工作的职能部门，其工作职责是负责季度、月度电力市场交易计划管理；组织电力交易；交易合同、购售协议签订的组织工作，并进行电量结算和交易统计分析等。

交易中心的独立，直接受到影响的便是电力调度。但以往呼声很高的“调度独立”或暂以“交易中心相对独立”的形式替代，交易中心产权仍保留在电网，但独立接受相关部门监管。

未来，调度机构将逐步从电网企业中分离出来，组建独立的调度交易结算中心，负责电力市场平台建设和电力交易、计量与结算，组织和协调电力系统运行，确保电力调度交易的公开、公平、公正，还有电网的无歧视公平开放。

四、拆分国家电网公司的可能性不大

在国家电力公司被拆分以后的改革过程中，电网的垄断始终被电力行业所诟病，也是电改的难点之一。在未来多条特高压线路相继建成后，国家电网公司的垄断地位会更加巩固，可能会更加强势。多轮的新电改方案讨论，争论的焦点直指电网，庞大的电网似乎已经成为中国电力事业持续健康快速发展的羁绊，拆分电网，引入竞争的呼声日渐增高。

“四放开、一独立、一加强“的改革措施，实际上着力点都是在力图破除国家电网公司一家独大的势力。更多的争议则反映在是否直接拆分电网上，以对电网进行彻底的改革。

主张拆分的观点认为，按照原有的六个电管局（即东北、西北、华北、华中、华东、南方），把这六个电力大区变成六个电网公司，按地域授权经营电网，各省地方电网在重组中进入上述六个电网公司，六个区域电网之间的交易由新设立的交易中心负责，设备的管理按地域划分，由区域公司负责。国家电网公司拆分后，将形成相应的竞争机制；或者直接划归为社会公共服务事业，取消其企业属性，电价问题、新能源发电上网、并网难等问题都将迎刃而解。

也有观点认为，电改并不意味着必须拆分国家电网公司，拆分也不意味着就能提升行业效率，即使把国家电网公司拆分为六个电网公司，在任何一个电网公司的管辖范围内它还是一家，在它的范围内还是自然垄断，只是这个自然垄断的范围从全中国变成了某一个区域而已。因此，加强对国家电网公司监管力度、剥离国家电网公司非主营业务、避免重复建设才是重点工作，国家电网公司应将基础设施建设、电力服务职能发挥到极致，其它环节交由其他国有或者民营电力公司运作即可。

电网是自然垄断的特殊企业，是连接发电市场和用电市场平台。深化电力体制改革是大势所趋，电网的拆分不一定能破除垄断，是否拆分只是手段，改革的最终目的是为了提高电力行业的运行效率。

无论是推进电力直接交易，还是引入民间资本进入售电侧，其最终目的都是打破电网公司在电力交易中对发电公司的单一买家地位和对电力用户的单一卖家地位，实现电力交易市场化，逐步形成发电和售电价格由市场决定、输配电价由政府制定的价格机制。

考虑到国家电网公司的强势地位，为了降低改革的阻力，推动电改的进一步深入，加之拆分电网后是否能达到预期的效果、是否会重新形成区域垄断，都尚未有明确的定论，现有电改方案提出的“四放开、一独立、一加强“的措施是基本切合目前实际的，近期内拆分国家电网公司的可能性不大。

五、电价改革会有所突破

电改十二年来，电价改革一直是最为瞩目的话题之一。电价改革是电改的核心内容，而输配电价是电价改革最为关键的环节，也是此轮电价改革的突破口。输配电价的改革不仅将直接改变电网企业依靠买电、卖电获取购销差价收入的盈利模式，更可能为下一轮电改、油改乃至国企改革埋下伏笔。

新电改方案确立了电网企业新的盈利模式，电网企业不再以上网和销售电价差价作为收入来源，而是按照政府核定的输配电价收取过网费。独立输配电价体系建立后，便要积极推进发电侧和销售侧电价市场化机制的构建，鼓励放开竞争性环节电力价格，把输配电价与发电、售电价在形成机制上分开。

输配电价的确定关系重大，难度也极大，原因在于核定电网的输配成本非常困难，特别是在需要核定成本的对象是一个总资产2.57万亿元、投资跨越金融、制造、矿业、地产等多个领域的超级电网――国家电网公司的情况下。中国的电改推进了十二年，一直都没能确立一套合理的输配电价标准及核定方法。

发改委在2007、2008两年公布了前一年的输配电价和销售电价，但这一输配电价实际只是前一年实际的购销差价，一般占销售电价的25%左右，并不是按照输配电成本核算出来的。

表3  2007年部分省份输配电价
序号	输配电价 （元/千瓦时）	省份
1	0.215	海南
2	0.196	上海、新疆
3	0.180	广东
4	0.173	重庆
5	0.160	江苏、黑龙江
6	0.156	京津唐
7	0.100	河北、山东、河南、贵州、内蒙西

因电网具有自然垄断性，根据电网的实际成本确定输配电价对于建立一个有效的电力市场至关重要。只有明确输配电价，消费者与发电厂商之间才能直接交易或通过其它中间商进行电力交易。

2014年10月23日，国家发改委发布《关于深圳市开展输配电价改革试点的通知（发改价格〔2014〕2379号）》，明确要在深圳市建立独立的输配电价体系，完善输配电价监管制度和监管方法，促进电力市场化改革。同时为其他地区输配电价改革积累经验，实现输配电价监管的科学化、规范化和制度化。

此次深圳市输配电价改革试点，前期仍坚持电力输配一体化的管理方式，最大的看点是打破电网获取购销差价的盈利模式，发改委价格部门将以电网有效资产为基础为电网企业核定准许成本和准许收益，电网不再作为电力交易主体，而是以输配电服务商的角色出现，按照公布的输配电价固定电网总收入。独立输配电价改革若能向全国推广，将彻底改变目前电网的盈利模式，为后续的竞价上网、售电端市场化等提供必要条件，打破电网垄断电力销售的格局。

根据试点方案，深圳输配电价的核价基础为深圳供电局有限公司的输配电资产和业务，电网准许收入=准许成本+准许收益+税金，输配电价总水平等于输配电总准许收入除以总输配电量。

输配电价确定后，国家按照管理公用事业的模式对电网监管，电网仅收取过网费，用以保证提供普遍服务、电网投资等需求，电力供需双方可以自由选择。试点方案鼓励放开竞争性环节电力价格，把输配电价与发电、售电价在形成机制上分开。参与市场交易的发电企业上网电价由用户或市场化售电主体与发电企业通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定，电网企业按照政府核定的输配电价收取。

此次针对深圳的输配电价改革试点较之以往有非常明显的突破，明确给出了电网企业准许成本核定办法，同时固定电网的总收入，并要求公布独立的输配电价，令各环节价格更透明化，改变电网企业过去获得高额购销差价的盈利模式。不过试点方案难点在于对有效资产和准许成本的核定，由于不涉及电力体制切分，售电环节的成本可能被纳入输配环节，操作不好会将成本做大。

按“放开两头、监管中间”的思路，深化电改，建立独立的输配电价、推进网售分开，对于推动电力直接交易非常关键。通过深圳试点改革，可以摸清输配电环节成本，为将来全面核定电网输配电成本做基础，是新一轮全面输配电价改革的前奏，也是对电网企业监管方式转变、电改提速的重要信号。

六、直购电试点将进一步深化

2002年5号文件下发以来，各地开始试点“大用户直购电”。这本来是符合电改市场取向，作为打破电网企业垄断经营，实现开放电力市场的突破口，理应有效推进并像其他许多国家那样取得好的效果。但是经过十几年的摸索和探讨，除有几个试点是事实上的发电企业单方面让利于用户外，鲜有成效。究其原因，主要是受到固有体制的制约和试点对象范围的局限，本应该在一个大的用户群体上开展的工作而只选择了少数个体，因而远远谈不上形成真正意义上的直接交易市场。

从2002年提出直购电概念，全国大部分省市区都曾表达了参与直购电的积极性。究其原因，不外乎在通过国家批准后，直购电就可以大行优惠。优惠的空间来自输电价和上网价的降低，个别只有输电价的降低，上网价不降反升。

尽管有关部门极力强调直购电与优惠电的不同，但直购电的优惠现实却难以回避。在地方政府积极试点直购电的背后，有多少成分属于推动电力体制改革，又有多少成分属于希望得到电价优惠，通过降低电价促进地方经济的短期繁荣、GDP增长？如此背景下，试点了十二年的直购电，已经变异成为地方政府的独角戏，而原本的市场主体电网企业和发电厂均表现得并不积极。

图13  直购电交易模式

1、电网企业不配合

直购电推行十二年，进展缓慢之极。2011年全国大用户直接交易电量为81.94亿千瓦时，仅占到全社会用电量的千分之二。电网企业的不配合确为事实。

2009年，电监会、发改委、能源局联合发布《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知（电监市场〔2009〕20号）》，被奉为直购电改革圭臬，后来的直购电相关文件均以此为宗。

20号文明确：在独立的输配电价体系尚未建立的情况下，原则上按电网企业平均输配电价（不含趸售县）扣减电压等级差价后的标准执行。其中 110千伏（66千伏）输配电价按照10%的比例扣减，220千伏（330千伏）按照20%的比例扣减。目前的直购电以过网直购为主，即无论直购与否，电力的物理供应方式不变，由大电网接入供电，并不是由电厂直接架线供应。电网工作量没变，但利润却只有原来的90%或80%。

从理论上说，高电压供电成本较低，扣减部分电价有其合理性。然而，售电价格并非完全按成本核定，比如居民用电由于电压等级低、供电线路长，电力供应的成本比较高，但电价却比工业、商业用电都低。在一个大盘子里的时候，电网可以进行总体平衡，直购电从盘子里单出来，并带走了里面的肥肉。

明眼人一看即清楚，直购电侵蚀电网利益。电网作为企业，维护自身利益是其本能和本职，无可厚非。

2、发电企业不积极

如不考虑上游成本问题，发电企业的收益由电量和电价两个因素决定。那么，发电企业所希求的好处，必须来自电量和电价，或者二选其一。

目前，参与直购电交易的主要是火电，全国年度利用小时数约5,000小时，实际利用小时可达到7,000多小时甚至8,000小时。负荷率越高效率越高，发电企业自然希望多发电量。

然而，我国电量为计划分配，以省为单位相同机组利用小时数大体相当。而且20号文清晰规定：发电企业直接向大用户供电的发电容量，在安排计划上网电量时予以剔除。通过参与直购电增加电量目前来说只能是一厢情愿，发电企业利益的来源之一被一刀斩断，连藕断丝连的可能都没有。

至于另一可能的利益来源，20号文的规定是：直接交易价格由大用户与发电企业通过协商自主确定，不受第三方干预。即使真的可以到自主协商，发电企业从中获得高价的可能性并不高，因为目前的直购电只能是优惠电。

从已经发生的交易现实看，除极个别发电企业获得高于标杆电价的交易价格外，绝大部分发电企业都是让利。那么，既然无利可图，为何发电企业还在参与，其动力来自哪里？其实应是压力才对，估计主要来自地方政府。

3、直购电试点工作存在的问题

仔细分析各省的大用户直购电实施情况，不难发现有以下共同特点，一是市场化不充分，并非真正意义上“使市场在资源配置中起决定性作用”，几乎所有开展直接交易的省份，都由政府有关部门为发用电双方设立了准入门槛，参与直接交易的市场主体非常有限，行政干预色彩较浓；二是由于部分用户直接交易，大部分用户仍执行统一销售电价的“双轨制”模式，参与直接交易的发电企业的交易电价（上网电价）全都低于政府批准的上网电价，用户到户电价都不高于政府规定的统一销售电价（目录电价），直接交易成为对部分用电企业的优惠待遇。上述做法，已使国家推行“大用户直购电”的初衷走入了误区。

4、直购电是电力体制改革的重要突破口

推进大用户与发电企业直接交易，建立并不断完善真正意义上的交易市场，让电力资源在市场上通过自由竞争和自由交换来实现优化配置，作为电改的突破口，已成为业内人士的共识。

2009年开始，辽宁抚顺十五家电解铝企业开始进行首批直购电试点工作。目前，广东、四川、湖南、山东、云南、江苏、安徽、江西等十多个省份已经开始进行大用户直购电试点。

2014年7月，国家能源局江苏能源监管办下发《关于开展江苏电力直接交易扩大试点工作的通知》，将直购电交易规模扩大。9月，国家能源局南方监管局与广东省有关部门联合印发《广东电力大用户与发电企业直接交易深化试点工作方案》，也启动了直购电的深度试点工作。同时，山西、四川等省份也在第一批直购电交易完成后，计划扩大试点规模。

除上述省份外，目前国内已有山东、河南、湖南、福建、湖北、云南、贵州等省启动直购电交易。直购电一改2012年之前的停滞状态，在政策鼓励下开始回暖，浙江等未启动试点省份也在研究方案。

面对新电改方案的胶着状态，能源局力挺大用户直购电，意在酝酿区域电改破题。直购电的意义并不是一定要更便宜，而是要让用电企业和发电企业直接协商价格。直购电意味着独立电厂建立电力零售公司，用户通过零售公司向电厂购电，而电厂根据用户的购电信息了解需求的变化并合理安排机组发电。在调配发电机组发电方面电网被认为是低效的，而直购电也将弱化电网在发电能力的调配权利。

第一节  重启电力体制改革对电力行业的影响

从目前电改的方向来说，电网在电力工业中的核心地位将有所下降，其现有的经营模式将受到较大冲击，电网会逐步从电力交易中退出，变为专业的输配电公司，未来更多的可能是转型为公共服务类公司。

随着电改的逐步推进，市场化定价、煤电联动、输配分离、配售分开等基本原则将被贯彻落实，发电公司、配电公司和大用户将真正介入输电网络，使电网作为电力商品的载体进入商业化运营，不同所有制企业在电力行业的影响力、竞争力必然逐渐得到体现，电力行业在公开、公正、公平的竞争秩序下，整体运行效率必然大幅提升。

新电改使得发电企业能直接进入到售电端，形成多买家多卖家电力市场，那些资源配置优化、生产效率高的发电企业将可能提高利用小时数，获得更多的上网电量，但也面临较为激烈的电价竞争压力。

发电公司的地位将会有所上升。发电企业的经营模式将发生较大转变，由目前的成本控制型企业转变为市场型企业。发电企业现在的关注重点是单单满足既定生产目标，未来可以把更多的精力放在开拓售电市场、扩大市场占有率等方面，由单纯的发电公司向“发电+售电”一体化转型。

除了发电企业外，大型工业园区在售电业务放开后，有可能会产生一批由园区管理者组建的售电公司，直接与园区内大用户进行电力交易。这种全新的交易模式，将使大用户直购电在未来的售电市场中占据一定份额。分布式电源用户、其他社会资本等在符合一定资质条件下，也可以成立售电企业的方式成为新的售电主体。另外，此次售电侧放开，将会为节能服务公司打开了一项新的业务领域，也是一次不错的发展机会。

用户在电力市场中的作用越来越大。售电市场的开放使用户的话语权加大，这对于提升电力服务质量有很大促进作用。此外，用户跟发电公司的信息沟通更为通畅，发电公司可以更为及时地调整生产和发现市场机会。

而且由于售电侧的放开，可以使电价信号得以有效传递，电价将最终反映资源稀缺程度和市场供求关系，有利于电价机制的形成，实现电力资源的优化配置。对于有可能放开的增量配电业务，部分发电企业，尤其是分布式电源投资企业将有很高的积极性参与输配网建设。

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