近期的“电力圈”正流行回顾展望十年电力体制改革。回顾中，业界弥漫着对蹉跎十年的沮丧与失望；而展望未来，前景仍混沌迷茫。有全程参与十年电力改革的人士，对这段改革时期以“做好了热身，发令枪却一直没有响”作结。

2002年2月，在经历了数年的争论、博弈和妥协之后，国务院下发《关于印发电力体制改革方案的通知》（国发[2002]5号，下称“五号文件”），揭开了电力改革序幕，提出了厂网分开、主辅分离、输配分开和竞价上网四大改革目标，直指公平、效率、政府管理方式等根本性问题。

事实证明，“五号文件”只是理想。2002年底五大发电集团成立，厂网分开基本实现，但主辅分离却在九年后的2011年9月方才落地，输配分开和竞价上网两项目标更是遥遥无期。这样一份十年改革“成绩单”与“五号文件”设定的“十五”改革目标都有很大差距。有业内人士甚至担心，电网垄断、监管乏力、价格行政管制的局面日渐严重，原有的改革成果都有可能变质。

今年2月，国务院总理温家宝在听取社会各界人士对政府工作报告的意见建议时表示，推进垄断行业改革是经济体制改革的重要任务。在“两会”政府工作报告正式稿中，也提出了“稳妥推进电价改革”。这些新的信号似乎又给趋于平淡的电力改革激起了一波涟漪。但是，如果没有自上而下新的强有力地组织推动，不触及电力价格这一关键要素，不破除输配售一体的电网行业垄断，未来的电力改革仍是空谈。

改革的，停下的

电力改革之初，将原国家电力公司拥有的发电资产，重组为规模大致相当的五家全国性发电企业，迅速完成了厂网分开，解决了发电环节的能力和效率问题，在发电侧实现了充分竞争。这是迄今为止最为完整的电力改革内容。

2002年底，全国电力装机约3.5亿千瓦；到2011年底，电力装机增长到10.5亿千瓦。

一位在国家发改委工作多年的人士向财新记者回忆称，电力改革之前，在成本加成的价格机制下，发电工程造价在1997年前后达到顶峰，“火电已到了8000块钱1千瓦，水电涨到了15000（元/千瓦），而且不封口，就是要涨。”

根据电监会今年2月发布的“十一五”期间投产电力工程项目造价情况，2010年火电工程项目的决算单位造价为3745元/千瓦，水电工程项目决算单位造价为6870元/千瓦。电监会分析指出，“发电侧市场主体间的竞争局面已经形成，对于有效控制火电项目工程造价发挥了积极作用。”

与发电项目工程造价不断下降形成鲜明对比的是，延续“十五”期间的涨势，2010年110kV-500kV四个电压等级的电网工程决算单位造价，相比2006年涨幅皆超过25%，其中110kV线路涨幅高达37.12%。

在2002年完成厂网分开之后，根据原定的改革时间表，电力行业应在2004年基本完成主辅分离。但实际上，主辅分离改革拖延了九年才告突破。其间，各主管部门意见分歧、“电荒”频繁，2008年雪灾等原因都构成了改革阻力。2011年9月底，中国电力建设集团有限公司（下称中电建）、中国能源建设集团有限公司（下称中能建）挂牌成立，主辅分离才算靴子落地。

主辅分离最终执行的方案有颇多折扣。因国家电网公司（下称国网公司）在电力设备制造领域野心勃勃，送变电企业等仍被保留在电网内部。而中电建和中能建亦被指业务庞杂。中能建共有电力规划设计、电力和水利建设、基础设施建设、电力及工程专用设备制造、电力及其他资源开发、国际业务和房地产开发七大板块，与电网公司和发电公司在不少领域存在重叠。

原电监会副主席邵秉仁在接受财新记者采访时指出，“应该更彻底些，干脆把辅业推向社会，彻底跟电力系统脱钩，没必要再搞出新的大央企。”

“五号文件大致归总为两点，一是厂网分开，二是成立区域电网。最终输配分开，并建立电力市场。”一位参与电力改革的人士对财新记者表示。

然而，事实正好与当初的改革设计相反，目前国网公司辖下五大区域网公司基本被架空，其职能已由新成立的国网区域分部以及省网公司接手。区域电力市场处于进一步萎缩的境地。

一位发电企业人士说，“区域网最后被上收到国网或省里，这对市场化、电力结构，甚至对技术都是不利的。”

关键点在电价

建立电力市场本是电力体制改革的终极目标，其内在逻辑就是改革电价，将政府行政定价转为市场配置资源，以市场供求关系形成价格。在整个电力产业链中，输电这一自然垄断环节可实行政府定价，但在发电侧和需求侧则实现市场竞争。然而，电力改革徘徊反复，非但没能形成市场化的定价机制，政府行政定价还有日趋严重的势头，给电力行业带来更多的问题。

最极致的表现就是煤电联动矛盾。动力煤持续高位运行，发电企业亏损加剧，价格部门调整上网电价，并视当时的经济运行情况（特别是CPI值）来决定是否同时上调销售电价。这几乎就是目前中国处理煤电矛盾的全部思路。

电价调高后，往往引发煤炭新一轮涨价，发电企业则会再次提出煤电联动要求，国家则再次调高电价。煤电每联动一次，下游用户特别是工商业用户，都要付出更大的用电成本。这一煤电联动的价格循环，根本无助于发电企业摆脱困境。煤电联动实行了两次就告搁浅，正说明这种解决方式不可行。

国务院研究室综合司副司长范必告诉财新记者，产业链中如果某一个环节是由政府管制的，且其影响了公平竞争，在上下游就会出现矛盾。“应当把管制的这块放开，如果不放开就不得不在上下游其他环节进一步管制。煤电运产业链就是这样，煤炭市场最早放开，电网、铁路的管制一直没有动，于是煤电矛盾周期性发作。

现在，要么打破电网和铁路的垄断，要么政府对煤炭限价限产。换句话说，是继续市场化，还是回归计划，必须作出选择。”

2008年和2011年两次由于煤电矛盾引发的严重电荒，都“幸运”地遭遇经济下行得以缓解，但这并不能说明煤电矛盾总能通过调电价得以解决。若不反思其根本逻辑，很可能会给国民经济和社会生活带来极为严重的后果。

在“成本+利润”定价模式下，不少电力工程又走上了拼命调概算，通过提高工程造价获批高电价的老路。这对厂网分开带来的效率提升是个反作用。

范必认为，电力改革必须坚持市场配置资源的大方向。目前的问题是市场发育不足，而非市场失灵。“价格改革的含义应是从政府定价转向市场定价。政府只为垄断环节的输电定价，其他环节价格由市场决定，这才是改革，煤电联动、价格调高调低都不是改革。”

电网公司仍在实行“吃差价”的盈利模式，其利润直接与两端的电力交易规模相关，这给直购电和新能源自发自用带来了极大的困难。直购电试点从2004年启动，至今未能形成一个行之有效的市场化操作模式，仍在很小的范围内艰难地走着审批路径。主要原因还在于绕不开的电网和定不了的输电价格。（详见本刊2012年第8期报道“直购电为什么长不大”）

不同时期的直购电谈判变成了各方博弈促使电网让出一部分价差，最终还得靠行政力量解决问题。“直购电本来是要打破目录电价，现在却是越管越严，连购电方是做什么的都要管。”一位地方电监人士评论道。

发改委价格司曾发布文件公布各省区2007年的输配电价，但并未对其适用范围和计算方法作出说明。一位熟悉价格工作的人士称，“价格司不是不想定，是定不出来。”

国家能源局新能源与可再生能源司司长王骏曾建议，按照合理成本加规定利润的规则，通过同业间资产量、输配电量和运营效率的横向比较，对各级电网企业分别实行单独定价，确定并公布其年度准许收入总量和相应的输电、配电所有路径的过网电价。

按照这一方式，电网企业的利润不再与交易电量有关，其公用事业属性得以显现。比如，在“吃差价”模式下，由于新能源自发自用减少了电网的销售电量，因此遭遇种种现实阻力。而目前的风电发电成本已低于大部分地区的工商业销售电价甚至居民电价，如果扫清接入电网和多余上网的障碍，将真正在用户侧调动发展新能源的热情。

有观点认为，可将价格改革作为突破口来推动僵持的电力改革。范必对此提醒道，“价格改革必须和垄断行业改革同时进行。如果垄断行业不改革，所谓价格改革，无非是调价，或者把定价权下放给垄断企业，别无他途。”

电网企业过度垄断，不断扩张的辅业和海外业务使得电网运行成本越发难以厘清，背后利益纠葛，这些都是电价改革面临的困难。多位业内人士提到，“做大做强”并不适合带有公益性质的电网企业，反而导致其非理性发展，与既定的市场化改革航程逆向而行。

几乎所有接受财新记者采访的人士都认为，电力改革要继续，必须有来自中央高层的决心，自上而下的推动。但目前情况下，还很难找到一个机构主要承担电力改革的任务。

电监会成立十年来一直地位尴尬。电力行业的定价权和项目审批权至今仍掌握在国家发改委和国家能源局手中，而监管对象中像国网公司这样的垄断“巨无霸”，无形中也压缩了电监会的发挥空间。

前述地方电监人士认为，电力行业多头监管，各部门都围绕自身权力设计改革方案，所以很难得到整体的贯彻与支持。