近日有媒体报道，新的电改方案经过多轮征求意见和反复修改，已下发相关单位征求意见。征求意见稿以“放开两头、监管中间”为原则，提出“四放开、一独立、一加强”：发电计划放开，即政府将不再制定发电计划;电价放开，除了输配电价由国家核定之外，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;成立售电公司，允许民间资本进入;交易机构独立;加强电网的规划。
令人担忧的是，该方案表面上很热闹，口号响亮，但实际上并无多少新意和“干货”：输配电价、直接交易、加强规划等都是喊了多少年的;交易独立则如壁虎尾巴，既可断也可生;配电增量放开，售电民资进入，算是新意，但可以预料其命运不会比大用户直接交易好多少。
所以我们在这个时候，很有必要讨论电改的“最小方式”和合理路径。什么是“最小方式”?有两个基本判则，一是“最必要”，即使仅此一招也能基本达到改革目标;二是“不可逆”，即使后续改革停滞也不至于有害和倒退。
以此准则，此前30年电力改革，只有“厂网分开”可称之为达到“最小改革方式”，而此前和此后，电力体制调整和政府管电方式一直在进行着，尤其是多家办电的实施，实际上是“发电放开”，在“厂网分开”前20年就大大小小地实施了，但这些都达不到“最小方式”，只是体制的渐变和量变。
纵观今天的电力行业，诸多矛盾交织在一起，电改如温水煮蛙，缺乏实质动力。如今，量价、项目三项审批咬在一起;竞争性业务和垄断性业务咬在一起;行政垄断和自然垄断咬在一起;政策性业务和市场性业务咬在一起;主辅业务和主多业务咬在一起;上下游改革以及央地利益咬在一起;固有的发输配强连接咬在一起。诸多体制性因素搅合在一起，犹如“篓子里的螃蟹”，爬不出来。
改革应从哪里下手，也一直是圈内争论最激烈的话题。从改革效果的角度讲，改革应从最关键环节下手;从改革方法论的角度讲，改革应从“最弱连接”下手。
此轮电改的最低目标应要还原能源商品属性，使市场在资源配置中起决定作用，构建多买多卖的(现货)市场，让(场外)买卖双方都有竞争和选择。
要达到这一改革目标，当前的最小改革方式应是“网售分离”，成立购售电服务公司。这既是最关键环节，又是“最弱连接”。
购售电服务公司应承担现有电网公司全部营销业务(抄表、收费、合同、结算、用电信息、节能服务、低压故障排除、清洁能源补贴支付)，同步公布全部初始输配电价。
成立购售电服务公司之后，应有一段过渡期，过渡期内发电上网电价/用户目录电价/发用电购售结算关系“三不动”。下一步便是分区域搭建现货市场，应采用两部制电价、实时电价、节点电价，保证清晰的时间信号和空间信号;同时分省放开用户，并设立最低标准和时间表;成立市场性的购售电公司，发电企业优先。
至于交易独立、调度独立、输配分开、区域电网、主辅分离、分拆上市、整体上市等选项，都以服从监管需要为准则，条件成熟则做，条件不成熟则等。
首先必须明确，“售电放开”不等于“网售分离”，正如“发电放开”不等于“厂网分开”。我国早在上世纪80年代兴起地方办电等，就实现了发电放开，但若不是厂网分开，便不可能达到如今的改革和发展成就。
第二，购售电服务公司是承担政策性和普遍服务的公司。正如笔者之前所说，业务切分要区分四个象限——竞争性和垄断性业务要分开，政策性和市场性业务也要分开。
售电环节整体是竞争性环节，但不是所有售电业务都可以一下推给市场。众多中小用户、农村用户、暂时没有放开的用户需要有人“兜着”，因此，它是一个政策性服务公司，是“兜底”的售电公司。此外，对于发电方来说，燃煤发电、核电可以放开，但水电、新能源等不可能一次完全放开，需要全额收购者。如便宜的水电一次性放开后必然会造成电价波动，出现不合理的财富转移，高价的新能源也需要收购者。
第三，购售电服务公司应该是保护用户基金和清洁能源基金的管理者。如今各类用户之间的交叉补贴是事实，放开用户时应注意厘清保护用户数量和交叉补贴规模，将暗补变为明补，并由专门的机构——购售电服务公司来承担这一职责。目前的可再生能源基金应改为清洁能源基金，也要有一个管理者，不可能由政府部门直接管理。保护用户基金和清洁能源基金的管理者这一职能可能持续很长时间，且由全国统筹。
第四，购售电服务公司还是容量电费管理者。成立购售电公司之后需要搭建市场，必须实施两部制电价。容量电费可以分省管理，地方各省购售电服务公司承担了各省容量平衡的职能。当然，随着容量市场的逐步建立，容量电费管理者的职能会慢慢过渡。
第五，购售电服务公司的大多数用户都是兜底中小用户，尤其居民和农村用户。因此，该公司具有现金流大、从业人员多等特点。购售电服务公司的资产分界点可以以电度表为界，在今后智能电网、用电大数据时代，电度表拥有电费收取，需求响应执行等功能，因此，购售电服务公司有数据信息服务、金融服务等衍生业务潜力，甚至将来可以进入天然气等其他能源零售和公共服务领域。
第六，成立购售电服务公司，将营销业务分离出去之后，纯粹的电网公司和购售电服务公司之间会有博弈，合理的输配电价自然随之而出。纯粹的电网公司只能靠输配电价“吃饭”，政府也可按照效率因子监管，目前政府和监管部门面对不了这样一个垂直一体的庞然大电网，大用户直购电难以推行，输配电价也难以出台。正如当年若厂网不分家，合理的上网电价也出不来。
成立购售电服务公司之后，要先把网售分开的事做好，再说售电放开。成立购售电公司之后，电网公司的主辅分离将是很自然、自觉的事情，没有必要把它作为4个步骤之一。
有业内人士认为，为何不一次性成立很多家购售电服务公司?或在各地方层面分散成立?或将购售电职能留在电网公司，通过财务分离等形式与输配业务逐渐分离?
对第一个问题，笔者认为，市场性业务公司不搞政策性业务，垄断性公司不搞竞争性业务，这应是包括电力改革在内的多个能源行业和公用事业改革的共同准则。五大发电公司是市场竞争性的主体，可以搞市场性的纯售电业务，但是不能搞政策性的购售电业务。
对第二个问题，有三点理由，第一点，前面谈到，该公司要承担保护用户基金和清洁能源基金管理职能，而这些是全国统筹的;第二点，我国全国性的资源配置和电力能源交互是既有的优势，全国统一市场是发展目标，没有必要反其道而行之，自行分割;第三点，全国性公司不代表高度集中，各省购售电服务公司要独立承担各省容量电费管理和容量平衡职责。
第三个问题，将政策性购售电业务留在电网公司，通过财务分离、组织分离等形式慢慢完成分离，是很多人的想法，在国际上也有。
但第一，前面我们谈过，业务的区分要分四个象限，政策性业务和垄断性业务不是一回事。
第二，选择这一方式，意味着这一轮改革还达不到“最小改革方式”，也就是说，还难以称得上真正的体质改革，我们或许还要再等十年，就如当年发电放开二十年后，最终还是要走到“厂网分开”。
第三，国际上有采用财务分离模式，但人家的法律体系和监管手段比我们当前要强得多，在中国采用这一模式，成功的希望不大，可以预见的还将是弱监管强企业的结局。
第四，国际上的确有很多将政策性售电业务留在配电公司，走配售合一模式，称为供电公司，但一般来说，采用这一模式，是先完成了输配分开。也就是说，输配分开和网售分离二者要选其一，才有可能推进后续的改革，实现用户放开和多买多卖。
这就又回到前面的话题了，对这二者的比较，从国际电力市场二十多年的经验来看，越来越多的人倾向于输配并不必然要分开，因为这二者在业务划分四个象限来看，属于同一象限，区别在于大垄断和小垄断。同时个人认为，输配之间的连接强度远大于网售之间的连接强度，输配分开的难度大于网售分离。
所以，综合各种比较，这一轮电改选择售电入手没有错，但要真改革，必须首先将现有电网公司营销业务彻底分离，成立购售电服务公司，以此作为保障和支撑，后续的改革举措才有可能实质推进，售电放开、多买多卖的改革目标才有可能真正实现。
