中国电改跌宕曲折，在十余年试错与探索后，新一轮改革经各方博弈后即将重启。这是一场事关利益分配和秩序重构的较量，市场化是改革终极目标，电力交易主体应该有平等的地位和权利，自由交易理应是电力市场的新常态，放权后的政府机关应提供有效的监管服务，为推动改革尽职尽责。本报从今天开始就新电改推出系列访谈，探讨改革之路。
新一轮电力体制改革在经过多轮讨论后，即将启动。根据最新消息，新一轮电改的总体方案已经上报决策层进行研究讨论，有望近期公布，配套改革措施亟需出台。
目前，在我国以煤炭、石油、天然气、电力为主的能源体系中，煤炭价格已经完全市场化，油气、电力价格仍受政府干预。相比之下，电力体制和电价改革均滞后，体现在上网电价、销售电价受政府严格控制，竞争性的电力交易市场没有形成，输配电价由购销差价形成。
今年以来，在推进能源革命的要求下，电力体制改革、电价改革受到高度重视。今年6月，中央财经领导小组六次会议提出，抓紧制定电力体制改革方案;11月，深圳输配电价开始试点，电力体制改革提速。
新一轮电力体制改革将确定怎样的方向?电网输配分开是否可行?深圳输配电试点改革是否具备推而广之的条件?发电侧、售电侧改革方案应该如何设计?
21世纪经济报道记者就上述疑问专访华北电力大学能源与电力经济研究咨询中心主任、发改委电力体制改革专家咨询组专家曾鸣。
现阶段输配分开值得商榷
《21世纪》：上一轮电改始于2002年，国务院颁发的《电力体制改革方案》(“5号文”)提出“政企分开、厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的改革方案。有消息称，新电改方案将不涉及“调度独立”和“输配分开”的相关内容，主要围绕“四放开一独立”来进行布局，即输配以外的经营性电价放开、增量配电业务放开、售电业务放开、公益性和调节性以外的发供电计划放开和交易平台相对独立。
从对电网纵向拆分角度看，新一轮电改的思路正在发生变化。目前看，电网输配分开是否可行，是否有必要?
曾鸣：在中国目前的情况下，输配分开没有必要。输电和配电两个网络都具有规模效益和范围效益特性，一个区域应该建设一个网络，不应该建设多个网络进行竞争输电或者配电。也就是说，输配分开了，也不可能直接引入竞争市场，那么为什么要输配分开?
并且，如果输配分开了，会增加管理协调成本(也可以理解为交易成本)，造成电网运行安全度降低。输配分开不但不能通过引入市场竞争机制来提高输电和配电的经济效率，而且还会增加成本和安全隐患。
为什么还有不少人士主张输配分开?我想大致原因如下：
一是很多国家都是输配分开。其实，相当多的国家输配电网之所以处于分开状态，主要是产权多元化形成的结果，或者说是电力私有化的结果。我国目前不打算对于电网整体产权私有化。因此不宜人为地进行输配分开。
二是输配一体化链条太长不太好监管。基于国际经验，政府监管能力，或者称之为监管效能是有可能提高的，可以监管好输配一体化的电网企业。例如，法国电力公司长期被监管得很好，很有效率。
三是希望将一个大电网企业的利益切割出去一些，即便是垄断，也不要一家垄断，利益格局要调整。但是，一般而言多个小垄断对于社会总体福利的侵害更大一些。我国农网改造和农村电力管理体制改革前后的情况对比足以说明问题。
因此，在我国在现阶段输配分开的理由是值得商榷的。
深圳试点难以直接推广
《21世纪》：如何理解新一轮电力改革意见中提出的“四放开一独立”?
曾鸣：应该是“四放开、一独立、一加强”。“四放开”是为了发电侧和售电侧能够建立电力市场而提出的，就是要将发电侧原有的发电计划，发电厂的上网电价放开;售电侧的终端用户电价以及用电计划放开。这样利于形成发电用电市场。当然，放开的是可以进入市场的电量和服务，经营性之外的电量和服务不能放开。
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“一独立”是指电力交易业务相对独立于原来的电网企业，为了更便于政府对于市场交易的公平性进行监管;“一加强”是指政府要加强对于整个电力行业的规划职能。
关于加强电力行业规划的问题，我个人认为，要重新定位电网企业的功能，使之在政府授权下科学制定和实施电力行业规划。
《21世纪》：此次深圳实行输配电价试点，最大的看点是打破电网依靠买电、卖电获取购销差价的盈利模式，电网企业只收取“过网费”。这种改革的目的也是放开发电和售电环节，是否具备推而广之的条件?
曾鸣：关键是过网费包括什么项目。普遍服务所需要的补贴如何包括在过网费中(如何核算，如何转移支付以保证兼顾公平与效率)。深圳基本没有交叉补贴，深圳用电结构缺乏典型性，深圳发电侧的情况也与大部分省差异很大，同时，深圳的电网也不是一个完整的省级电网。所以，深圳的试点难以直接推广。
应避免发电商操纵市场
《21世纪》：根据《深圳市输配电价改革试点方案》，在独立输配电价体系建成后，将积极推进发电侧和销售侧电价市场化，鼓励放开竞争性环节电力价格，打破电网垄断电力销售的格局。目前，国内虽然有发电主体，但发电上网竞争格局没有形成。如何促进发电侧竞争?
曾鸣：目前国内发电市场竞争不充分，很可能会出现发电商操纵市场的可能性。因此必须重新组合，尽可能规避发电商操纵市场的情况发生。
我们必须充分认识到，基于经济学理论和电力的物理特征，电力市场寡头特征比任何其他商品市场要突出得多，因此电力市场的某些环节经济效率往往是不理想的，并且价格波动风险要比其他市场大得多。
《21世纪》：发电竞争充分后，火电机组之间，以及各类能源品种(水、火、风、光)之间预计形成怎样的竞合关系?
曾鸣：关于各类电源的竞合问题，更是一个既非常复杂又必须在市场模式、规则、结构设计的时候充分考虑的问题。
说它复杂主要体现在各类资源的成本特性、环境外部性以及对于电网安全运行的影响很不相同，而这些差异又比较难以仅仅通过市场价格信号来体现。因此，要想设计出一个合适的市场，以保证这些发电种类能在一个平台上公平充分竞争并且实现优势互补，使得系统总体效益最大的目标是困难的。
说它必须则主要体现在，清洁的可再生能源的发展必须优先保证，但是它又不能离开传统发电所提供的调峰服务，实现“横向源源互补，纵向源网荷储协调”是我国面临即将到来的“混合能源时代”在电力市场设计中必须考虑的重要因素。因此，各种发电权交易机制、需求侧响应机制、辅助服务市场机制等等都必须在电力市场整体设计中加以考虑和协调，只有这样，才能够形成优化的竞合关系。
售电侧改革在于提高效率
《21世纪》：对于售电侧实施改革并允许民间资本进入是本轮电改新方案的亮点之一。改革目的是形成多买多卖的市场格局，售电侧改革方案应该如何设计?哪些企业或机构有机会进入售电领域?政府应该如何配套监管?
曾鸣：售电侧电力市场设计的基本原则：一是促进用户不断提高其用电效率，自觉优化用电模式;二是引入竞争机制来促进售电机构为用户提高用电效率，而不是激励售电机构通过其他的不利于节能减排、不利于提高用电效率的促销方式来增加售电量。因此，必须通过智能电网技术来引入需求侧响应，并且对售电机构提供用电服务实行相关法律约束。
售电机构的盈利模式是：在促进用户用电优化、提高用户用电效率、用户降低电费支出的基础上获得更多的用户。也就是说，售电机构要设法通过需求侧响应使用户提高用电效率，或者形成平坦化的用电负荷曲线，在此基础上，售电机构可以从批发市场上购买较为平坦的用电负荷，也就是较低电价的电能，这样售电机构可以获利。
什么样的企业或者机构能够进入售电领域?主要应该是有能力促进用户提高其用电效率，优化用电模式的企业或者机构，并且这些企业或者机构能够在市场中通过公平竞争的方式来提高用户用电效率或者优化用户用电模式，在此基础上它们能够获利。政府的配套监管的重点是供电可靠性、用电效率改善的情况等。(本文仅代表个人观点，不代表任何单位和机构。)
