新电改前夜：地方电网有望成为改革试验田

    2012年，是中国电力体制改革启动第十年。
　　
　　按照国人的惯例，这是一个需要回首和总结的时刻，亦是展望下一步的节点。
　　
　　有人说，十年电改失败了；也有人说，十年电改停滞了；甚至有人说，以市场化为取向的电改，压根就没启动过……
　　
　　当然，持“喜忧参半”的人还居多数。
　　
　　一项国外发达国家尚在探索的行业改革，放在中国仅仅进行十年的短短片段就欲盖棺定论，多少有些简单粗暴。
　　
　　回顾十年改革，第一步“厂网分开”，无疑是一个巨大的历史进步。十年间，中国各路资本跑马圈地，在国家经济升温向好的大背景下，中国发电总装机迅速赶美超英，跃居世界第二位；电网规模、智能电网与特高压电网技术，在世界首屈一指。
　　
　　中国也因此摆脱了长期的硬缺电问题，为世界工厂的成长提供了最有力的支撑。
　　
　　而第二步“主辅分离”，虽然争议多多，但毕竟也是一个巨大进步。
　　
　　十年前的电改方案，确实是经典之作；但常言说得好，“计划赶不上变化”。彼时的设计，是在能源供应充足的前提下，“量中求质”；但在实施初期，恰遇中国加入世贸后带来的新一轮经济大牛市，对能源的需求出现几何式增长，“保供给”成为电力行业第一要务。自然，以提高效率为着眼点的电改处境尴尬。
　　
　　而且，前一阶段的改革措施，“以拆为主”。竞争主体多元化，固然给行业带来活力；但是，一体化的交易成本低廉优势也因此丧失。得失之间，确需仔细权衡。
　　
　　改革进入第十年后的今天，变化悄然而至。今年上半年全社会用电量同比增速明显回落，引发了煤炭价格连跌。曾因“保供给”、“压价格”而一直难有进展的电力体制改革，推进的前景日趋明朗。
　　
　　近年来，国务院领导频频在中央经济工作会、年度改革思路中反复强调，深化电力体制改革和理顺电价形成机制，是重要的改革任务。今年7月10日，温家宝总理在经济形势座谈会上指出，国家要在铁路、能源等领域“抓紧做几件看得见、鼓舞人心的实事”，以提振投资者信心。
　　
　　改革进入深水区，好啃的骨头早已啃完，剩下的都是硬骨头。电改下一步的“输配分开”，也有部分专家和电网企业反对，而且反对理由也似充分。比如，配电到底是不是自然垄断行业？国外学术界也争论不休。
　　
　　人们相信，没有十全十美的改革；但不改革却一定是最坏的结局。目前，中国工业电价过高，能源使用效率低下，这正是进一步要改革的目标所在。
　　
　　“新电改”的设计者们认为，在新的框架下推进的改革，将取得“多赢”的效果——发电企业的售电价格上升，工商企业的用电价格下降，煤电矛盾逐步得到化解，多种所有制企业将扩大对电力的投资。在目前经济增长下行压力加大的情况下，有利于提高企业竞争力，发挥稳增长的作用。以电改开端的一系列“深水区”改革，将使中国经济焕发出新的生机与活力。
　　
　　2012，“新电改”起步元年?
　　
　　顶层设计重构
　　
　　“拐点确实已经出现”，多位研究宏观经济的学者接连发出感慨，认为中国经济高速增长的时段，很可能已成“过去式”。
　　
　　作为经济发展的动力车间，能源行业的拐点来临得更加猛烈。2012年1~5月，全国规模以上电厂发电量增幅显著下降，全社会用电量同比增速明显回落；目前全国煤炭价格连跌，市场萎靡。
　　
　　往年迎峰度夏时分经常出现的“电荒”、“煤荒”，如今已经不见踪影。夏日之中，冬天的气息弥漫开来，却给多年来一直紧绷的煤电矛盾和能源紧缺带来转机，曾被“保供给”一度压倒、停滞的电改，推进前景或可豁然开朗。
　　
　　呼声重起
　　
　　以往匮乏的电力体制改革空间，正在急剧增大。
　　
　　7月上旬，中国能源界流传着一个消息：国务院领导连续将有关电力体制改革的内参批给有关部门研究，其中包括重启电改的呼吁。
　　
　　无疑，这个消息给正在感慨“逡巡十年”的电力体制改革派们带来了很多新的期许。
　　
　　《财经国家周刊》记者联系到长期从事能源公共政策研究的专家，国务院研究室综合经济司副司长范必。
　　
　　“第一步，要继续完成主辅分开的任务。”此说，主要是针对电网企业而言，意在通过严格规范电网企业的业务范围，来厘定输配电成本，为下一步改革奠定基础。
　　
　　众所周知，在2011年，中国两大电力辅业集团已经挂牌，但仍有一部分辅业资产留在电网内部，如输变电设计、施工企业，相关“三产”、多经企业，其成本可能通过各种途径，最后成为输配电成本的一部分。
　　
　　另外，有的电网企业还新收购了装备制造企业，辅业资产出现反方向膨胀。近年来，诸多发电企业和电监会、理论界都大声呼吁“调度独立和交易独立”。就此，范必认为应该“将电力调度机构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，以确保电力调度交易的公开、公平、公正和电网的无歧视公平开放”。
　　
　　一些业内人士置疑，很多发达国家的调度机构就设在电网，中国有没有必要调度独立？范必解释道，“调度独立的本质是调度接受监管部门的监管。现在世界上大部分国家实行了输配分开，输电网不是买卖电力的企业，而是一个中立的运行机构。在这种情况下，调度有的在电网内部，有的独立出来，有的还直接隶属监管部门，各种情况都有，他们的共同点是，按照一定的规则接受监管。但对于中国来说，由于输配没有分开，电网在电力买卖中处于垄断地位，调度独立出来，更有利于接受监管，实现公平调度。”
　　
　　对改革后电价走向的预测，是业界关心的话题。很多人认为，一旦实行市场化改革，会使电价大幅上升。范必不同意这种观点，他说，“计划电价、计划电量、电煤双轨制是造成高电价的原因。通过市场化改革，发电方与用电方进行直接交易，用户的选择权将大为增加，市场功能得到有效释放，资源配置效率将大幅提升，结果将是发电企业的上网价格会有所上升，工商企业的用电价格会有所下降，煤电矛盾逐步得到化解”。
　　
　　十年拉锯
　　
　　从2002年俗称“5号文件”的《电力体制改革方案》下发，到2012年的十年间，中国电力体制改革艰难完成了厂网分开、主辅分离前两个步骤。
　　
　　“前两步改革很不彻底，遗留问题颇多”，业界人士普遍如此评价。
　　
　　“严格讲，中国电力改革并非从2002年开始”，一位老电力人如是说，“从20世纪80年代初期的‘集资办电’开始，中国电力改革就一直沿着一条相当清晰的路线推进”。
　　
　　20世纪80年代以前，中国电力行业一直实行垂直一体化的垄断模式。这种模式，曾在那个特定历史时期，对电力工业的稳定和发展起到了重要作用。
　　
　　但是，随着经济发展，“缺电”越来越严重，暴露出了该模式难以克服的弊端。
　　
　　在强大的能源需求推动下，“集资办电”应运而生，并且发挥了强大的“鲶鱼效应”，在多年来垄断封闭的电力体系中撕开了一个缺口。
　　
　　除了缓解电力短缺，“集资办电”还在电力央企之外，培育了诸多发电主体。这些新生力量不断发展壮大，直至占据中国发电装机半壁江山，最后量变引发质变。因为原有的垂直一体化垄断体制无法做到“三公调度”，厂网不分造成的矛盾已经不可回避。
　　
　　2002年厂网分开实现后，国家电力改革领导小组在2004年将第一份成形的“主辅分离”改革方案上报，却因“电荒”席卷全国而搁浅。
　　
　　2007年年底，国资委牵头，会同两大电网及相关部委共同制定《电网主辅分离改革及电力设计、施工企业一体化重组方案》；但2008年年初，南方突然遭遇大面积雨雪冰冻灾害，导致大量电力设备损坏。两大电网公司随后联合上书国务院，要求保留输电施工企业——主辅分离再次停滞。
　　
　　2010年9月，电力体制改革工作小组同意了国资委制订的主辅分离方案，并于当年11月上报国务院；2011年初，国务院同意该方案，并明确由国资委负责组织实施。
　　
　　2011年9月底，主辅分离重组后新组建的两家电力辅业集团正式挂牌成立。
　　
　　但这期间，国家电网却成立了发展电源的新源控股有限公司，国网麾下的中国电科院控股了电力设备商许继集团，国网国际技术装备有限公司无偿受让了河南平高电气集团的全部股权。
　　
　　2011年底，华北电网被悄然拆分为国家电网华北分部和冀北电力公司，中国区域电网中的最后一个堡垒失守。当年为跨区竞争设置的区域电网已经被消解，“省为实体”的省级电网公司回归、做大。背后隐含的，是国家电网公司实现“本部实体化”的意图。
　　
　　在日益坚硬的集团堡垒面前，电改变成了一场时进时退的持久拉锯战。
　　
　　就连5号文件制定的电改路线，也屡次遭到各种质疑。
　　
　　2012年4月，国家电网公司总经理刘振亚在出版的《中国电力与能源》一书中明确反对“输配分开”改革；彼时业界有人预测，凭借国家电网在业内的巨大游说能力和影响力，此说可能会导致中国电改的原定方案发生偏转。
　　
　　经历过第一轮改革的资深电力人士表示，当年“厂网分开”时，反对声也很高，理由是强调“电力行业的特殊规律，是发输供用瞬间完成，各环节之间不可分割，不适于像普通商品一样引入竞争”，但结果恰恰证明了竞争的巨大力量；对于引入竞争后的安全因素等各种担心，可以通过强化规则最大限度地避免。
　　
　　国家电监会和能源局官员均表示，虽然电力改革路径和方式众说纷纭争议不休，但“2002年5号文件提出的市场化改革方向，仍毋庸置疑”。
　　
　　再论输配
　　
　　目前，输配电价和输配分开，已经成为下一步电改的焦点。分还是不分、何时分、怎么分，都成为亟待解决的问题。
　　
　　事实上，关于输配分开的各种观点，正在悄悄发生着变化。
　　
　　2011年，电监会现任主席吴新雄履新后，在输配领域频频发力。是年，电监会制定并颁布《输配电成本监管暂行办法》，明确输配电监管目的、法规依据，规定了监管内容和监管措施，为深入开展输配电成本提供了制度保障。
　　
　　2012年，电监会提出要突出抓好的“六项重大监管”第三项，就是“突出抓好成本与价格监管”，其中特别提到：“科学界定输、配电界面，明确输、配电的成本构成，选择企业进行监管试点”。
　　
　　《财经国家周刊》记者获悉，电监会正计划在深圳和苏州，进行输配电财务独立核算试点工作。
　　
　　“输配分开，在‘十一五’规划和2011年的政府工作报告中，都提到了。但要思考具体怎么实现、怎么操作？到底要解决什么问题？”电监会内部人士表示，当年输配分开的改革设计，主要目的是“为了构建多元的市场主体，不是为了分开而分开”，“如果有其它办法能达到这个目标，也没必要一定输配分开”。
　　
　　“从财务上讲，开奥迪是成本，开桑塔纳也是成本；吃鲍鱼是成本，吃盒饭也是成本；职工年薪十万亏损，年薪五万可能就盈利，”，中央财经大学煤炭上市公司研究中心主任邢雷认为，“合理成本要搞清楚，这是最重要的”。
　　
　　2012年上半年，电监会内部专门搞了一个监管论坛，讨论输配分开问题，其中一些观点值得关注。
　　
　　“输配一体、网售分开，以省为单位更符合我国国情”，电监会输电监管部主任么虹提出了这样的观点。他认为，输电与配售电分开，或输配电与售电分开，只是改革选择的形式，“在此基础上，电力调度职能逐渐过渡为政府职能”。
　　
　　电监会市场监管部主任刘宝华则认为，“输配分开本身不是目的，不能引入竞争的输配分开没有意义，只会增加社会成本；鉴于目前电力改革的整体环境，这项改革可以采取循序渐进的方式”。
　　
　　刘宝华提出一种更为简便的模式——大用户开放，即暂不改变目前的电网体制，而是加快开放大用户与发电企业的直接交易，首先在规模以上用户与发电企业建立市场机制，“但必须界定好市场与政府的边界，政府不再层层审批，而是只管输配电价、准入条件、市场规则和系统安全”。
　　
　　一位能源局关注电力改革的官员表示，在早几年，电监会的观点“非常激进”，坚持“一定要输配分离，不输配分离就没法进行下一步改革”；但现在的一些观点，和10年前5号文件设计的电力体制改革路径相比，显然已有所调整。
　　
　　今年4月，国家电网总经理刘振亚在著作中直言“继续坚持输配一体化、调度电网一体化”，引发了业界强烈关注。
　　
　　有国网系统内部专家告诉《财经国家周刊》记者，配电领域和输电领域一样，也是自然垄断领域，不能自由竞争；应尽快实行“配售分开”，来替代“输配分开”。
　　
　　国网能源研究院总经济师李英介绍称，“配电领域也是自然垄断”的说法，其实来自国外，并非国家电网的发明；一些外国的电力体制改革模式，其实是输配电下端放开电力零售市场，成立大量电力趸售商，实现电价的竞争。李英提供了美国学者萨莉?亨特写的《电力竞争》一书，其中详细介绍了美国的电改经验。此书由世界银行资助，已经在中国出版发行。书中坚持了“配电领域也是自然垄断”的观点。
　　
　　“输配一体，网售分开......和我们观点接近，但还不一样”，中国社会科学院规制与竞争研究中心主任张昕竹表示，是“分”还是“放”，一字之差，区别很大。
　　
　　“我们的观点是强调放开，将来售电谁都可以售，对民资也可以放开，包括国网公司也可以售电；让一个电网公司不去售电，显然有问题”。
　　
　　“网业分离，主要解决的是公平竞争问题”，张昕竹表示，网络型企业改革的基本思路，就是网业分离。“如果又做网络又做业务，肯定要对竞争对手揉搓；只做网络，那就对谁都一样，没有厚此薄彼的必要”。
　　
　　张昕竹认为，从监管和公平竞争的角度看，输配分开好像简单，但仍需制定合理的输配价格、合理的调度规则，“这和分离不分离没有关系”。
　　
　　此前，张昕竹曾经对中国输配分开的成本进行过量化分析。他表示，实行输配分开将增加成本600~1800亿元；这一结论被国家电网公司总经理刘振亚在《中国电力与能源》一书中引用。
　　
　　有专家指出，目前争议的焦点，表面看是输配要不要分开，实际上“涉及到未来中国电力行业体制改革往什么方向走，这是真正的改革深水区”。范必认为，“监管部门与垄断企业是天然对立的，全世界都是如此，监管部门在原则问题上不能让步”。“虽然输配分开有难度，但大方向应当坚持，改革只要启动起来，早晚要朝那个方向走”。
　　
　　窗口期
　　
　　煤价低迷，电力供应相对宽裕，这样的行业状况，一直被认为是电力体制改革、尤其是电价改革“窗口期”的特征。
　　
　　各种经济指标显示，现在这些特征无疑已经具备。
　　
　　回顾电改这十年，煤电矛盾长期不能理顺，煤荒电荒轮番出现，导致改革的关注重点总在“保障能源供给”上，而忽略了用体制改革驱动能源效率提高。
　　
　　财政部财科所所长贾康（微博）认为，资源、能源方面的相关改革，是我国加快转变发展方式、优化资源配置的迫切需要。如果不能尽快化解已经积累多年的矛盾，那么优化结构、走向集约、节能降耗、清廉高效的科学发展，将成为一句空话。
　　
　　诸多能源专家认为，目前煤价低迷，是实现资源价格改革的绝好时机，“应尽快把资源税的覆盖面扩大到煤，彻底理顺煤电矛盾”。
　　
　　贾康近日撰文称，“电力改革是我国现阶段改革必须强调顶层设计、配套周密实施的一个缩影，前些年容易做的事已经做完，剩下的全是硬骨头，并且与方方面面密切联系，前接煤炭资源税改革，中为电力体制改革，后接电价管理审批制度改革，而且并行与呼应财政体制改革，要涉及所有相关改革方案的整体配套设计”。
　　
　　范必亦认为，“最近煤价下跌，电企似乎日子好过了一些。但随着经济周期的变化，煤电矛盾仍会加剧。应当趁现在煤电矛盾不那么尖锐的时候加快改革步伐”。
　　
　　但民间和一些学者的担忧，却更为现实。“现在，很多领域一提改革我就害怕，改革就是涨价，想方设法涨价”，一位能源领域的学者表示，改革的目的，是通过市场竞争把价格降下来。
　　
　　“就像煤电联动一样，煤价上涨，企业不停奔走呼吁涨电价；煤价下跌，却无人呼吁降电价。利益集团固化之下，谁会有动力和自觉改革？”一位长期关注电改的学术界人士的这句话，令人印象深刻。“公正地讲，10年改革不断取得进展，但真正留下深刻印象的东西不多”，电监会有关人士这样评价十年来的电改历程。
　　
　　有专家认为，其中要害是因为“改革缺乏顶层设计”。
　　
　　“顶层设计这种说法，实际上本身就有问题”，张昕竹认为，顶层设计和市场化是有矛盾的，市场化本身就是市场决定的，是市场交易过程中产生的，不需要设计，也不需要顶层，“但电力行业确实需要顶层设计，因为这个行业有市场缺陷”。
　　
　　“厂网分开后，必须确定输配电价；而为了核定输电成本，必须要进行主辅分离；发电侧竞争启动之后，必须打破单一购买者的局面，必然要进行售电端改革，逐步放开用户选择权，才会形成完整的电力市场”，电监会一司局级干部如是说，“改革的逻辑非常清晰，但进程却又如此艰难”。
　　
　　一位资深电力行业人士表示，除了供需形势因素之外，“外部压力不足导致的政府决策无力”，是电力改革进展迟缓的重要原因。
　　
　　今年3月22日，国务院转发了发改委《关于2012年深化经济体制改革重点工作的意见》，其中提出“深化电力体制改革，稳步开展输配分开试点，促进形成分布式能源发电无歧视、无障碍上网新机制，制定出台农村电力体制改革指导意见。提出理顺煤电关系的改革思路和政策措施”。
　　
　　该意见还提出，“稳妥推进电价改革，实施居民阶梯电价改革方案，开展竞价上网和输配电价改革试点，推进销售电价分类改革，完善水电、核电及可再生能源发电定价机制”。此项工作，被指定由发改委、电监会和能源局具体负责。
　　
　　“本届政府临门一脚，推进电改的决心已下，任务也已定下”，一位资深电力专家的话透露几份无奈，“但改革如果错过了最好的时机，就只剩迫不得已的选择”。
　　
　　电改的另一个视角
　　
　　电力体制改革，电价改革是关键。没有市场化的价格，电力市场亦是镜中花水中月。
　　
　　然而，已经走了10年的中国电力市场建设，正是在一种没有市场价格的状态下展开的。目前，中国的上网、输配和销售电价，依然由政府部门核定。近日，《财经国家周刊》记者专访了中国价格协会专家咨询委员会委员李英。其长期从事电力技术经济和电力市场化改革研究工作，曾参与起草过国务院的《电价改革方案》。
　　
　　《财经国家周刊》：随着电力体制改革下一步何去何从的热议，一些在业内沉寂已久的话题又开始重新被大家提起。例如“魏桥”。谈电改，“魏桥”似乎是个绕不过去的话题，您对“魏桥模式”怎么看？
　　
　　李英：魏桥，很难称其为模式。只能说是一个自备电厂，自建了小电网，向企业外的用户供电。事实上，它既不符合国家政策支持的微电网，也不符合大的发展方向。这种模式，我认为是不可持续的。
　　
　　整个电力工业，包括中国也包括国外，都是从孤立电网一步一步发展成互联电网的。联网后，可靠性增加，道理很简单，因为可以容纳更多电源；一旦有电源脱机，完全可以通过大电网本身互补；电力质量也比较好，能够对用户进行持续的优质的供电；另外和大电网联在一起，可以减少整个系统的备用，比较经济。
　　
　　《财经国家周刊》：输配分开是电力体制改革的关键一步。当然，业界对此的探讨也非常多。请问你怎么看待输配分开，对电网而言，到底应不应该进行拆分？
　　
　　李英：我认为，在可竞争的领域进行竞争，一是发电，一个是电力的零售，而不是网络，包括输电和配电网络。
　　
　　配电网也属于自然垄断，不可能搞重复建设。用经济学的名词讲叫“成本次可加性”。也就是说，在同一地区，一家企业垄断供电，要比多家企业竞争供电成本低。
　　
　　国外一些国家提倡的是网售分离。如果是输配已分开，那就是在输配分开的基础上售配再分离。配电企业若同时也有售电业务，那它就不能作为市场竞争的主体来参与市场竞争。因为又配又售、又踢球又当裁判肯定是不行的。所以民营企业参与电力市场还有一条路，就是成立独立的售电企业，未来随着电改的深化，可以集中买电卖电。例如魏桥，可以通过大电网来批发电，来卖给别人。
　　
　　《财经国家周刊》：今年6月，能源局明确提出支持民间资本投资电网建设，但未提及具体细则；您认为民资该如何参与电网建设？
　　
　　李英：民资的进入现在有几种方式，一种是直接投资。
　　
　　这一方面，投资发电企业是毫无障碍的，特别是投资清洁能源、可再生能源；
　　
　　而从电网性质上看，可分为公用网络和专用网络。公用网络是自然垄断型；民资如果进入，可能就是进入到专用线路里。
　　
　　直接投资外，第二个渠道是将来可以通过公众持股，或直接购买电网企业的股票；但电网企业上市的很少，将来进一步深化国企改革，会不会通过上市让公众能够对电网企业进行投资？
　　
　　更进一步，将来政府能不能允许电网企业向公众发行企业债券？
　　
　　但很大的问题是，政府是否允许？回报能否达到民资的要求？国家电网的净资产收益率实际上很低；而民资进入任何一个行业的目标，不是提供社会服务，而是追逐利润。
　　
　　《财经国家周刊》：众所周知，10年的中国电力市场建设，是在一种没有市场价格的状态下展开的。建立市场化的电价机制应成为改革的目标，请问在您看来，电价下一步到底该怎么改革？
　　
　　李英：现在的销售电价，是一种“捆绑式”的电价，只告诉价格水平，不告诉价格构成。
　　
　　将来，必须告诉用户价格构成；构成中不仅要告诉电价附加是多少，还要告诉费和税各是多少；还应告诉发电企业成本占多少，电网企业占多少，损耗是多少。销售电价构成要解绑，这个是发展方向。
　　
　　交叉补贴要逐步地取消，但不可能一下子解决。
　　
　　未来，电价一定要促进资源节约，至少能反映合理成本。现在，中国的能源环境是不可持续的；另外，一定要创造条件，推动市场化改革，使电价市场化。
　　
　　在韩国和日本，调价机制里也专门有“燃料价格”；不同的是，他们没有审批，只是调节性的；而我们总怕CPI过高。比如煤电联动，总是不及时，而且让火电企业消化电煤涨价部分的30%成本，火电企业叫苦不堪。
　　
　　目前，风电的标杆电价，并未随着造价降低实时降低，出现了对风电的“激励过度”。五大发电企业都不愿意搞火电，都愿意做风电，这就是激励过度。
　　
　　为什么现在直购电进展缓慢？也是不正常的机制造成的。政府让电厂和电网都让点利，政府也让点税，给企业造出了一种低电价，这不是真正的市场化。
　　
　　煤电联动“完结篇”
　　
　　七月的炎炎酷暑中,煤炭企业正在纷纷坠入冰窖。
　　
　　“我们现在出差住酒店，成天把冷气开到最大，尽量浪费电”，一位湖北煤商如此调侃说，“煤价不断下跌，整个行业都很着急。发电量上去了，对煤炭才有需求”。
　　
　　这是十年难得一见的情景。煤炭电力这对冤家，一夜间地位大反转。
　　
　　煤炭寒冬
　　
　　“现在没忙什么，歇着呢”，一家山西煤炭贸易公司常驻秦皇岛的代表语气有气没力，“现在市场还是比较疲软，继续等”。
　　
　　所谓疲软，是指5500大卡“山西优混”，卖610元/吨还是走不动。
　　
　　这家公司在刚刚过去的6月，“成交了不到3万吨；而去年行情好的时候，一个月成交都超过了10万吨”。
　　
　　其他煤炭经销商的日子大同小异。目前的煤价，使得很多煤矿都不愿意把煤发往港口。“一方面没需求，另外夏天煤容易自燃。既然放港口也是赔钱，还不如不挖，暂时放假”。
　　
　　多个煤炭经销商在秦皇岛海运煤炭交易市场登记的联系电话，已经变成空号，或者换了主人。
　　
　　中国煤炭工业协会有关人士表示，目前市场不景气，有些民营煤炭经销商“船小好调头，可能已经离场”。
　　
　　“应该说高库存有所改善。随着南方气温升高，需求正在恢复正常”，秦皇岛海运煤炭交易市场总经理王立锋表示，现在之所以煤价还在跌，是因为煤价对市场的反应有滞后性。
　　
　　王立锋认为，目前煤价企稳的迹象已经存在，“现在电厂消耗已经恢复正常水平；有些电厂甚至已经超过了最大日耗，只是由于前一段时间库存较多，所以市场反应会滞后一些”。
　　
　　“目前运力还是正常的。去年大秦铁路完成4.4亿吨，今年计划完成4.5亿吨。按照进度，现在稍微亏欠一些，但还有半年时间”。王立锋认为，“大环境不好说，但短期内煤市已经出现好转迹象，7月应该比6月有所好转”。
　　
　　中央财经大学煤炭上市公司研究中心主任邢雷认为，大宗能源物资的需求，不可能因为一点市场波动就有很大变动，实际上主要还是取决于宏观经济形势。
　　
　　去年彼时，国际煤炭市场价格是每吨120美元左右，现在已经跌至每吨84美元左右，“国际煤价下行，导致进口增加较快”，几方面因素叠加，造成了今年煤炭经济下滑形势比较明显。
　　
　　不联动了?
　　
　　“发电企业这段怎么再也不提煤电联动的事了？”一位中国煤炭工业协会的专家这样调侃，“煤价降了，电价要不要降？”
　　
　　这是煤炭联动政策实施以来，第二次遇到这样的问题；上一次，是2008年金融危机爆发时。
　　
　　煤电联动政策，始于2004年年底。是年12月15日，国家发改委发布《关于建立煤电价格联动机制的意见的通知》，对煤电联动计算方法、首次联动的计算基准、电价调整周期、销售电价与上网电价联动等重要问题予以明确。当时规定，以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%，便将相应调整电价；但发电企业要自行消化30%的煤价上涨因素。
　　
　　煤电联动政策的本意，仍是希望利用行政控制手段，削弱煤价上涨造成的发电企业成本上涨压力；同时，亦能达到抑制通胀的目的。
　　
　　但是，该政策在实际实行过程中，一波三折，并未完全实现最初设想的目标；反而对市场公平和正在推进的中国电改，均产生了不利影响。
　　
　　在煤电联动政策出台之初，就有专家提出质疑：煤电价格联动后，确定电厂上网电价的手段，只能采用成本法；否则，煤电价格联动将无法实施。这意味着，早就因无法准确衡量电厂成本效率而为业界广泛诟病的成本法，将以行政法规的手段继续实行下去。
　　
　　彼时，还有专家预言，煤电联动制度“可能增加发改委日后价格决策的难度”，并引发了市场对“回归计划”的强烈质疑，“发改委有可能将自己推上煤电矛盾焦点的前台”。
　　
　　而电改的目标是形成竞争、开放的电力市场，由竞争形成上网电价。
　　
　　“现在，煤炭企业也会问，既然发改委有煤炭的最高限价，是不是也应该出台最低限价？”邢雷表示。
　　
　　目前，发改委规定的电煤市场价不得高过800元的限价令已经没有任何意义，“早就跌破那个价格了，很尴尬”
　　
　　很明显，煤电联动制度事实上成了“只跟涨不跟跌”的循环涨价制度；最终联动带来的涨价成本，又全部转移到了企业和消费者头上，造成整个社会运行成本的上升。
　　
　　邢雷认为，历史遗留问题不可能一蹴而就，“但价格改革还是要通过市场化来解决”。
　　
　　煤价并轨时机
　　
　　“现在价格一天一变，重点合同煤价和市场煤价上次开会每吨还差100多元，这次开会却只差20元钱”，一位中国煤炭工业协会专家称。
　　
　　这已是近年来重点合同煤价和市场煤价差距最小的时期，而且差距仍在缩小中。
　　
　　国家能源局一相关官员向《财经国家周刊》记者透露，目前已有数省出现了“煤价倒挂”，即市场煤价低于重点合同煤价。他表示，现在是“最好的煤炭价格改革时机，电煤价格并轨，可为新一轮电改启动打下基础”。
　　
　　6月中旬，国家发改委经济运行调节局会同综合司、价格司，铁道部运输局、交通运输部水运局、国家能源局煤炭司，煤炭工业协会和国家电网交易中心，共同组成调研组，赴晋、蒙展开调研。
　　
　　据了解，该调研的目的是“为进一步了解当前煤炭经济运行和地方煤炭交易市场建设状况，准确把握后期发展走势”。
　　
　　此次调研，还就合并重点电煤价格与市场煤价格听取了两地企业和地方部门意见；有观察人士认为，此次调研或可看成是电煤价格改革的先声。
　　
　　一参与调研的有关部门人士称，目前调研虽已结束，但并未最终形成结论，“详情不便透露”。
　　
　　事实上，煤价并轨的呼声，并非刚刚开始。早在濮洪九担任煤炭工业协会副会长期间，煤炭工业协会就曾向国家发改委等部门递交了关于煤价并轨的报告。
　　
　　“我认为是好事”，一位煤炭行业资深人士这样评价煤价并轨。
　　
　　但是，中国诸多发电企业的想法，却并非这么简单。
　　
　　接近国家能源局的消息人士表示，政府有关部门已经找过五大发电集团研讨取消煤价双轨制问题，“但发电企业不同意，理由就是现在的市场煤价依然比重点合同煤要贵”。
　　
　　一位研究煤炭市场的专家调侃，“别着急，也许过几天，重点合同煤比市场煤还贵出一大截，发电企业就该要求并轨了”。
　　
　　“对完全通过市场来买煤的企业而言，双轨制就是一种不公平竞争”，邢雷反问，“凭什么你就可以买到低价煤，我就买不到呢？”
　　
　　但并轨，却也不是“说说那么简单”。国家能源局有关人士向《财经国家周刊》记者表示，“煤价并轨，是牵一发而动全身”。
　　
　　“必须作一个系统的、全产业链的市场化设计”，国务院研究室综合司副司长范必认为，现在有关部门想把二者并轨，“初衷虽好，但难于实行”。
　　
　　范必眼中的并轨条件包括：铁路运力市场化改革，电企上网电价放开，取消地方下达的煤炭指标和发电量计划指标等等。
　　
　　“很多问题其实不是煤电双方造成的，而是整个体制或者政策问题”，邢雷认为，煤炭、电力作为上下游紧密联系的行业，应共进退，形成比较和谐的长期稳定关系。
　　
　　“但现实是，你不听我的、我也不听你的”，“可以利用现在这个契机，通过市场化手段，把煤炭、电力更紧密地结合在一起”。
　　
　　地电试验田
　　
　　电力体制改革的十年徘徊期中，地方电网“试验田”的探索却一直在自发进行。
　　
　　2012年上半年，关于地方电网与国家电网“龙蛇争霸”的消息频传。《财经国家周刊》记者从电监会获悉，目前电监会的相关部门对此非常关注，并将开展一系列调研。
　　
　　“地方电网有可能成为电力改革的突破口，甚至可能作为输配分开的试金石。”7月下旬，一位正在地方调研的电力专家告诉《财经国家周刊》。
　　
　　大小电网
　　
　　电力系统外的诸多国人并不清楚：中国的电网，并非国家电网和南方电网一统江山；尚有大量大大小小的地方电网，分割其间。
　　
　　其中，规模较大的地方电网企业主要有5家，即陕西地电集团、内蒙古电力公司、广西水利电业公司、四川水电投资经营集团、山西国际电力公司。以陕西地电为例，成立初期，陕西地电的供电区，在陕西省99个县里占2/3；而这66个县的售电量却只占全省售电量的1/3。很明显，都是些经济欠发达地区。
　　
　　一般而言，大小电网间平时相安无事；但每当地电地盘内出现耗电大项目时，央企电网都会来染指一番。
　　
　　事实上，地方电网除了地域优势外，技术和电网安全保障水平方面，不如两大央企电网，这在能源业界亦有共识。
　　
　　华北电力大学一专家介绍，2008年南方冰雪灾害最严重的湖南郴州，“央企电网和地方电网都在抢修，但央企的进度明显快得多”。
　　
　　国家电监会发布的《2011年供电监管报告》称，“国家电网公司、南方电网公司所属供电企业，供电总体水平普遍高于地方供电企业”。
　　
　　两大央企电网还有其他的天然优势。比如，可在地电企业法定营业区内，兴建高电压等级变电站的配套配网供电设施，争夺用户；并可依靠规划、设计、并网、调度等方面的垄断优势，对地电企业接入系统实行各种联网限制。
　　
　　比如，蒙西电网管内是中国著名的火电风电基地，但大量电力需要通过国家电网外送，“能送多少，人家说了算”，内蒙古电力公司党委工作部一职工说。
　　
　　多年来，关于蒙西电网窝电极其严重的消息，不绝而耳；甚至有消息称，内蒙古电力公司准备修建直通南方电网的直流特高压线路，“飞跃国家电网”。
　　
　　“地方政府，当然是支持地方电厂和地方电网的；因为他们可以直接控制这些电厂、电网，鼓励支持高耗能项目”，国家电网有关人士认为，在央企和地电公司的关系上，“地方政府自身的利益诉求起了重大作用”。
　　
　　这并不奇怪。除了一些地方水电企业归地方水利部门管理外，地电公司的归口管理部门，主要是各级地方政府的国资委、经信委和发改委。“地电企业，资源开发在地方、电量消化在地方、解决就业在地方、利润税收在地方”。
　　
　　地电往事
　　
　　上世纪80年代，当时的国家电力部在全国范围相继上收了600多个县级地方供电企业的管理权，归其“直供直管”；其余1800多个趸售县和自发自供县，则仍由地方政府管理。这一阶段，县级电网管理体制分为三种类型：一种是直供直管型，由央企电网企业直接管理；一种是地方自建小水电、小火电和供电，即自发自供自管；占比例最大的类型则是第三种——趸售县。所谓趸售，就是先向大电网购电，然后再转卖给区域内的用电户，类似于“先批发、后零售”。
　　
　　趸售电网，其资产仍然属于地方政府（主要是县级），一般称之为“县供电公司”。这些县，多是其供电区域内电源较少、无法满足用电需求，只能先向大电网购电，然后再转卖给区域内的用电户。
　　
　　用通俗的话来讲，趸售供电企业，就是电力“二道贩子”。
　　
　　1998年10月，“改造农村电网、改革农电管理体制、实现城乡同网同价”工作开始，随后实施了两轮大规模的农网建设与改造；借此，国家电力公司下属的各省市电力公司，对部分地方县级供电企业实施了“代管”。
　　
　　而山东魏桥解列运行的小电厂和小电网，也肇始于彼时的山东电力短缺；之后其默默耕耘多年，才发展壮大如斯。
　　
　　这种局面，基本维持到了现在，没有大的变化。这些历史演变，为日后的中国电力体制改革，埋下了诸多伏笔。
　　
　　变与不变
　　
　　电网，带有天然垄断性质。一旦成型，基本“一成不变”；但其中的细微变化，若非业内人士，恐很难洞见其奥妙。
　　
　　趸售县的变化，正是其中之一。
　　
　　按照2002年电力体制改革方案，输配分开后，配电侧要引进竞争机制，由两个及以上配电企业在同一区域展开竞争；而趸售县，因为存在和大电网不同产权的配电企业，自然是改革的最佳试点。
　　
　　《财经国家周刊》记者却了解到，目前趸售模式已露日渐式微之态，很多趸售县已经逐步划转给了央企电网。
　　
　　比如已经被拆分的华北电网，在2011年年初就已经基本完成了趸售县的划转，其管辖范围内的趸售县都已经变成了国网的“直供直管县”。
　　
　　国网河北电力公司管辖的冀南电网，其势力范围内的趸售县资产上划工作，即将大功告成。“现在邯郸、邢台、衡水三个市公司正在进行上划，计划今年6月完成”，国家电网有关人士告诉《财经国家周刊》记者，“这三市上划完成后，河北南网区域就没有趸售县了”。
　　
　　国家电网公司内部人士向《财经国家周刊》记者表示，“趸售县资产属于地方，就无法纳入市级电网整体规划；只是代管的话，国网就不会投资建设新线路，比如110KV的农网架”，“这对地方经济社会长远发展，也是不利的”。
　　
　　但在经历大规模农网改造之后，央企电网和地电企业之间，对于农电资产产权归属问题，一直争议不断。两大央企电网认为，农网改造是央企从国债资金和商业银行统贷资金建设的，并由央企电网统还这笔债务，农网改造形成的资产产权当属央企电网所有。
　　
　　而地方政府和相关地电企业认为，中央和地方财政预算内专项资金，都是农村电网建设改造的资本金，央企电网所属的各省电网企业不是农网资产的出资人；还贷资金主要是通过向省级以及以下用户加价均摊方式筹集的，产权应该归地方政府所有。
　　
　　还有一些“端不上台面”的问题，如“地方政府领导时常把趸售县供电企业当做蓄水池，政府部门想买部好车，领导亲属要安排工作，都会想到趸售供电企业”，“所以许多地方政府反对上划”。
　　
　　国家电网一内部人士表示，在进行趸售县资产上划时，发现这些供电企业“有很多裙带关系，管理不透明、不规范等问题严重”。
　　
　　但也有业界人士认为，地方电网相对薄弱，主要是因为在规划、设计、调度和上网电价、电量等诸多方面，存在着体制性、歧视性的制约，很难在同一平台上和大电网竞争。
　　
　　“苦乐不均”，中电联有关人士表示，“有些趸售县电力企业负担重、收益少，地方政府根本不愿意要，交给央企电网，其实是甩包袱”。
　　
　　对于上划，诸多趸售县电力企业的员工却表示欢迎，“成了央企职工，待遇和身份都将更有保障”。
　　
　　“上划只是其中一种方式，上划、代管、股份制、归地方，都是允许的方式；如果对外资和民营资本开放，投资主体将更加多元化”，国家电监会一官员称。
　　
　　上世纪90年代，四川什邡曾试图进行电网股份制改造，实现国家和地方两个电网合一，共同参股，但是最终未能达成协议。据当时参与方案设计的电力人士表示，“主要还是利益没有协调好”。
　　
　　仅是拾遗补缺？
　　
　　在电改“五号文件”中，地方电网被称为“农电”；《财经国家周刊》记者在采访中获悉，电监会一位负责人最近在听取汇报时指出，“今后尽量不称农电，统一用‘地电’概念”。
　　
　　传统上，在“中央统一办电管电”体制下，地电企业一直被认为扮演着“拾遗补缺”的角色，在中央电力企业延伸不到的地方发挥作用。
　　
　　在一些大型央企难以施展的地方，地电企业往往能充分利用其熟悉当地情况、人脉深厚、调动灵活、管理成本低等优势，建设小水电、小火电和小电网。
　　
　　有专家指出，地电企业也曾是电力体制改革的推动者。当年，有独立利益诉求的地方发电企业大量出现后，为了追求效益最大化，它们尝试了辅助业务社会化、采购招投标等当时来看很前卫的措施，“电厂经营管理也从代营代管开始，发展到自营代管，最后大部分电厂在2000年前后实现自营自管，为后来的厂网分开埋下了伏笔”。
　　
　　随着独立电厂的增多，其与电网所属电厂在调度计划安排、费用分摊、电费结算、电厂服务等方面的利益冲突变得日益尖锐，导致以地电企业为主的各投资主体强烈要求改革，实现厂网分开。
　　
　　“从一定程度上说，正是地方发电企业的发展壮大，才最终推动了厂网分开”，有电力体制改革研究者这样评价。
　　
　　地电企业目前面临的形势，显然更加严峻。随着各大区域电网的消失，央企电网“大一统”的趋势日渐明显，先天和后天的缺陷，硬件和软件的弱项，让地电企业有了“夹缝中求生存”的尴尬。
　　
　　但对于电力改革下一步，输配分开该怎么走，有诸多专家寄希望于地电企业成为试验田。
　　
　　“可以把目前已经实行了输配分开的陕西地电等地电企业，作为样本，进行深入研究对比”，有电力行业资深人士对《财经国家周刊》记者表示，这样可以用事实来说明，输配分开到底要不要搞、怎么搞、搞了到底好不好。
　　
　　国家电监会《2011年供电监管报告》称，“部分地区配电网投入不足，供电能力不足，不能满足经济社会发展和人民生活用电需求”。
　　
　　报告中的数据显示，从“十一五”期间到“十二五”期间，国家电网、南方电网输配网建设与改造实际投资和计划投资情况看，都是220千伏及以上电网投资规模“更加”或“继续”高于220千伏以下电网投资规模。
　　
　　而5家主要地方供电企业，同期220千伏以下电网计划投资规模“明显高于”220千伏及以上电网投资规模，且呈逐年增长态势。
　　
　　“在配电环节实行投资主体多元化，是扭转配电网发展滞后的重要对策”，一位研究地电企业的业内人士认为。
　　
　　国家电监会新闻研究处处长李创军撰文指出，开放购电侧市场可以作为电力市场化改革的突破口。“一些地方已经有一些独立于大电网的地方电力企业，可以先赋予这些企业购电自主权，开展试点”。
　　
　　“是通过兼并、继续走大一统的道路？还是坚持多家办电、培育多家市场主体，形成有效有序的竞争，走电力市场化的道路？这是下一步深化电力体制改革需要分析的重要问题”，一位电力行业资深人士感慨，“多年来，关于配网改革的观点，从来没有统一过”。
　　
　　“这几次事件的爆发，是一个机会，来唤起下一步电力体制改革怎么办”，这位电力行业资深人士对《财经国家周刊》记者表示。
　　
　　新电改应坚持市场化方向
　　
　　从电改元年2002年开始，中国发电装机容量的曲线出现一个拐点，连续多年新增装机达1亿千瓦，极大地缓解了长期困扰我国发展的电力短缺问题。同样的政府，同样的企业，同样还是那些人，却创造出了前所未有的生产力，这就是制度变革的力量！
　　
　　这一轮电改打破了原国家电力公司高度集中、垂直运营的管理体制，实行了政企分开、厂网分开，形成了五大发电集团与神华集团、华润集团等中央发电企业以及众多地方、外资、民营发电企业多家办电、多种所有制办电的竞争格局。
　　
　　这一轮电力改革极大地增强了发电企业活力。在建设成本大幅度上升的情况下，十年来火电工程造价平均降低了一半，企业的投入产出效率明显提高。但也要看到，电力体制改革只是取得了阶段性进展，一些重要的改革任务尚未落实，如输配分开没有实行，区域电力市场建设受阻，电价改革滞后，积累了一系列新的矛盾和问题。例如,困扰中国经济的煤电矛盾周期性发作；新能源发电困难；电力节能减排形势严峻；工商企业用电负担过重。这些都在很大程度上成为经济发展的痼疾，削弱了我国企业的国际竞争力。探究种种矛盾的成因，大都源于没有从根本上解决计划与市场的矛盾。
　　
　　“计划之手”延续
　　
　　一般说来，企业的销售收入等于价格乘以产量。发电行业上网电价由政府审批决定，发电量由地方政府下达的生产计划决定。
　　
　　作为一个企业，在产品产量和定价上没有自主权，这在市场化改革三十多年后的今天是一个罕见现象。
　　
　　人为设定的电价和发电量计划几乎不反映供求关系，也无科学依据。当电煤价格上涨或下跌时，发电企业无法自主调整、应对成本变化因素。地方政府在制定发电量计划时，基本上是按机组户头平均分配发电时间。
　　
　　例如，火电机组一年可以发电6000多小时，往往只给4000~5000小时。对这部分计划内电量，电网企业按国家规定的上网电价进行收购，计划外电量则降价收购。当电煤价格大幅上涨时，火电厂超计划发电甚至造成亏损。越是煤电矛盾突出的时候，企业的发电积极性越低。在全国发电能力充裕的情况下，不合理的制度安排造成了“电荒”。
　　
　　电力市场发育不足。2002年以来的改革，只是在发电领域初步建立了竞争格局，输电、配电、售电环节仍然维持了上下游一体化的组织结构。电网企业集电网资产运营、工程施工建设、电力系统调度、电量财务结算于一身。电力体制改革十年以来，有的电网企业通过大规模收购兼并，将业务延伸至设备制造领域，对电网设备（如变压器、继电器、开关、电表、电缆电线等）形成生产制造和采购使用的内部一体化。发电企业和电力用户没有选择权，阻断了供求双方的直接交易。其他施工企业无法参与竞争，输变电设备制造业界反映强烈。
　　
　　市场化方向
　　
　　传统观点认为，电力行业必须实行上下游一体化经营，由国家统一管理。随着技术进步和管理创新，这种情况已有了很大变化。
　　
　　国外电力市场化改革的普遍做法是，在发电和用电环节按照公平竞争原则建立电力市场，重新界定输、配电环节的市场属性，将输电环节界定为非竞争性领域，由电网公司负责骨干输电网的建设、运营；将配电环节划归竞争性领域，引入市场机制，形成大量配电、售电公司，作为独立市场主体从事购售电业务。
　　
　　目前，发达国家的输电网络大都是由众多电网企业组成全国互联或跨国互联输电网，如美国有十个网、西欧（包括部分东欧国家）由十几个国家电网组成。多张异步输电网的好处在于，便于区域内资源配置和区域外的电力资源余缺调剂，并在安全性上高于全国一张同步网。5号文件就规定了全国设置6个异步运行的区域输电网企业。
　　
　　重新界定输、配电环节市场属性，可以提高电力市场运行效率。从上世纪80年代以来，西方国家电力市场化改革主要遵循了两条主线：一是打破垂直一体化的管理体制，从发电侧的竞价上网发展到逐步开放配电网，将单边购买模式转向批发竞争和零售竞争，逐步加大市场化力度；二是打破电力企业是公益性机构的传统观念，允许不同投资主体进入国有发电和配售电领域，实现产权多元化。
　　
　　尽管各国改革方式和次序有所不同，但基本上都选择了对产业链进行分拆的路径，建立了多买多卖的电力市场。即便是仍然保留垂直一体化模式的日本和法国，也在发电侧和售电侧开放了市场。各国电力改革实践证明，重新界定输配电环节市场属性，对输配电业务进行重组并不改变电网原有物理连结方式，不存在技术方面障碍，也不会影响电力系统安全。重组之后，市场机制将贯穿于发、输、配、售各个环节，在体制上打通发电企业与电力用户间的交易屏障，用户的选择权大为增加，市场功能得到有效释放，电价普遍降低，电力市场的资源配置效率将提升。
　　
　　“新电改”思路
　　
　　参照国际经验，深化我国电力体制改革需要进一步解放思想，重新界定各生产环节的市场属性，并根据其特点对其业务组织模式进行重构。当前，应坚持确定市场化改革的正确方向，以界定竞争性业务与非竞争性业务为突破口，构建多买多卖的电力市场。
　　
　　第一，进一步完成厂网分开和主辅分离的任务。对近年来各级电网企业新收购的装备制造企业，仍保留的辅助性业务单位，如输变电施工企业等，以及相关“三产”、多种经营企业进行产权剥离。严格规范电网企业的业务范围，电网企业不再从事输变电主业以外的业务。
　　
　　第二，实施调度与交易独立。电力调度在组织和协调电力系统运行和电力市场交易中具有举足轻重的影响力，是电网企业维系独买独卖地位的主要手段。为了构建多买多卖的电力市场格局，同时为了便于监管，我国应参考国外的做法，将电力调度机构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，以确保电力调度交易的公开、公平、公正和电网的无歧视公平开放。独立调度机构的运行由电监会负责监管，或直接划归电力监管部门。
　　
　　第三，取消不合理的发电量计划。目前各地下达的发电量计划没有法律依据和政策依据，国家电力主管部门也没有下达过这一计划，在新的电力体制改革方案中应当彻底废止这一计划指标。
　　
　　第四，建立市场化电价形成机制。改革基本方向是“放开两头，管住中间”，建立多买多卖的电力市场。即输配电价格由政府制定，上网电价和用电电价放开。具体的步骤是，除了用电量占15％的居民生活和农业生产用电仍实行政府直接定价外，对各个电压等级的工业和商业用户，从高到低，逐级、限期实行与发电企业直接交易、合同供电，自行商定电力、电量和电价。所订合同交电力调度机构校核后实施。合同履行后，用电方向相关电网企业支付规定的输配电价。
　　
　　除了上述改革措施之外，电价改革中还应清理各种电价附加，改革征收方式。对各地违规自行出台的电价附加坚持予以取缔。对原有符合国家规定的政府性基金和附加，可以通过费改税的方式，开征相关税收。
　　
　　第五，政府对电网企业单独定价、单独监管。近期可完善区域电网公司的现代企业制度，对配电企业实行内部财务独立核算。在此基础上，按照“合理成本加规定利润水平”的原则，国家对各电网企业单独定价，并由电力监管部门对电网运行、电力市场进行监管。
　　
　　第六，改革电网企业考核办法。参考国际通行办法，在电网企业的利润水平由政府规定并封顶的前提下，应当将单位资产的输、配电量和供电质量作为电网企业最主要的考核指标。通过改革考核办法，促使电网企业专注于输配电的质量和效率，努力降低成本，约束其一味追求资产规模的扩张行为，提高电网经营的专业化水平和安全水平。
　　
　　当前，进一步深化电力体制改革时机已经成熟，条件基本具备。近年，国务院领导在中央经济工作会、年度改革思路中反复强调深化电力体制改革和理顺电价形成机制，电力供需各方热切期待改革出台，政府有关部门也进行了积极探索。改革一旦启动，可在较短时间内形成方案、付诸实施。预计改革后，发电企业的售电价格会有所上升，工商企业的用电价格会有所下降，煤电矛盾逐步得到化解，多种所有制企业将扩大对电力的投资。在目前经济增长下行压力加大的情况下，有利于提高企业竞争力，发挥稳增长的作用，从而起到一举多赢的效果。
　　
　　

来源：国务院研究室综合经济司副司长