關于大用戶直購電改革，中國電力企業聯合會專職顧問葉榮泗有著切身的體會。他曾在安徽看到，這邊是小電廠，那邊是造紙廠，電廠不能直接給造紙廠供電，電廠電量得先上網，由電網加價后再賣給造紙廠，結果迫使造紙廠自建自備電廠。
    這影響太糟糕了，他想，大用戶直購電試點為什么不能推開？
    有此想法的不止葉榮泗一人，有些老專家也不是呼吁了一年兩年了。
    電力具有公共產品屬性，“時機”之于改革就像水之于魚。
    4月，據《能源》雜志了解，國家電力監管委員會（下稱“國家電監會”）和國家發展改革委員會（下稱“國家發展改革委”）就有關電價改革和電力市場建設達成了初步共識，其基本提法是，以電力市場建設為平臺，以電價改革為核心，以大用戶直購電為突破口，積極穩妥推進電力市場建設。
    對于輸配電價成本獨立核定，國家價格部門正在緊鑼密鼓地制訂方案，并制定成本監審辦法。相關部門將主要考慮以雙邊交易為思路，以培育市場機制為重點，以自主協商和集中報價撮合方式來實現準入用戶與發電企業直接購電。
    中國能源網信息總監韓曉平認為，上述做法是對我國電力體制改革的一種探索和嘗試。由于目前主管部門無法按原有路徑推動電力改革，我國又正好出現了短暫的電力過剩，為防止發電企業資金鏈斷裂，決策層允許一些高耗能大用戶直購電。
    “對該措施的解讀要注意兩點：一，不要影響我國節能減排成效；二，即使實行了直購電，有些大用戶的產品還需要賣得出去。大用戶直購電是一種迂回的戰術，不是解決問題的‘總攻’。”韓曉平對《能源》雜志稱。

    突破口

    加大投入的同時還要進行改革，在全球經濟危機影響漸深、國內經濟增速略有放緩的當下，這是各方專家之于決策層的建議。
    然而，對于國內市場化改革走得最慢、同時公共服務性又很強的電力行業，何時改？怎樣改？
    據國家電監會最新數據，盡管國內用電量依舊是負位運行，但從一季度的情況看，連續大幅的下滑態勢已經遏止，處于底部企穩、夯實階段。國家電監會總監譚榮堯稱，根據各項情況分析，隨著各項宏觀經濟政策逐步到位，預計二季度或稍晚些時候，國內社會用電量可望結束負增長局面。
    之前很多專家認為，我國經濟發展速度慢下來后，電網又有充足的備用電量時，正是進行電價改革的最佳時機。現在改革，會不會有些晚？
    “從全局看，用電量恢復還需一段時間，電力供需仍較緩和。”相關專家稱。
    3月5日，國務院總理溫家寶在政府工作報告中指出：“2009年將繼續深化電價改革，逐步完善上網電價、輸配電價和銷售電價形成機制，適時理順煤電價格關系。”這是中國政府工作報告中第一次對電價改革作出明確表述。隨后相關部門的上述措施陸續展開。
    韓曉平認為，以大用戶直購電為突破口進行電價改革是可行的，具有時效性。
    始于2002年的我國電力體制改革，在廠網分開后一直未有實質性進展。按原來的電改思路，國家級的電網公司最終將變成類似高速公路公司式的主體。而在地方，“誰的路誰修”。各省電力公司交給地方，省、縣二級政府都與其簽協議，然后進行需求側管理。
    現在地方政府只能看到電量和電價，發電設備利用小時等細節數據很難拿到，而沒有這些數據，就很難明晰各環節成本，更無法進行需求側管理。
    不能進行需求側管理，有些地方對控制高耗能產業發展就略顯乏力。
    “現在國家號召上萬億的投資誰來投？必須要地方政府跟進。而電力改革就是要調動包括地方政府在內的各個主體的積極性，地方政府發展起來了，中小企業繁榮了，促進就業也不成問題，”韓曉平稱，當前形勢下，相關部門已不再局限于調動電網公司一家的積極性。
    一旦大用戶直購電能廣泛推行，大用戶與發電廠直接簽協議并進行長期合作，發電廠的購煤價格就可以順勢長期鎖定，三方長期協議交易機制亦可建立。
    發電廠有了長期穩定的“下家”，采購會趨向穩定；煤炭企業有了長期穩定的“下家”，貸款、再生產都從長期著眼，成本也有可能下降，當前困擾業界多時的“煤電頂牛”現象也可破解。
    然而，業界仍有不少爭議認為，大用戶直購電試點會使部分高耗能行業生產成本降低，可能會客觀加速這些行業的反彈。
    “大用戶直購電不是用來解決根本問題的，”韓曉平稱，最理想的狀態是主管部門借全球經濟危機、國內經濟增速略有放緩的時機理順各種關系，雖然目前來看相關政策還未一步到位，但這是一種嘗試。

    前傳

    據福建省人民政府發展研究中心朱四海向《能源》雜志介紹，我國在1985年以前實行全國統一管理的電價制度。
1985年，為了緩解長期缺電局面、加速電力建設、搞活電力工業，國務院決定把國家統一建設電力和統一電價的辦法，改為鼓勵地方、部門和企業投資建設電廠，并對部分電力實行多種電價的辦法。與當時的經濟體制相適應，電力行業相繼形成了指令性和指導性兩種電量和兩種電價；由于允許電力企業利用議價燃料發電并執行“燃運加價”，電價的價格杠桿作用開始顯現。
    1990年以后，新建電廠普遍實行“還本付息電價”，即按個別成本加稅金和合理利潤確定電價，保障電廠投資者在相對較短時間內（一般為10年）償還貸款本金和利息、并獲得較高的投資回報，出現了“一廠一價、一機一價、同網同質不同價”現象。
    由于電廠是以財務上可償還債務的價格向電網售電，在電力短缺時代，投資電廠無任何風險，還本付息電價促進了電力投資，1991—1995年我國電力連續5年投產容量超過1000萬千瓦，成為同期世界上投產容量最多的國家。但由于資金來源、建設地點、建設方式的差異，加上缺乏有效的投資成本約束和經營成本控制，導致不同電廠的電價水平相差很大。
    1998年以后，隨著電力供需矛盾的緩解，為克服還本付息電價的弊端，新建電廠開始改為“經營期電價”，將按發電項目還貸需要核定還貸期的還本付息電價改為按發電項目經營期核定平均上網電價。根據原國家計委于2001年下發的《關于規范電價管理有關問題的通知》（計價格[2001]701號），電廠的成本按省級電網內同時期建設的同類型技術先進的發電機組的社會平均成本核定（即標桿上網電價），開始實現同類電廠上網電價相同。
    歷史地看，我國電力直到1998年才告別短缺、實現低水平均衡。1998年以前，電力主要矛盾是供給不足，投融資體制改革和還本付息電價形成機制極大地調動了投資積極性、解放了電力生產力，同時也形成了小火電盲目發展、資源配置劣化、上網電價同網同質不同價等負面效果。
    某權威人士曾舉過一個例子。上海石洞口一廠120萬千瓦的裝機，供電煤耗350克，由于設備是國產的，上網電價較低。石洞口二廠是先進的超臨界機組，供電煤耗300克，由于應用進口設備，上網電價較高。
    “如果競價上網的話，二廠是競爭不過一廠的。”上述人士稱，類似情況國內還有很多，許多老電廠煤耗很高，但是經過長期運行，設備也快折舊完了，上網電價很低。
    朱四海認為，電價形成機制的核心是電價主導權。我國長期的基于“電價形成要有利于引導投資”的思維定勢使得電價反映的是生產者主權。2002年廠網分開后，“競價上網”的制度設計又使得電價形成進入了“流通者主權”時代。
    按他的定義，獨立發電商、電網服務商、電能批發商、零售商和消費者共同構成了電能商品的流通價值鏈。在“單一購買者”市場模式下，壟斷競爭的市場結構使得電網企業客觀上擁有了流通主導權，并憑借流通主導權促使流通價值鏈上的其它市場主體為自己的市場行為服務，形成“我有市場不怕你不就范”的市場扭曲。
    “因此，電價形成機制必須協調電網服務商與獨立發電商的利益關系，關注獨立發電商的流通主權，構造競爭合作的電力業態，并促進電力市場模式向批發競爭模式、零售競爭模式演進。”朱四海稱。大用戶直購電試點即出于此。
然而理論與實踐的結合總是需要時間和時機。
    美國在其區域電力市場中對發售電側均實施了市場競爭，尤其在發電側采用節點電價體系來決定電價；英國早期采用電力庫模式集中競價，目前采用大量雙邊合同和短期現貨合同交易結合的模式來決定電價。
    我國電力行業長期實行發輸配售一體的經營模式，使得廠網分開后的相關制度和規則幾乎樣樣靠摸索。
    部分業界人士認為，國務院辦公廳印發《電價改革方案》和國家發展改革委發布幾個電價管理辦法后，我國銷售電價改革的方向已大致明確，只是具體的電價制度沒有設計出來。
    大用戶直購電涉及發輸售三個環節，對中央決策層而言，下一步電價改革的關鍵是核定合理的輸配電價。
    而由于大用戶直購電跨過了競價上網環節，且未提出要輸配徹底分開，只是要求國家電網和地方電網提供一些成本數據等。
    這種做法并不激烈。

    弓箭手

    要達到韓曉平所說的“總攻”，還需要哪些準備呢？
    《能源》雜志記者在采訪中了解到，目前業界較為認可的一種觀點是，已故電力專家陳望祥此前曾提到，當前，電價改革核心不在于“電價市場化”，而應改革電價管理體制。
    我國電力管制機構已經進行了三次大調整。據業內專家介紹，第一次調整是在上世紀80年代中期，集資辦電熱潮打破了電力資產所有權和經營權高度集中的局面。第二次是1997年國家電力公司掛牌成立，1998年電力部被撤銷，而后組建國家經貿委電力司。第三次調整從2002年開始，電力工業走向市場化改革，作為電力市場化改革的一項配套措施，國家對電力工業管理體制進行改革，國家電監會成立。
    目前，我國電力監管職能分散在不同的政府部門。理論上，監管屬于政府微觀行政行為，國家電監會可對壟斷環節的價格、投資、服務質量和普遍服務進行監管，但目前電力監管的核心職能（價格、投資）不在國家電監會。
《電力監管條例》規定：“國務院價格主管部門、國務院電力監管機構依照法律、行政法規和國務院的規定，對電價實施監管。” 
    據業內人士介紹，電價管理職責分工的總體原則是，已經走向市場的環節，主要由國家電監會負責監管；需要政府審批的電價，原則上需要國家電監會進行定價機制監管，國家發展改革委確定價格。
    依據新的電價改革方案，電價被劃分為上網電價、輸電電價、配電電價和終端銷售電價，競爭性的發電、售電價格逐步由市場競爭形成，而壟斷性的輸、配電價格則由政府制定。
    國外發達國家通常賦予電監會完整的、獨立的電價監管權，但“中國有具體的國情，有些事情必須由其他部門參與才能辦。” 某電力專家表示。
    例如，國務院辦公廳2006年下發的《關于完善差別電價政策的意見》（國辦發〔2006〕77號）將電解鋁、鐵合金、電石、燒堿、水泥、鋼鐵、黃磷、鋅冶煉等8個高耗能產業的企業區分為淘汰類、限制類、允許和鼓勵類，實行差別電價政策，將淘汰類企業電價提高到比目前高耗能行業平均電價高50%左右的水平，提價標準由現行的0.05元調整為0.20元；對限制類企業的提價標準由現行的0.02元調整為0.05元。
    由于涉及行業眾多，這在我國，必須經過國家發展改革委等部門的配合才能達成。
    而國家電監會本身的職能承接能力也待提升。據朱四海介紹，目前國家電監會只在6個區域和11個省設立派出機構，在其它省（市、區）以及所有省以下行政區域都沒有分支機構。
    與之對比，國家保監會在全國各省、直轄市、自治區、計劃單列市設有35個派出機構（監管局），國家證監會在省、自治區、直轄市和計劃單列市設立36個證券監管局，以及上海、深圳證券監管專員辦事處。且與證監會、保監會的主要監管業務在城市不同，電力監管業務涵蓋城鄉，6個區域電監局難以有效監管其余20個省級電力市場，城市電監辦工作壓力大，疲于應付日常事務。
    朱四海曾建議，應該改變地方電力監管機構設置以區域電力監管局為主的格局。建議變“城市電監辦”為“省級電監局”，并在省以下建立完整的電力監管組織體系（基層組織）：在地市一級設立監管分局（作為省級電監局的派出機構），以及在監管工作量比較大的縣一級建立監管辦事處。
    對于該提議，國家電監會相關人士對《能源》雜志記者表示，目前國家電監會下的省級電監局一級尚待完善，因此短期不可能在省以下建立完整的電力監管組織體系（基層組織）。
    “由于《電力法》一直沒有得到修改，《電力監管條例》授予國家電監會的法律依據不足，特別是在供電營業區劃分、供電營業許可證管理等方面出現法律與法規的沖突”，朱四海稱。