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电力堪称是国民经济第一基础产业。虽然电力改革仅是全局性改革中的一部分，但电力的基础性和重要性，决定了它的改革对国民经济的持续发展和社会安定起着可谓牵一发而动全身的作用。因此，必须高度重视电力改革的方法论。选准下一步电力改革的方向和切入点至关重要。 党的十八届三中全会提出积极发展混合所有制经济。在此背景下，目前以中石化为例，已宣布将引入社会和民营资本，共同经营其油品销售业务。基于电力行业的重要性，笔者认为电力改革也应以此为契机，主动发挥带头示范作用，通过在售电侧向民营资本开放，形成多元化售电市场，深化电力体制改革。 “放开两头，管住中间” 推行市场化电价形成机制 电价改革是电力体制改革的核心。中国电价改革已经完成了由旧的计划经济体制向市场经济体制转变的两次跨越：第一次是上世纪80年代的集资办电和还本付息电价政策；第二次是2002年5号文的实施，核心是厂网分开加标杆电价制度。而第三次跨越，即尽快推进全面市场化取向的电价制度改革，却由于行政垄断和经济垄断的存在而举步维艰，导致我国极不合理电价形成机制的长期存在。 从电力发、输、配、售的自然属性看，发电和售电属于竞争环节。输电和配电属于自然垄断环节，若将发电和售电的价格比喻为电价构成的两端，那么输配电价相应就是电价构成的中间。要限制当前国家发展改革委手握电力项目审批立项、制定电价政策和核定电价的权力，打破国家电网、南方电网公司统购包销的形式，应遵循“放开两头，管住中间”的原则：第一，公平的市场竞争秩序由国家能源局来维护，制定竞价规则；第二，发电侧上网电价与售电侧销售电价不再由国家发展改革委审批决定，通过市场竞争自由实现，在发、售电侧形成有效竞争；第三，输配电网的价格及服务建立在自然垄断的基础上，要充分保护消费者利益，即由代表公共利益的有关行政部门，在考虑消费者电力需求价格弹性较小的情况下，通过有效的成本核定、组织价格听证会、根据输配电网的经营业务成本加上一定的利润率来决定输配电价，再经过国家审计部门核定最后确认。 简而言之，就是要从目前两大电网公司统购包销逐步向仅收取过网费，严格限制发改委行政审批权限仅负责输配电价确定的模式过渡，稳步推进电价改革，最终实现电价改革的第三次跨越。近年来，我国已经出台了相关法规，对输配电价的核定和价格听证进行了有益尝试，在今后的电力监管实践当中，应继续全面贯彻落实。这样既有利于实现资源优化配置，使消费电价回归理性，体现其公共产品的服务职能，又能维持电网公司自身的生存发展。 大用户与发电厂商直接见面 提升购电自主性 在改变电网统购包销、政府部门独立核算中间输配环节价格、售电侧放开的基础之上，真正成熟的电力市场还应促进发电企业与用电大户的直接交易。 从国际电力改革的经验来看，欧洲大部分国家、美国 PJM 市场（宾夕法尼亚州、新泽西州、马里兰州的3个电力公司组成的区域电力协作组织）、日本、韩国等国家和地区都是首先从售电侧引入竞争，推进配、售分开，直接向终端用户放开购电选择权，让电力用户直接参与市场竞争，构建多个购电主体，促进市场充分竞争，使用户直接获得竞争带来的好处，提高电力工业的运营效率。因此，从售电侧引入竞争，就要进一步推进大用户和厂商直接见面，使大用户能够像普通人买电话卡一样直接购买电卡，仅借电网公司“跑路”，向电网公司交纳过网（路）费，进而促进电力市场建设的完善和竞争机制的有效确立。 我国早在2005年3月就开展了电力大用户向发电企业直接购电的试点，吉林炭素有限责任公司（下称“吉林炭素”）同吉林龙华热电股份有限公司签订了《电量直接购售合同》，成为中国首个直购电用户。一年期间，吉林炭素“过网直购”电量4.2亿千瓦时，每千瓦时电便宜了五分七厘，节省了2000多万元人民币，展现出了这一做法的巨大经济潜力。但截至目前，我国电力直接交易的省份和电量交易规模仍有限，尚未形成较为规范的交易及监管体系。因此，下一步政府应加快并全面推进电力用户与发电企业直接交易的实施，以市场化为导向同时进行制度层面改革，提供系统的配套政策措施，不断放开用户端的购电选择权，促进电力用户参与市场竞争。同时，除了增加电力直接交易的地域范围、扩大大型重化工企业直接购电的数量外，也可鼓励部分医院、社区、学校、政府部门等与发电厂商直接见面，推动大用户自由购电、“多买方—多卖方”电力市场结构的形成。 培育私人售电公司 成立电力期货交易所
（以下内容见《电力决策与舆情参考》2014年第7期）
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