去年12月24日已获国务院常务会议“原则性通过”的新电改方案，迟迟未见真章。一纸落地之前，中国电力体制改革究竟能推至多远，依然存在各种可能性。
现在来看，2002年“电改5号文”是否依然是最佳的电力改革参照系?未提“分拆电网”和“调度独立”的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，何以改变电网“吃差价”的盈利模式，让电价回归市场属性?售电侧放开，是否又真如资本市场所预测的那样，蕴藏大量掘金机会?就此，澎湃新闻(www.thepaper.cn)专访了长期研究电力体制改革的中国人民大学经济学院教授吴疆。
吴疆认为，新一轮电改目前披露出的信息，隐含着这样的主线：输配电价独立-改变电网企业经营模式-交易机构相对独立-售电业务放开。至于实际操作的次序，还不得而知。而这，也恰恰是此番电改的试金石。
吴疆曾先后供职于北京电力公司、国家电力监管委员会等;曾担任电力系统调度员，后长期从事能源经济、电力改革与行业管制等方面的研究与管理工作;其曾著有《中国式的电力革命》，辨析10年来电改的成败得失。
新电改方案迟迟未见真章。
新方案暗含主线：输配电价独立-改变电网企业经营模式-交易机构相对独立-售电业务放开
记者：按照“电改5号文”的既定路径，接下来的电改核心应该是“输配分开”，但在新电改方案中，“输配分开”并不在列。这是否意味着，接下来要走的，是一条有别于“5号文”的电改路线?
吴疆：
改革是中国的一种发展方式，中国电改其实已经历经了多个阶段，电改并不存在先验的教条，不同阶段不同情况下，会有不同的侧重。
5号文件已经发布十余年，其中的电改任务有些顺利实施、有些拖延至今，有方方面面的原因。而在新的历史时期深化电改，必然要解决新的问题，要赋予新的价值，自然也会有新的话语体系。
在十几年之后，没有必要过多过细臧否前辈改革，很多事情不可比;而新一轮电改，肯定要比之前有进步有提高，这是理所应该的，也是后来者不可推卸的历史责任。
中国经历了长期战争、计划经济、改革开放等复杂的历史进程，所谓“社会主义市场经济”，含有很多人为推动、人为扭转、人为设计的因素，并非像很多国家那样长期自然发育而成。
因此，中国的电力体制改革，从政府、到行业，包括研究者，都有更多的历史责任，需要与时俱进，不断完善。电力市场化改革的客观规律是世界相通的，但中国人多了这样一份责任。
记者：此前有多位电改专家对澎湃新闻表示，售电侧是电改的高级阶段，在动售电侧之前，应该先定住电网，即政府完成对电网的单独定价;厘清输配成本;逐级限期，放开电价。你认为，中国式电改的逻辑链应该是怎样的?
吴疆：
的确，作为基础产业改革的深水区，电改事项繁多，且相互之间存在比较复杂的逻辑关系，如果不具备前置条件而提前开始后续任务，很可能事倍功半，举步维艰。
售电业务分离，是技术上日益可行的电改任务，但的确是逻辑次序上比较靠后的任务，需要一些前置条件才可能做好。所谓“高级”，也许主要是指时间上的后置吧。
例如，如果电网企业依然从事统购统销，占据极大市场份额，并拥有调度、交易、输电等公共职能，其他售电主体必然像目前日益萎缩的地方配电企业一样，难以生存发展。
在我的《中国式的电力革命》一书中，提出了包含公权独立-巨头拆分-对称开放-基层增值等4个步骤6项任务的电改路线图。
新一轮电改目前披露出的信息，也隐含着输配电价独立-改变电网企业经营模式-交易机构相对独立-售电业务放开这样的主线，只是不知是否能够从文件行文的次序，明确为实际操作的次序?若能如此，善莫大焉!
记者：新电改方案以 “四放开一独立一加强”为基调，即输配以外的经营性电价放开、售电业务放开、增量配电业务放开，公益性和调节性以外的发供电计划放开，交易平台独立，加强规划。其中，仍有诸多模糊的措辞，比如，如何“独立”?如何“加强”?
吴疆：
去年6月13日习总书记在中央财经领导小组会议上，不仅部署了电改任务，并且直接点到了电力调度交易、电源接入电网、电量计划管理、微观价格与项目审批等诸多典型的能源体制问题。
目前，有关部门制定的深化电改“若干意见”尚未正式对外公开，从专家放风媒体披露的信息看，多流于文字与原则，确实还需要更多的配套操作性方案，才可能真正执行与操作。
例如，在电改大框架内，输配电价独立与深圳试点如何衔接?电网企业改变经营模式如何落实?交易机构到底如何“相对独立”?售电侧业务放开主体培育如何实施?等等。
因此，现在见真章的配套操作方案目前还没有见光，其实还远远不到一厢情愿地解读预测的时候，信息透支是存在一定风险的，目前更好的做法是拭目以待。
“随着售电分离进入新一轮电改方案，输配分开在中国可能永远失去了实践机会”
记者：据我了解，你在调度独立方面有相当丰富的研究和工作经验。那么，当前在中国，调度独立是否急需?国外在电力调度方面的做法有何可借鉴之处?
吴疆：
调度/交易/输电是现代电力产业体系中最独特的三个公共环节，对其施以专门的制度安排与监管措施，是世界各国电力市场化改革的核心步骤。
其中，交易独立是建立电力市场的基本前提，交易一方控制的“市场”不可能是真正的市场;调度是否独立——特指从电网企业中独立出来服务于行业与政府——与电力发展历程、国家领土面积、电网规模等高度相关。
习总书记在6˙13讲话中明确指出，电力调度交易是属于政府职责的事项，由电网企业承担是政企不分、政府缺位。
特别是中国这样幅员辽阔的大国，电网规模庞大、分层分区情况复杂、跨省跨区交易等情况较多，调度机构委身于电网企业以内，势必影响到电网的公平开放，影响到发电厂等其他市场主体的利益，影响到电网的信息公开外部监管。
2002年之前，中国的调度系统始终是与发电/供电等专业分立的独立体系，如果从电网企业整建制划拨出来，并不存在安全上的风险与操作上的太多麻烦。
调度是现代电力系统从小到达、从简单到复杂发展过程中所产生的公共需求，在世界各国普遍存在公共化专业化的发展历程，从商业协议到法令法规、从企业部门到公共机构是普遍的发展轨迹。
目前世界领土最大的8个国家(除了中国)，都实现了调度机构与输电企业的独立;欧洲国家在互联成为欧洲大电网的过程中，也同步形成了超越于原有电网企业的调度机构。
记者：如何界定输、配电环节的市场属性?有越来越多人认为，输配分开并非必须，你认为这一步是否还有现实必要性?
吴疆：
电改并不存在先验的教条，输配分开是一种电改措施，但需要与其他类似选项进行比选——为了实现“多买”格局，大用户直购、售电分离与输配分开一样都是可选项。
输配分开与大用户直购相比，大用户数量上虽然只占1%，但占到了70%左右的消费电量，显然，大用户直购改革的效果会更为显著，同时又不涉及数量上亿的居民供电问题，因此虽然这两个选项是平行的关系，但仍存在侧重、先后的差别，显然目前已经倾向于后者。
输配分开与售电分离相比，2002年之前还普遍认为前者比后者更现实，但十几年来，输配分开到底划在220KV还是10KV?划在县级还是省级?这些始终没形成共识(编注：早期10KV、35KV算配电，220KV就算输电。现在很多发达地区，500KV才算输电、220KV只能算配电——但同时又不是所有地方都如此——这就造成，输配分开缺乏统一的、稳定的划分标准。)
另一方面，随着新能源/智能网络等技术发展，传统的输配概念受到挑战，作为网络增值业务的售电分离反而逐渐具备更大可行性。
而在一般情况下，这两个选项是二选一的关系，随着售电分离进入新一轮电改方案，输配分开在中国可能永远失去了进行实践的机会。
记者：在不对电网进行横向拆分的前提下放开售电侧，是否会影响其有效推进?
吴疆：
至于电网横向拆分，与放开售电侧，在理论上倒并无必然的逻辑关系，电网重组的好处，主要在于实现合理规模经济、实现比较竞争效益、提高信息透明度，以提高效率效益等。
即使不进行电网拆分，只要改变了电网经营模式，一样可以实施售电侧分离。
售电彻底放开，新型垄断也并未被堵死
记者：售电侧的放开也存在几种可能性，是将电网的售电业务彻底剥离，还是保留电网的售电业务让民资参股，还是在不改变现有售电市场基础上，允许更多的民营售电公司进入?似乎都会带来很多问题。
吴疆：
从目前已披露的信息看，新一轮电改中，电网企业“不再负责电力统购统销”，这意味着售电业务应彻底剥离，而不是保留电网的售电业务及目前的市场结构、仅仅让新的市场主体参股或仅仅进入增量。
还是那句话，一切要看文件出台后的准确文字，更要看再后面的配套操作方案。此时此刻的解读预测都是有风险的，最终是否会出现公众担心的上述状况，请大家保持关注拭目以待!在正式文件没有见光之前，一切都是可能改变的，公众的高度关注本身也可提高决策的透明度。
我个人相信，重大决策总会存在上下、左右、内外的博弈互动。不同方案给市场带来的影响可能会差异巨大。那么，发出自己的声音，总会增添一份正能量。
记者：售电侧放开后，应如何设计监管机制，以保证市场不被操作、维护平等竞争?
吴疆：
首先，从专家放风、媒体披露的信息看，新一轮电改中，售电侧放开后，并不会是想象的那种敞开大门都发大财的景象，而更可能是类似发电侧的有限竞争局面。
一是存量市场绝大多数是从现有电网公司剥离转型的国有资产;二是居民、农业、公共机构等类别的销售电价依然受控制，而操作空间是有限的。因此从制度设计上而言，决策者已在尽力维持市场的稳定有序。
与此同时，政府的监管的确也非常重要，从基本的准入门槛设置，到安全、环保、价格、质量、服务、市场秩序等，都需要有配套的监管措施。
事实上，目前方案中，“售电业务放开”的同时“增量配电业务放开”，在电网企业“不再负责电力统购统销”的同时，并未堵死“配电+售电”的新型垄断类型，这无疑是一个顾此失彼的小小败笔，给未来售电侧的市场竞争秩序埋下隐患(当然，这是在后期操作方案中可以有意识改进的细节)。
记者：据媒体报道，一份售电侧如何改革的讨论方案提出了六类未来可参与售电业务的主体。其中，五类是竞争性的售电主体，还有一类承担售电兜底服务的机构。未来新的售电主体中，最优先转变的可能是哪一类?
吴疆：
从目前已披露的信息来看，上述文字似乎并不是最准确、最可信的版本。例如在“增量配电业务放开”的前提下，现有市县级供电局依然要承担存量配电网络的运营职责，不宜直接重组为售电主体，而只能剥离其售电业务，另行组建市场化的售电主体——而所谓“承担售电兜底服务的机构”，其实不正是这些从现有供电企业中剥离的售电主体吗?
总之，未来市场化的售电主体可以有多种模式，目前文件中列举了六类，但通过资本运作，实际上可以有多种排列组合。而且，各个省区、各个城市的条件不同，可以有更多探索与创新——至于哪一类最先成型入市似乎并不重要。
从逻辑上说，既然应该改变电网企业经营模式在先，而售电侧放开在后，那么，自然是这些从现有供电企业剥离转型的售电主体最先成型。至于其他投资者，或者是原有一定规模的售电业务(例如现有地方供电企业)，或者有条件占领增量市场业务(例如一些园区、开发区)，或者通过资本运作业务组合在存量市场业务中进行竞争与创新。
真正的市场是富有活力而无需预规的。
记者：如何认识放开“两头”的另一端，也即发电侧形成市场化竞争格局的难度?
吴疆：
发电侧形成多元化的市场格局并不难，2002年厂网分开以来其实已经形成了;而在一定程度上，只要实现多元化必然会带来竞争。例如现行的标杆电价政策，其实本身即可理解为一种引导企业压缩成本的竞争机制。
而“竞争”既有良性、也有恶性，“市场化”更有好的市场、也有坏的市场，明晰产权、规范竞争、信息公开、依法监管都是形成“好的”市场化竞争格局的必需条件，这是需要持续努力的。
除了一般意义的市场竞争，电力系统的技术经济特性还使发电侧竞争涉及一些特殊的问题，例如供需平衡问题、网络拓扑问题、多边实现问题、外部成本问题等等。相应，需要一些特殊的制度安排与技术处理。
还是那句话，改革是一种发展方式，困难与问题都属于过程，需要探索，需要攻关，需要斗争与博弈，关键在于坚守理想，砥砺前行，并坚持到底。
