云南从去年11月被确立为首批电改综合试点后，一直大步走在全国电改最前列，可就是在这样改革动力充足的地方，电改依旧困难重重。目前，云南省的发电权结构并无根本改变：定价权实质由政府价格部门转移到经济运行主管部门;而需要政府严格监管的调度全和输配权仍被电网强势控制，可以说本轮电改目前整体实际效果不佳。61岁的大理州一家民营小水电公司老板刘吉全的故事足以说明一切。

61岁的刘吉全下决心在会议上“冒死”发言。

3月30日下午，云南省昆明市滇池附近的海埂宾馆，正在举行全省一季度厂网协调会。会议由国家能源局云南监管办公室(下称云监办)主持。这是国家能源局的派出机构，负责监管云南省电力系统运行情况。刘吉全决定抓住这次机会，反映自己在云南电改中受到的不公平待遇。

刘吉全是大理州一家民营小水电公司的老板。他的发言主要涉及两个方面，一方面，他认为云南电网不应将2015年“西电东送”降价部分强制分摊给省内发电企业;另一方面，他批评云南省工信委在制定2016年电力市场化交易方案时，存在对部分中小水电企业强制降价的不公平问题。

云南作为全国电力体制改革综合试点省份之一，改革进程一直备受瞩目，刘吉全的质疑直指云南电改的两个核心问题——行政干预和电网垄断。

电力供给远超需求的云南省，早在2014年就率先探索全省范围的电改。2015年3月，中共中央、国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(下称九号文)，启动了新一轮电力体制改革，随后批复电力过剩较严重的云南、贵州和山西三个省份作为电力体制综合改革试点，期望通过地方改革尝试，找到一条可复制、可推广的改革路径。

这是继2002年电改之后，中国第二次全国范围的电力体制改革。上轮电改实现了“厂网分离”，但电网企业的“主辅分离”“输配分开”改革最终不了了之。及至“十二五”期间，电力需求增速逐年放缓，由2011年的11.7%降至2015年的0.5%，全国电力装机却在2013年之后保持了8%以上的高增长，电力供应大量过剩。伴随着中国经济新常态的演变，电力市场的供求关系亦陷入长期不乐观局面，各方对市场化改革的呼声再次达到高潮。

在上述背景之下，九号文在各部门的博弈中推出。云南电改实践随之升级，2015年11月云南被列为全国电力体制改革综合试点省份，其2016年电力市场化交易方案预计交易电量达到500亿千瓦时，占全省用电量接近35%，大步走在全国电改最前列。

然而多位业内人士对财新记者评价称，就算是云南这样内在改革动力充足的地区，仍无法摆脱强力的行政之手，更无法摆脱九号文自身存在的局限性。

不仅仅云南遇到这样的问题，其他国家级跨区电力交易中心——北京电力交易中心、广州电力交易中心，以及在重庆和广东进行的售电侧改革试点，还都被市场普遍评价为“形式大于内容”。

一言蔽之，本轮电改目前整体实际效果不佳，甚有悲观者称，“本轮电改令人沮丧，已不值得期待”。

价量皆管制的市场化

在云南省一季度厂网协调会上，云监办公布了云南成为国家电改综合试点后的首次监管评价。

云监办市场监管处处长史志伟在会上表示，云南电改虽然在市场化交易方面积极探索，但在市场交易中行政干预的事项较多，行政指令性内容与市场交易混为一体，干扰了市场主体参与市场交易的自主权，严重打击了市场主体参与交易的积极性。

从云南试点看，电价和电量仍受到政府管控，并未真正放给市场。典型的例子是，在2015年云南电力市场交易中，工信委从当年6月开始设定了0.15元/千瓦时的最低交易限价，原因是此前水电站为获得更多电量竞相压价。而后水电市场化电量基本在这一限价上成交。

云南省是中国的水电大省，省内澜沧江、金沙江、怒江的干支流上密布千家水电站。2012年后，云南省水电装机上马速度不断加快，发电能力开始严重过剩，当年弃水量就达到24亿千瓦时，到2016年预计水电富余量达到400亿千瓦时。水电装机约占云南全省电力总装机的75%，全省发电能力已超过省内电力需求的四五倍之多。

一位发电企业负责人感叹：“价格都一样，很难说是市场交易。”据财新记者了解，因所谓的水电市场化交易基本都在最低限价水平上成交，各家水电站可获得的交易电量很难从竞价机制中产生，所以交易电量最终仍由电力交易中心依据各水库基本情况，即装机容量、调节能力和来水情况等进行分配，具有很强的行政色彩。

业内人士告诉财新记者，这种现象目前在全国各地电改中普遍存在。本来电改允许市场化交易部分的电价由供需双方自主定价，但实际操作中，变成所有发电企业普遍降一定数额的电价，电量则仍延续行政分配方式，最终使得“最低限价”变成了由政府制定的新的上网电价，而定价部门无非是由国家发改委变成各地方省份的工信部门。

云南省从2014年开始试行汛期富余水电竞价上网政策，允许70多家工业企业参与市场化交易，总交易电量接近100亿千瓦时;2015年电力市场化交易改革向全省工业企业推开，交易时间也覆盖了全年，全年市场化交易电量为300多亿千瓦时，占全省用电量的20%多;2016年的电力市场化交易方案，除设定年度、月度交易，还增设了日前交易，交易电量预计扩至500亿千瓦时。2016年延续的最低限价是0.1元/千瓦时，同时还设定了目录电价为最高限价。

以2015年实际交易情况来看，这种所谓的市场化交易呈现为政府干预下的普遍降价。

值得关注的是，在云南省2015年和2016年的电力交易规则中，发电企业和用电企业申报的并非最终成交价格，而是以“价差”的方式申报，即相对于目录电价降价的差额。一位业内人士告诉财新记者，价差报价方式就是简单的降价模式，并不考虑成本和供求关系。电作为一般商品，应由供求关系决定价格，而非仅允许降价。

这样的价量受限交易还是市场化交易吗?上述人士认为，云南省政府部门可能主要是担心电价大涨大跌失控，而其中涉及发电、用电、电网等各方复杂利益，政府自认为负有稳定之责。

“这里有一个关键的政策背景。”一位资深业内人士对财新记者指出，九号文对电改重点任务的表述中，提及“有序缩减发用电计划”。长久以来，各地政府制定发用电量计划并无任何行政许可，国家电力主管部门也从未下达这一计划，而九号文的上述表述却变相确定了“发用电计划”的行政管控地位，将其彻底“做实”。

“这是本轮电改顶层设计存在的最大局限。”上述人士指出。

水火电利益之争

3月30日上午，在云南省工信委六楼的一间办公室里，几家水电企业人士正在向负责电改方案起草和执行的相关负责人反映情况。

“火电企业就是在搞恶性竞争。”一位企业人士直言不讳。

根据2016年云南省电力市场化交易实施方案，火电企业和一定规模的水电企业全部纳入市场化交易，取消计划电量，在同一平台竞争。但水电作为清洁能源享有优先发电权，如火电企业竞价获得了一定发电量，则可让水电企业代发电，火电企业和水电企业依据发电收入的2 : 8来分成。

据记者了解，在3月的交易报价中，火电企业报出的上网价格约0.18元/千瓦时，这低于云南火电行业最低边际发电成本0.2元/千瓦时，一些火电企业凭借低价竞得了交易合同。

水电企业的不满在于，这一交易规则允许火电企业恶性报价，最终由水电企业代为发电，而火电企业“不劳而获”净得发电收入的20%。“这是变相将水电企业的利益转移给火电企业。”一位水电企业负责人对财新记者说。

云南省工信委相关负责人对财新记者坦承，上述情况的确有可能发生，这也是电改试点面临的一个棘手问题;但政府也需要考虑火电企业的生存问题。

云南共有11家火电企业，均为中央或地方所属的国有企业，近年水电装机量快速增长且遵循清洁能源优先发电原则，火电的利用小时数不断降低，全部处于亏损状态。而云南省政府的考量是，必须保留火电机组作为水电的备用电源，保证云南长期供电的安全稳定。因此政府的确希望转移部分水电企业利润给火电，以保证这11家火电企业不倒闭。

对政府来说，向火电倾斜的交易规则还有一个隐形的“大好处”，就是在枯水期以火电的“低报价”平抑水电的提价冲动。云南省3月火电成交合同，约占市场化交易电量的三分之一。火电企业就算找不到水电企业接单，也愿意为了赚取现金流而赔本发电，因而市场上就会出现火电发电、水电弃水的怪现象。

令部分水电企业更为不满的是，云南省政府在设计2016年电改方案时，已经预留了火电机组长期备用费。规定不参与市场竞价的第二类中小水电企业以及风电企业，虽然可以电量全额上网，但上网电价也要下降，降价幅度参照其他市场化交易的水电企业的平均降价幅度，这部分降价的资金，就是云南火电长期备用的补偿资金。

这正是刘吉全指出的云南省工信委在制定2016年电力市场化交易方案时存在对部分中小水电企业强制降价的不公平问题。

“我不参与竞价，但却要参照别人的降价幅度来降价，我自己的命运为什么不能自己掌握?”刘吉全说，他认为政府强制降价毫无道理，而与他有类似命运的一些风电企业也在向政府部门提出自己的异议。

云南省工信委认为，这种“被”降价，体现的是一种公平，即让中小水电和风电企业与其他大型水电一起，共同承担云南省电力市场产能过剩的压力。

2015年，云南省电力市场化方案给予了火电与水电同等的2142小时基数电量，火电企业可通过发电权交易获得部分收益，上网电价则按火电上网电价执行，60%归属火电企业，40%归属水电企业。

财新记者从云南省工信委了解到，2015年通过发电权交易，云南省的水电企业共向火电企业转移收入约达12亿元。

一位电力专家分析称，云南省对火电倾斜的政策，实质造成了市场竞争的不公平，这令电力市场化运行无法实现;此外，以备用电源名义强制保留全部火电企业的做法，也值得商榷，电网本身应该在较大范围内实现供需平衡，不应局限在云南省内。“云南省政府保火电的目的还是为了稳定就业和税收。”

降电价能否稳增长?

云南省能源局能源协调和科技装备处处长李勤对财新记者表示，“我不否认‘改革等于降电价’的说法，如果改革没有红利，就没有人愿意推动改革。”

云监办市场监管处处长史志伟在一季度厂网协调会议上也提到，2015年云南电力市场化交易有效降低了省内用电企业的生产成本，稳定了部分企业的生产，主要行业开工率从年初的40%逐步回升到60%。

在政府大力推动之下，自2014年以来，云南省工业用户的购电成本大约降低了0.1元-0.15元/千瓦时。云南省工业用电量占全省用电量75%左右，其中重工业用电量占工业用电量近95%。此外，宏观数据显示，2015年云南省规模以上工业增加值完成3623.08亿元，同比增长6.7%，高于全国平均增速0.6个百分点。

然而在开工率与工业增加值增长背后，企业的效益并未见太多改善。史志伟在上述会议上指出，在云监办历时三个多月的监察中，云南电力市场化交易并不都在扶持优势企业，全社会的结构调整和节能环保也没有显现。相反，在核查过程中，却发现部分经济效益低下的企业在市场化交易中得到了很大的扶持。

史志伟列举了两个例子：某企业2015年享受核减24亿电费，最后实现利润仅为4亿元。可见如果没有电费支持，这家企业将巨额亏损;另一家企业享受电费优惠2000多万元，而其一年亏损额就达27亿元，电费优惠相对于企业主营业务亏损来说杯水车薪。

史志伟表示，这两个例子说明云南的电力市场化并未扶持优势企业，仅仅是让亏损企业少亏一点而已。同时云监办还发现，一些安全、环保投入不足的小冶炼企业也参与了电力市场化交易，这更与国家电力市场化改革的总方向不符合。

另一个典型的例子是云南铝业股份有限公司(000807.SZ，下称云铝)。云铝是省属国企，拥有铝土矿、氧化铝、电解铝、铝加工及铝用炭素生产为一体的完整铝产业链，是云南省第一大电力用户，也是南方电网五省区范围内最大的电力用户。

云南省力促云铝深度参与电力市场化交易，云铝股份副董事长丁吉林公开表示，企业电费成本占总成本的42%左右，2015年云铝的电费从原国家核定目录电价0.51元/千瓦时下降到0.36元/千瓦时，每千瓦时平均下降了0.15元，全年共节约电费超过10亿元。但如此大幅度的成本降低，并未使得云铝的市场竞争力得到大幅提升，2015年财报显示，云铝年度净利润仅为0.29亿元。

“我们还是很困难。”云铝相关负责人告诉财新记者，虽然近两年企业电费成本下降明显，但铝价下跌的幅度更明显。电解铝价格从2015年初每吨1.3万元到10月后跌破万元大关，每吨下跌超过26%，价格已跌破2008年金融危机时的价格低点。目前电解铝企业的亏损面超过八成。

中国铝行业产能严重过剩，各主要铝生产省份都在竞相降电价，而电价的下降很快传导到终端铝价，并在市场预期的影响下，铝价下降幅度甚至超过了电价成本的下降幅度，形成恶性循环。

但云铝仍希望电价继续下降，认为只要云南的电价水平可以低于其竞争对手所在省份，云铝就有希望摆脱困境。云铝财报称，预计在2016年的电力市场化交易中，云铝的电价可降至0.3元/千瓦时。

但这一电价水平相比那些拥有煤炭坑口电厂或企业自备电厂的铝业生产大省仍有差距，如新疆、山东的铝行业电费成本普遍达到0.26元-0.27元/千瓦时。

云铝已多次向省工信委建议，在2016年的电力市场化交易方案中，将最高限价在当前目录电价的基础上再降低0.05元至0.1元/千瓦时;另一方面，云铝还在积极联系云南省内最大的水电企业——华能澜沧江水电有限公司，希望与其签订年度供电的长期合同。

但据记者了解，华能澜沧江公司对云铝抛来的“橄榄枝”并不积极。2016年一季度，云铝通过市场化交易获得的平均电费成本比2015年高。因水电企业在枯水期都不愿报低价，还造成云铝一家下属企业的月度报价未能成交。

云南省政府仍坚持“降电价-稳增长”的逻辑。一位云南省工信委人士对财新记者说，一位省级领导在听说另一个国家综合电改试点省份贵州计划在2016年为工业用户降低100亿元电费时，就反问云南省为什么做不到如此大的规模，言下之意，云南电改“降价”的步子还要走得再大些。甚至有省政府领导要求，力争让云南省的电价降到全国最低。

强大的电网

刘吉全所在的企业，今年1月的电费被扣掉了110多万元，这对经营状况每况愈下的他来说已是重负。云南电网对此的解释称，这是2015年“西电东送”降价部分各发电企业需要均摊的款项。

2015年云南承接输送广东的“西电东送”框架协议电量约800多亿千瓦时，此前是按国家批复的电价0.386元/千瓦时结算，但据国家发改委2015年5月发布的《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》，“西电东送”框架协议内的电价可由政府之间协商。广东省提出“西电东送”协议内电价应依据燃煤标杆电价下降0.02元/千瓦时，云南省最终接受了这一价格。随后云南电网将降价总额10.53亿元强制均摊给省内所有发电企业，并在2016年1月的电费结算中完成。

多位市场人士指出，上述“西电东送”结算双方广东电网和云南电网同属南方电网公司，是左兜与右兜的关系，双方通过买卖电赚取差价，将降价部分却转嫁给发电企业且直接强制结算，这样的做法有利用垄断地位之嫌。

云南大部分发电企业都对电网的此项强制行为表示不满。史志伟也在会议上提及“此事有待商榷”。云南省工信委人士也对财新记者表示，“西电东送”框架协议内的电价仍属于政府定价范畴，应由省物价局出台相关文件来规定，电网企业无权强制结算。

3月31日，云南省发改委官方网站挂出公告，公开招募昆明电力交易中心的股东和理事。这成为本轮电改以来，首个以公开招募的方式组建的省级电力交易中心。

目前，已经成立的两个国家级电力交易中心——北京电力交易中心和广州电力交易中心，以及省级电力交易中心——新疆电力交易中心，组织构架都是电网企业全资子公司，或电网企业绝对控股，云南的昆明电力交易中心较为特殊，采取的是电网企业相对控股，而且公开招募股东的方式组建。

李勤比喻称，原来的电力交易相当于云南电网一家的“独唱”，未来的昆明电力交易中心相当于多个股东和理事的“合唱”。

业内人士注意到，昆明电力交易中心的组建虽然以云南电网为控股股东，但是招募者却不是云南电网，而是云南省发改委，这意味着政府看到了电网企业的巨大权力，并希望尽最大可能释放改革红利，力争不受电网企业的强力控制。

财新记者询问云南省内几家最大的工业企业和大型水电企业，他们均表示希望出资成为昆明电力交易的股东，进而在未来的电力交易中获得一定的话语权。

一位业内专家对记者表示，电力交易中心的公平、公正十分关键，云南电改的确作出了有益的尝试，但从现代企业制度的角度来看，企业的所有权和经营权是分离的，而云南电网仍是昆明交易中心的实际控制人和经营者，即便其他发电企业和电力用户可以参股，对于电力交易和调度的影响仍十分有限。

上述专家认为，调度权独立于电网之外，严格执行市场化交易结果，才是电力市场化得以真正实施的基础，但九号文并未提及调度独立于电网企业，因此云南试点也受此电改顶层设计的制约。

跨区交易瓶颈

云南省工信委相关负责人对财新记者表示，目前云南省电力企业的发电能力超过省内电力需求四五倍，云南电改怎么改都无法改变实际的供需差异，极端一点说，即便云南省电价降到零，电也用不完。

单靠省内消纳是不现实的，云南的电力过剩问题需要到更大的电力市场去解决。

而放眼全国，电力整体供大于求的情况日益凸显，这意味着“以省为实体”发展的中国各大区域电力市场，更无动力互相开放。

中国电力市场区域割据严重。最典型的例子是，东北电网原为国务院批准的计划单列企业集团，也是国内各电网中最具跨省优化配置资源的区域，但最终也拆成三个电网，导致跨省电力流动停止，内蒙古东部和黑龙江的煤矿坑口火电厂难以送电到辽宁负荷中心，东三省的电力发展变成了各省自己的院内规划。

人为分割首先造成的就是地区之内供给与需求不匹配，而各省都希望多用本省电源，同时大量核准本省电源建设。

云南省自身也埋下了造成今天困境的种子。作为“西电东送”电源基地，云南过去并不希望将本省水电资源白白外送，一直极力干涉建设跨省直流输电通道。早在2010年，金沙江中游电站送电广西320万千瓦直流输变电工程(下称“金中直流”)就已获得国家能源局的审批。但在云南省的干预下，该建设被搁置多年，而期间云南阿海、鲁地拉等大型水电站相继建成投产后，却不得不面临电力无处输送的窘境。

目前“金中直流”线路仍在建设中。此外，云南送广西的永仁至富宁直流输电工程也在建设。预计这两条线路在2016年6月完工，将可增加300多万千瓦的电力外送。

但云南工信委人士称，即便两条线路如期建好，未来广西会否接纳如此规模的电力输送仍悬而未决。

广西省近几年火电机组不断增加，而且由于经济增速放缓，广西也进入了电力相对富余的阶段。此外，广西首座核电厂——防城港核电厂已建成投产，核电和水电都属于清洁能源，广西不按输送通道的建设能力接收云南电力也无可厚非。

此外，在国家发改委审批的电网规划中，云南省还有一条澜沧江上游送深圳的直流通道，早已通过国家审批，原计划2017年投运，但迄今未落实建设时间。而近些年，广东省投资建成了不少火电项目，目前自己的火电厂都处于“吃不饱”的境地。

《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》规定，跨省跨区送电，由送电、受电市场主体自主协商确定送受电量和价格，国家发改委不再介入。而在具体操作中，独揽定价权的地方政府之间博弈效率往往较低，互不让利。

有业内人士建议称，既然云南省已经实现本省发电企业与工业用电企业之间的市场化交易，或可尝试在跨区交易中引入企业主体来报价，由跨区网对网交易，变成跨区点对点交易。当云南省的发电企业为获得广东省内电力用户参与竞价时，“西电东送”的成交价格即可实现市场化。但问题的关键点在于——双方省政府能否放权给市场主体，真正让发电企业和用户成为跨区交易的主体?

今年3月，北京电力交易中心在挂牌仪式上宣布了首笔交易，山东的30家电力用户和陕西、甘肃、青海、宁夏的824家发电企业，通过北京电力交易中心达成交易，交易电量90亿千瓦时。虽然是次交易电量有限，却是电改以来首次实现点对点跨区交易，或为未来的跨区电力市场开放挤开一缕阳光。

据记者了解，3月底，云南成立了电力体制改革领导小组，省长挂帅任组长，三个副省长任副组长。未来云南电改能否继续深化，打破上述掣肘，摆脱令人沮丧的局面，仍有待观察。