2002年，《电力体制改革方案》（业内称之为“5号文”）公布，掀起了中国电力体制改革的浪潮。其提出的“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”四大改革任务，在仅完成“厂网分开”一项后，电改便陷入停滞局面。
        跌宕13年之后，2015年，中国启动了新一轮电力改革。
        2015年3月，国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（即电改9号文），提出了新电改的重点和路径：放开竞争性环节电价，向社会资本开放配售电业务，放开发用电计划；推进交易机构相对独立规范运行；深化区域电网建设和输配体制研究，强化电力统筹规划。
        随着国家发改委先后批复深圳、蒙西、湖北、安徽、宁夏、云南和贵州等地进行输配电价改革试点，轰轰烈烈地拉开了新一轮电改的序幕。
        为了贯彻落实电改，2015年11月30日，国家发改委和能源局公布了6个电改配套文件，共同描绘出本轮电改的“路线图”，电改进入实施操作阶段。
        作为电改的重要参与者，这次电网公司成为了“被改革”的对象：新一轮电改明确，电网企业不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源，按照政府核定的输配电价收取过网费。同时，原本被电网垄断的配售电业务也向社会资本敞开了大门，其承担的交易业务也被独立出来组建为被政府监管的电力交易机构。
        本轮电改刚刚起步，电网企业难言“赢家”或被“割肉”，未来或更多定位于公共服务运营商。
        电网盈利模式改变
        电力改革的核心，是电价的改革。在9号文中，“有序推进电价改革，理顺电价形成机制”，成为推进电力体制改革的首要任务。
        长期以来，中国的电价成本构成模糊不清。这其中电网企业的输配电价更是一笔“糊涂账”。
        原国家电监会曾在《电力监管年度报告(2011)》中提到，国家电网的输配环节电价为157.2元/兆瓦时，南方电网的输配环节电价为93.96元/兆瓦时，两家公司输配电价成本差距巨大。而在电网企业的输配电成本构成中，折旧、工资、材料费、财务费用、输电费、维护费等支出更是不透明，无监管。
        输配电价不明，一定程度上阻碍了电网企业的发展。早在2002年，南方电网就开始筹划上市，并在2006年引入中国人寿加速上市进程。但由于输配成本不透明等多种问题，上市计划亦一再搁浅。
        而在本轮电改中，电网企业的盈利模式发生了根本的变化：从以往依靠买电卖电赚“差价”，变成了只收取“过网费”即输配电价。按照电改的要求，输配电价按照“准许成本加合理收益”计算，政府进行核定，并向社会公开。
        2014年11月，深圳率先在全国进行输配电价改革试点。2015年初，南方电网旗下的深圳市供电局公布的2015年~2017年的输配电价为0.1435元、0.1433元和0.1428元。2015年水平比2014年深圳电网实际购电、售电价差每千瓦时0.1558元下降1.23分，按照深圳市2014年的售电量计算，降价金额9亿元。
        2015年10月，第二个进行输配电价改革的内蒙古蒙西电网，向外界公布了输配电价改革方案，其确定的输配电价为每千瓦时0.1184元。在核算成本的过程中，内蒙古发改委对蒙西电网2012年~2014年的财务数据进行了成本监审，核减与输配电业务无关的固定资产原值约22.8亿元，核减折旧费、运行维护费等不合理成本费用约25.79亿元。
        据内蒙古自治区发改委副主任王金豹介绍，由于内蒙古经济下行压力较大，自治区决定将核减的约26亿元成本全部用于大工业用电降价，电价每千瓦时降低2.65分。
        除了深圳和内蒙古外，安徽、湖北、宁夏、云南和贵州五省份也都在2015年列入输配电价改革试点。
        “单独核定输配电价是实现市场化交易的基础，是放开竞争性业务的前提，对于还原电力商品属性和实现电改目标有着重要意义。”国家发改委相关负责人认为，输配电价改革不仅能够降低企业和社会用电成本，发挥价格调价供需作用，另一方面也能够规范电网企业运营模式，加强对电网企业的成本约束，抑制电网企业的不合理投资。
        售电侧面临激烈竞争
        国家发改委电力体制改革专家咨询组专家、华北电力大学教授曾鸣在接受《中国经营报》记者采访时表示，除了构建独立的输配电价体系，改变电网企业盈利模式外，允许社会资本进入售电侧，是本次电改的另一大亮点。
        9号文甫一发布，申万宏源公共事业研究员刘晓宁的一句“全国5.5 万亿度售电对应的万亿元级别市场即将开启”，让业内惊呼售电侧改革的巨大市场。而电网公司是否参与售电业务也成为电力行业人讨论的焦点。
        11月30日公布的《关于推进售电侧改革的实施意见》中指出，向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体。并明确售电公司分三类：第一类是电网企业的售电公司；第二类是社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司；第三类是独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。
        同时规定，同一供电营业区内可以有多个售电公司，但只能有一家公司拥有该配电网经营权，并提供保底供电服务。同一售电公司可在多个供电营业区内售电。
        在售电公司的资产要求上，资产总额在2000万至1亿元的，每年可售电量6亿至30亿千瓦时。资产总额在1亿至2亿元的，年售电量为30亿至60亿千瓦时。资产总额在2亿元人民币以上的，不限制其售电量。
        “在本轮电改的意见讨论阶段，开始有人曾提出电网公司只做输电和配电，将竞争性售电业务彻底独立出去，但电网公司自然不愿意放弃这块‘蛋糕’。”中电联一位人士指出，电网公司也有着售电的人才、技术、信息系统优势。现在明确参与售电业务后，电网企业在售电上无疑最有竞争力。
        2015年以来，涉及发电、新能源、仪表设备等多行业的企业宣布组建售电公司。记者通过查询全国企业信用信息公示系统后发现，2015年下半年以来，全国各地已经成立了上百家独立的售电企业。
        这些企业未来将如何与电网进行竞争，怎样获得电力资源、争取客户，后期也将逐渐进入操作阶段。
        2015年12月8日，国家发改委、能源局批准了广东、重庆两地进行售电侧改革试点。
        长期以来，售电业务为电网公司独占。售电侧已经开始向社会资本放开，曾经的“独买独卖”格局变为“多买多卖”，未来必然将对电网公司构成激烈竞争。
        正如国家电网能源研究院经济师所言，售电公司比拼的不仅仅是售电，更应该比拼全方位、综合性的能源服务。
        “电价的市场化和放开售电侧绝不是电改的最终目标。”在曾鸣看来，通过建立电力改革的市场化机制，在电力各产业链引入竞争，提高中国能源利用效率，促进能源行业的节能环保，这些都是本轮电改需要完成的任务。
        从美国、德国的电力体制改革成功经验来看，都经历了8~10年的过程，中国的电改才刚刚起步。如今，电力市场化的大幕已然拉开，身处改革大戏中的电网企业下一步如何转型，仍值得密切关注。（《中国经营报》 王力凝）