盡管關于我國電力體制改革的呼聲由來已久，但業內人士認為，這一改革最關鍵的是理順價格機制，讓發電企業競爭上網，電能也采取市場化的方式進行交易。

因此，繼《輸配電成本監管辦法》征求意見方案出臺后，一份《電能交易基本規則》的草案也開始征求意見，業內認為，這是電監會對輸配電改革提上日程的明確信號。

輸配電成本之謎

早在10月份，中國華電集團公司政策法律部主任陳宗法就向時代周報記者表示，在我國的電價問題上，市場化行為還遠遠不夠。

盡管不是對這一問題作出的實際答復，但電監會此次連續公布兩套征求意見草案，特別是《電能交易基本規則》這一征求意見稿，恰是為了推進通過自主協商或集中競爭等方式進行電能買賣的原則。

2002年，我國提出“廠網分開、輸配分開”的改革方向，這標志著我國的電力改革正式啟動，2005年，原國家電力公司被拆分為現在的五大發電集團和兩大電網。

在廠網分開后，大型用電企業直接向發電企業進行“直購電”的模式一直被相關部門視為改革探路石，但此后幾年，發改委和電監會電價改革的種種條文，只是對這一交易模式進行修補，真正的電力市場化改革陷于停滯。

目前，中國的輸電業務主要由國家電網公司和南方電網公司壟斷，其輸配電成本自2006年以來，呈逐年遞增態勢。據電監會監管報告顯示，2009年，中國主要電網企業輸配電成本為3479.53億元人民幣，較上年同期增長13.18%；其中，國家電網為2681.14億元，南方電網為798.39億元。

而與此形成對比的是，在這一成本的基礎上，按照現行規定的《輸配電成本核算辦法》，電網企業應在“輸配電成本”的二級科目下進行設置材料費、工費、福利費、折舊費、修理費以及其他費用等三級科目，但由于缺乏有利的監管機制，目前這一成本的核算上報仍停留在一級科目。與之相對應的是，對輸配電進行定價卻由國家調控形成。

而電監會發布《2010年一季度西北區域電網企業輸配電成本情況通報》中，在輸配電成本構成中，第一大成本為折舊，占比為28%，第二大成本是“其他費用”，占比高達19%，薪酬、材料費、輸電費等費用均居其后。

因此，一位發電企業資深研究人員向時代周報記者稱：“從實際情況來看，電網一直不公開其成本的做法已經在業內飽受質疑，此外，從國家電力公司被拆分出來的7大企業，在此前也曾是一家人，因此在這一圈子里，關系網的存在也對我國的電力改革造成了一定的影響。”

因此，電監會的一名內部人士曾向媒體表示，輸配電價改革也是電價改革的核心內容，主要采取兩手策略：一是對電網資產和成本進行財務獨立核算；二是分別核定輸電電價和配電電價。

而此次出臺的兩部征求意見稿，也是旨在對這一問題進行梳理。

組合拳仍顯不足

隨著金融市場的發展，中國的電網行業在最近幾年進入了融資高潮期，從特高壓到智能電網，投資金額都以萬億計算，因此其成本的變動也引來了各方注意。

2009年，中國主要電網企業輸配電成本中，成本變動最顯著的是折舊，同比增長18.34%，在輸配電成本中的比重達到了46%，較2008年提高5.54個百分點。

因此，本次的意見征求稿，要求電網企業應當對輸配電成本數據重大變化作出合理解釋和詳細說明。

根據《輸配電成本監管辦法》征求意見稿，電力監管機構將對電網企業輸配電成本核算行為實施監管，同時要求電網企業建立成本核算制度，正確設置成本核算對象、成本項目和會計項目，準確計量、歸集、分配輸配電成本數據，定期向電力監管機構報送輸配電成本報表及說明。

此外，根據組合拳之一《電能交易基本規則》草案，將對這一成本進行正式約定。該意見指出，交易過程中電網企業收取的輸配電費用應按國家核定的標準執行；未經國家核定的，由電網企業和相關交易主體協商確定，報電力監管機構備案后執行。與此同時，合同應明確交易時段、電量、電價、輸電價格、交易對象等內容。

而這份《規則》另一重要部分則針對跨省區電能交易、大用戶與發電企業直接交易和發電權交易等進行了規定，確定以市場需求為導向，通過自主協商或集中競爭等方式進行電能買賣的原則。

對此，中投顧問能源行業研究員宋智晨表示，實現“輸配分開”仍需較長時間，但是從《輸配電成本監管辦法(試行)》到《規則》的出臺，表明了國家對“十二五”期間電力市場化改革的重視程度，“預計從明年開始，電力交易改革方面就將有大動作。”宋智晨說。

“從客觀條件看，目前通脹壓力較大，國家不能上調居民消費電價，但發電企業連年虧損也是現實，推進市場化改革降低發電企業成本、厘清輸配電成本，擠出上網電價的上調空間是當務之急。”宋智晨說。

但電力專家認為，兩份征求意見稿在輸配電價的針對性上有所突破，但在具體方面還遠遠不夠，如對于輸配電的成本核算內容和科目，輸配電在電力交易中定價的計算方式，如何就其真實性進行確認等都還不足。中國的電價改革，仍在進行艱難的起步。