肯定能降下来
究竟改革之后，输配电价会涨还是会跌？
记者采访的多位电力专家表示，有可能涨也有可能跌。“各省的实际情况不一样，在发改委对上网电价、输配电价、销售电价的3个电价管理办法指导下，原来电网公司所得的购销差价在各省的核定就不一样。因此，估计有的省核定下来利润空间肯定会压缩，有些省则情况可能相反。”曾鸣具体分析道。
王金豹肯定，至少在内蒙古，核定输配电价之后，电网相比原来的收益空间肯定会压缩。在内蒙古经信委电力处工作了近7年的张德也认为，“从内蒙电网的实际情况看，输配电价只要按照‘准许成本加合理利润’的原则，保证电网建设和发展的需要，输配电价格是肯定能降下来的。”
事实上，在输配电价改革机制尚未成行的条件下，内蒙古就已经开始试验了一种特殊的电力市场化模式。
这项名为“电力多边市场交易”的模式，由“发电、用户、电网”三方共同参与，在“发电侧和用户侧”两端引入市场化，通过电网公司搭建的交易平台，形成“多买多卖”的市场格局。这一模式，主要目的是让发电厂和大用户直接见面，发电厂可以选择多个用户，用户也可以选择多个发电厂。
原本因为没有独立清晰的输配电价，售电端和发电端的市场化竞争很难推行，而内蒙古这一有限的市场化能够推行，得益于蒙西电网归属于地方政府管理。
回忆起电力多边交易市场的出台过程，张德难掩兴奋，“从2006年开始申请到批下来经历了两年的时间，2008年我们一个月至少有两三次要去北京开会。”
但其真正走进公众视野是在2010年5月6日。他说，“当时规模很大，还专门买了一个股票交易所的那种锣，电监会主席和自治区主席一起敲的。”
运行三个月时，国家发改委因其有违节能减排目标而被叫停。此后重启，又被叫停，直到2012年重启后才连续运行至今。
内蒙古自治区政府的积极促成，很大程度上源于地方经济的发展需要。2008年时，经济危机爆发，此举意在降低企业的用电成本，进而稳定工业增长。与此同时，内蒙古也有发电结构多样、电力资源丰富的独特性。直到2009年，内蒙古的电力始终是供远大于求的局面，当地发电厂的机组平均发电利用小时数仅为4044小时，低于全国平均水平。
有限的市场化
内蒙古的电力多边交易市场试点最终被放在自治区政府直接管辖的蒙西电网里面管理和运作。
不过，电网作为中间方，仍然坐收之前的输配电价——“购销差”。只是在价格机制形成方面，根据“多买价低”的市场原则，发电企业会适当降低销售价格促成交易。
“说白了，并没有触碰到真正的体制改革。”张德坦言。在多边电力市场交易中，发电厂和用电方虽然直接见面进行交易，但电网公司在其中收取的“过路费”并没有改变，“保持电网的购销差，它原来得多少利益，现在还得多少利益。”
即便是有限的市场化，也确实满足了内蒙古当地电厂一定的现实需求。
当地一家大型电厂的工作人员告诉南方周末记者，现在煤炭价格低，发电厂的上网电价每度又被降低了1分2，发电厂必须要保证年发电小时数达到4500-5000小时才能保证不亏损，但是内蒙古电力资源供过于求，正常来说通过电网根本不可能发那么多电，发电厂希望通过直接跟大用户谈一个更低的电价，来提高交易量，从而保证不亏损。
但一位不愿意具名的电力市场人士指出，在内蒙古现有多边电力交易市场模式下，价格优惠是从电厂传导到了用户，但参与交易的用户电价目录繁多，最终的用电价格还是很复杂，是企业的各种执行电价加上价差再加输配电价及政府补贴基金。“如果能对输配电价按照成本核定，发电企业就可直接与用电企业达成一个交易电价，此时再计算企业的用电价格就变得非常简单，即输配价格加交易电价和政府补贴基金。”
更关键的是，按照内蒙古业内人士的预计，这一重新核定的电价肯定能有所下降，这对用电企业和电厂都是个好消息。
据一位业内资深人士透露，在内蒙古地区大部分企业对电价成本较为敏感，每年调整电价，稍有不合理就可能会造成一些企业用电成本上升从而面临倒闭。
绕不开的输配电改革
在试行内蒙古独有的多边电力市场交易5年后，2014年6月，蒙东电网开始启动另一项“大用户直购电”改革试点，这是一个正在全国铺开的电力市场化模式。到2014年11月份，已有吉林、广东、黑龙江、山西、甘肃等12省份进行大用户直购电试点。
大用户直购电，亦称电力直接交易，是指较高电压等级、大用电量的用户或独立的配电企业直接向发电企业购电，同时不排除从电网购电，两方购电的机制增加了用户选择权，经过电网的输电通道，支付合理的输电费用。
王金豹觉得没啥区别，“蒙东直供也好，蒙西多边交易也好，事实上就是电价市场化的趋势，就是供需嘛，双方至少有了一个谈判的机制。”
“通过这样一套机制让投资者看到我们目前有一个电的价格洼地，希望吸引更多的投资者过来，有新的投资进来，直接加入多边交易也好，大用户直供也好，这就是用电的增量。”王金豹说。
数据显示，2013年，蒙西电网大用户直接交易电量累计成交262.1亿千瓦时，平均成交价差约0.0194元/千瓦时。以电价占生产成本47%的电解铝行业来说，通过多边电力市场交易每度电最高能给企业节省4分钱的成本，一年用电量大概60亿千瓦时，那一年便可为电解铝企业节省2.4亿的成本。
大用户直购电，最早也是在2002年出台的“电改五号文”中就有提及，但也是多次起落，直到2013年5月，国务院发布《关于2013年深化经济体制改革重点工作的意见》，明确提出“推进大用户直购电和售电侧电力体制改革试点”。
阻碍大用户直购电改革最重要的因素同样是输配电价定价。目前以购销差为主的输配电价并不合理。黄少中撰文分析称，对于大用户而言，电量较高，未经过输、配、售所有的环节，上网电价和输配电价都应该降低，居民用电则经过了所有输配售营销等环节，实际成本则更高。而目前的情况是居民电价大大低于大用户电价，实行了交叉补贴的方法。
此前，前电监会副主席邵秉仁在接受媒体采访时称，“整体电力体制不改革，搞任何一项改革都会遇到阻力问题。直购电就是一个典型的例子。直购电里，发电方和用户虽然谈好了，但必然还要经过输电，可输电价格仍是一笔糊涂账。直购电仍然绕不过输配分开的难关。”
亦有专家持反对意见，王冬容认为大用户直购电无法承担起一个完整意义上的改革，且有地方政府干预，基本就是发电降价让利，它是不可持续的。“改革就相当于操作系统的更换，从DOS系统到WINDOS系统；而大用户直购电只是不换操作系统下的一个升级！整个操作系统不换，基本由电网独家买卖的大框架不改变，这个口子是开不大的，无法实现真正意义上的市场化改革。”
南方周末记者采访的专家普遍提出来这种担心。对于高耗能产业的“变相扶持”与国家节能减排的大方向相悖。但张德分析称，内蒙古是能源大省，而诸如电解铝等能源资源密集型产业应该落户内蒙古，这样从大的方面来说反而有利于形成一个产业链条，从而实现节能减排的目标。
另外，他说，“高耗能产品在中国需不需要？不管在哪儿生产，都需要耗能。内蒙古是国家重要的能源原材料基地，发展能源资源密集型产业具有得天独厚的优势和条件，符合国家产业转移和调整产业空间布局的要求。”
