近日，新一届国家能源委员会召开首次会议。业内人士分析，会议提出建设核电、特高压等大型项目，是出于稳增长考虑，并未触及能源体制改革的核心问题。实际上，从改革角度讲，更应关注会议关于放开竞争性业务，以及加快电力体制改革的论述。
中国证券报记者了解到，以直购电为主的云南电改综合试点，未来有望向深层演绎。而放开原油进口等一系列石油流通体制改革的细则有望近期落地。电改和油改将成为2014年能源体制改革的最大看点。
云南直购电先破题
此次会议提出，要加快电力体制改革步伐，推动供求双方直接交易，提供更加经济、优质的电力保障，让市场在电力资源配置中发挥决定性作用。
价格是牛鼻子上的铜环，电价改革是整个电力体制改革的牵引点。早在今年年初能源局印发的《2014能源工作指导意见》中，就已经对电改轮廓做出了谋划：即积极推进电能直接交易和售电侧改革，推进输配电价改革，提出单独核定输配电价的实施方案，电价改革在其中占核心地位。
实际上，电力供求双方直接交易，已经开始在云南破题。中国证券报记者日前报道，有关部门已批复云南省电力用户和发电企业直接交易直购电试点的输配电价。业内人士认为，从政策制定者角度看，这意味着直购电仍是现阶段探索电力体制改革的可行方式。但电力体制改革不能仅停留在直购电试点上，不从根本上改变对现行电网的定位，不将竞价上网与输配分开统筹考虑，简单通过直购电试点，很难达到电力体制改革的预期效果。
但目前仍停留在直购电试点层面的电价改革，能否深入到体制层面上，目前仍有不确定性。目前，从发输配售环节的关系看，世界电力体制主要有四种模式：首先是一体化公司。欧洲和美国的大部分电力公司是这种模式，只在集团内部根据市场化的要求实行了业务独立，成立分公司或子公司。
其次是输配分开，即输电从其他业务中分离出来，成立独立的输电公司，包括英国、北欧、意大利、西班牙及东欧一些国家实行这一模式。其中，英国实行了彻底分拆后，在市场影响下发电和配售电又重新实现了合并，采用内部业务独立模式。
第三是厂网分开，也就是发电分离、输电和配电保持一体化，如韩国、新加坡一些公司以及加拿大第一水电等公司。发电、输电、配电、售电完全拆分，分别建立独立企业，主要是阿根廷、俄罗斯等国采用这种方式，通过分拆实现私有化是这两个国家改革的共同点，而俄罗斯在2012年又重归输配合一。
我国目前的电力市场结构如下，发电侧垄断竞争，由五大发电集团及地方电力集团组成;输电、配电、售电一体化经营，分为国家电网、南方电网两大主要电网企业，以及内蒙古电网、陕西电网等若干地方电网企业。这一体制的最大弊端在于电价不能形成有效传导机制。发电企业的上网电价、对用户的销售电价均由政府定价，发电企业成本变化无法及时传导到用户侧，造成发电企业要么巨亏、要么非正常盈利。
从上述国家经验看，我国电力体制改革的重点是形成可传导的价格机制，拆分电网并非是达到这一目的的必然选项。海通证券电力设备与新能源行业高级分析师牛品认为，未来国内电改的路径是，电网仍是垄断经营，输配不会分离，要通过逐步建立竞争性电力市场，实现市场在配置电力资源中的作用。
专家呼吁建设电力交易市场
有业内人士告诉记者，国家能源局对于电网“输配分开”，并未有统一认识，能源局更希望通过建立电力交易市场，实现“让市场在电力资源配置中发挥决定性作用”的目的，“输配分开”并非是必选项。
牛品认为，建立电力交易市场的可行手段是，先实施大用户直购电，为全国放开售电积累经验。然后放开售电侧，每个区域成立多个售电公司，发电侧、售电侧市场化交易，建立统一开放的全国电力市场。
在华北电力大学教授张粒子看来，通过现货市场，尽快建立起电力市场的价格信号尤为迫切。可以拿到现货市场的电力价格，由现货市场上多边参与方的撮合报价为准，暂时不宜拿到现货市场交易的电力价格如中小用户用电，即政府定价的电力，则可参考电力现货市场价格定价。
张粒子建议，要建立的这个电力现货交易市场，有些像电力交易市场，有点类似于北欧的实时电力交易市场。北欧电力实时交易中心位于挪威奥斯陆，这里像一个股票市场，每天处理来自丹麦、瑞典、挪威、芬兰等北欧国家的电力交易。整个交易体系的根本原则是：保证消费者用上价格最低的电价。在这个系统中，消费者拥有选择权。他们有权选择用谁的电，以及以什么样的价格获得电力。
不过，在张粒子看来，中国的电力交易市场不可能一步到位。在电力交易市场建立初期，可以先在大用户和部分地区进行试点，待到电力交易市场逐步成熟，则可将交易范围拓展到中小电力用户，并把试点由区域扩展到全国。由于现货市场是期货市场交割和计算的基础，因此未来更长期的趋势，是待现货市场发展到一定程度后，根据现货市场再发展电力交易期货市场。
他建议，由国家能源局电力监管司尽快制定电力现货交易市场的有关规则，对参与交易的机构进行监督。可以选择在浙江、上海和江苏，或者云南和广东范围内，小规模试点区域电力现货交易市场。
油改政策落地在望
除了电力改革外，另一个值得关注的是石油流通体制改革。在去年10月本报提出油改概念后，油改概念基本沿着两个逻辑持续发酵至今。一条逻辑是开放上游原油成品油进口权，另一条则是混合所有制。其中，混合所有制改革已经由中石化破题，但放开原油和成品油进口权的靴子迟迟未能落地。
此次能源委员会会议提出，要鼓励各类投资主体有序进入能源开发领域公平竞争。中国证券报记者从有关渠道了解到，尽管此次会议提到油改的地方不多，但发改委正在加紧制定相关政策细则，预计政策落地时间不会等待太久。
中国石油大学教授刘毅军认为，放开竞争性业务后，一些新区资源、难采资源，包括非常规资源可能会被分割出来，采取合作的办法，进行勘探开发。从目前的情况来看，像煤层气、页岩气等非常规天然气，以及页岩油等一些难采资源，如果有一定探明，新旧市场主体很有可能在上游领域进行合作勘探开发。
他认为，能源开发领域改革的难点首先在于控制权竞争。新进入的市场主体会对相关业务控制权进行争夺，并且会尽力保障自身的权利不受侵犯。同时，新进市场主体需要一个长期的实力积累过程，特别是上游领域的勘探开发经验，在积累经验的过程中会有一定的观望期和尝试期。在此期间新旧市场主体应该找到平衡点，针对合作方式进行反复试验，从而找到适合不同资源开发的具体合作方式。
而在中国石油大学工商管理学院副院长董秀成看来，实际上能源领域的市场主体早已多元化，且越向下游领域，多元化程度越高，但是这种多元化建立在较高的准入门槛之上。因此，从国家改革的角度来看，放开竞争性业务，准入门槛应适当降低，让更多符合国家政策的主体进入。
在销售领域，包括《原油市场管理办法》、《成品油市场管理办法》在内的一些相关法律规定都应进行修订。在贸易领域，应增加非国营进口的贸易配额和主体。原有的非国营贸易公司配额少，主体相对较少，因此应适当放宽贸易准入。
他认为，新进入的市场主体应尽快修炼好内功。因为越是上游领域，对企业实力的要求越高，包括资金实力、技术能力，人员能力。民营企业想要进入能源领域最大的问题不在于政策，而是自身的抗风险能力。民营企业要想单打独斗将难以形成气候，应该强强联合，提高风险承受能力。