在停滯了十年之后，經多方消息證實，由國家發改委牽頭起草的深化電力體制改革方案，已于10月中旬遞交國務院，有望在近期獲批出臺。
早在今年6月召開的中央財經領導小組第六次會議上，國家主席習近平明確提出，要抓緊制定電力體制改革總體方案，并對發改委提出要求，在今年底拿出新電改方案。
此前，國家發改委向相關部門發放的征求意見稿曾提出，以“放開兩頭、監管中間”為原則，除了輸配電價由國家核定之外，發電廠和用戶之間可以直接制定電價進行交易，并允許民營資本建設配電網，成立售電公司等。
由于電力改革牽涉面廣、利益錯綜復雜，最終出臺的改革方案內容目前尚難定論。
電網反壟斷
本輪電改的重點之一的“管中間”，其核心是如何破解電網的壟斷問題，這也是上一輪電力改革的未盡之事。
據悉，上報國務院的電改方案，此前曾經過多輪征求意見和反復修改，但最終沒有將“輸配分開”列入討論范圍，對于外界熱議的可能拆分電網公司的做法也并未提及，而是以“放開兩頭、監管中間”為原則，圍繞“四放開一獨立”展開——輸配以外的經營性電價放開、售電業務放開、增量配電業務放開、公益性和調節性以外的發供電計劃放開，交易平臺相對獨立。
曾就職于國務院電力體制改革工作小組辦公室、現任招商證券研發中心執行董事的彭全剛對《中國新聞周刊》表示，在本次改革中，呼聲最高的是電網改革。改革的目標，是電網企業盈利模式從“賺取購售電差價盈利”向“收取過網費盈利”轉變，其中的重點是售電業務分離和核定輸配電價。
不過，國家電網內部人士告訴《中國新聞周刊》，一兩年的短期內，輸配電還難以分開。該人士還表示，即使輸配分開，配電公司也只不過由形式上的大壟斷變成了以地區為單位的小壟斷，能否真正提高效率仍然存疑。
根據國際經驗來看，在輸配電體系中并不存在統一的競爭模式，輸配一體化的模式并不在少數，美國、英國、法國、日本、俄羅斯等國家均采用了輸配一體化的模式，縱向的拆分并不是唯一的出路。此前，國家電網公司總經理劉振亞公開表態，認為應堅持現有輸配一體化、調度和電網一體化的格局。
此外，電網公司如何改革，還取決于政府對于電網企業性質的劃分，如果被界定為公用事業服務型公司，那么對于電網的進一步改革，其拆分力度可能較小。今年8月，國家發改委官員在上海召集專家召開電改座談會時也曾提及，改革后的電網將實現公用事業化，這意味著短期內電網輸配分離不太可能實現。
國家能源局副局長王禹民早在今年3月就已經為電改繪下藍圖：電改在于體制和機制上的雙重改革突破。簡單地說，就是輸電的不賣電。即由政府制定出臺獨立的輸配電價，電網企業負責把電網這條“公路”建好，按輸配電價收取“過路費”，用于電網投資建設和維護。同時逐步放開上網電價和銷售電價。
2002年國務院頒布的《電力體制改革方案》(又稱電改“5號文”)為電力體制改革規劃了一條市場化的中長期路線：通過廠網分離、主輔分離、輸配分離、競價上網四步改革措施逐步構建起競爭性的電力市場。
十二年過去了，在整個電力行業中，中國現有的電力行業格局基本維持了“五號文”改革規劃，只完成了“廠網分開、主輔分離”，而“輸配分開、競價上網”曾小范圍試點都均告失敗。
電網企業仍然居于行業壟斷中樞的地位。目前，國內的電網系統由國家電網、南方電網以及部分區域性的小電網公司組成，全面控制電力系統輸電、配電與售電，在發電側，各家發電廠只能以上網電價將電能賣給兩大電網，電網是壟斷的買方，在售電側，電網再通過各地方供電系統將電能加價配售給各用戶，電網是壟斷的賣方。因此，在整個電力縱向產業鏈上，兩大電網公司處于核心控制地位。
廣發證券分析師郭鵬對《中國新聞周刊》表示，在這樣的市場結構下，政府不得不對電價進行管制，制定上網電價與銷售電價，否則電網公司有可能會利用其壟斷優勢，進一步施壓發電廠與消費者，壓低上網電價的同時提高銷售電價，擴大其壟斷利潤。
在上一輪電力改革中，我國曾進行過區域電網建設運營的嘗試，但并不順利。2010年后，國家電網公司開始對控股的五大區域電網公司進行拆分，到2011年5月，最后一家區域電網公司—華北電網也被國家電網公司分拆。各區域電網公司被拆分為國家電網公司的區域分部，失去了獨立的市場主體資格。此后電網系統沒有繼續推進區域電網建設的嘗試。
“如何放兩頭”
發電環節和售電環節，這“兩頭”預料將引入更多市場競爭。在新一輪電改中，短期來看，大用戶直購電依然是改革的突破口。
今年4月，國務院總理李克強在國家能源委會議講話指出，要加快電力體制改革步伐，推動供求雙方直接交易，提供更加經濟、優質的電力保障，讓市場在電力資源配置中發揮決定性作用。中投顧問能源行業研究員宋智晨對《中國新聞周刊》表示，大用戶直購電制度是電力行業市場化改革的重要舉措，產生之初便被賦予了推動售電端改革的重要使命。
廣東作為全國試點，早已推進大用戶直購電多年，是實現大用戶直購電最早的省份。從2013年底起，廣東采用電力用戶與發電企業競價交易的模式。僅今年前7個月，累計有30家電廠與86家用電大戶達成了交易協議。集中競價交易電量16.2億千瓦時，為企業節省了近千萬元電費。
從長遠看，隨著用戶用電資格的不斷放開，未來將有望產生服務于中小用戶的售電公司(比如面向一個園區內的全部中小企業)，這些售電公司將逐漸與現有的電網公司產生競爭，并且最終實現售電端的市場化。
不過，從全國范圍看，直購電推行十余年，進展緩慢之極。年度交易電量估計不足200億千瓦時，在全國5萬億千瓦時的用電市場中，占比不到0.5%。
大用戶直購模式分離了電網公司的交易權，最終方向是將售電和輸配分開，因此，電網企業普遍對此持反對意見。前述國家電網人士表示，直購電交易規則越來越明晰的情況下，售電側引入競價機制也將順理成章;然而，另一方面，也應該考慮到電網企業所承擔的社會責任。因此，即使直購電自主定價也應該將政府行政收費和電價交叉補貼設計進去。
多位業內人士預估，改革將是在增量的配電建設領域引入民間資本參股，這樣的做法既不會影響目前的電力系統格局，同時還有助于電力系統配電建設新增部分提高效率。
事實上，通過2003年的“一次電改”，發電環節市場化發展速度較快。按照《電力法》的規定，只有發電允許民間資本進入，而輸電、配電、售電均不允許。
2003年啟動的廠網分離改革，從原國家電力公司拆分出華能、國電、大唐、華電、中電投，目前這五大集團的裝機總量在全國裝機總量中的占比已經下降至47%左右，此間，地方國有發電企業成長迅猛。
發電領域的投資主體逐漸開始多元化，中外合資企業、民營企業也開始參與到電站建設中來。目前為止已經出資設立電廠的包括香港華潤、臺灣臺塑，中國神華、珠江(民營)，河北建設(地方投資主體)，江蘇國信(地方投資主體)等。
目前，國有企業主要以投資大型火電、水電等電源項目為主，裝機容量占絕對優勢。民營企業受資金規模等限制，多數難以承擔大型發電項目的建設，傳統上主要投資小水電、小熱電等小型發電項目，單個企業裝機容量相對較小。截至2012年末，民營發電企業裝機容量在全國總盤子中的占比不足10%。
對于民營資本進入發電領域，前述國家電網內部人士建議，第一，不能心急。民營資本要想從國網業務中分一杯羹的話一定要謹慎;第二，投融資方式、金融模式、新業務創新這一塊還是有一定想象空間的。
與發電相比，在目前的電力體系中并沒有獨立售電企業，售電長期與輸配電捆綁在一起，為國有電網所壟斷。消息人士稱，計劃在配售端引入民間資本，這一點有可能是未來《深化電力體制改革若干意見》的核心之一。國家能源局今年初公布的《2014年能源工作指導意見》提出，積極推進電能直接交易和售電側改革。
以推進大用戶直購電的方式打破電網壟斷，已成為學界和業界的共識。新的國家能源局成立后，大用戶直購電已經成為改革推進的重點，目前已經在10 多個省份展開試點。
直購電改變了傳統用電模式，即由用戶向電網購電，然后按照國家統一價格向電網企業繳納電費，改由發電企業和用電企業進行合約交易及集中雙向競價，同時向電網企業繳納一定的過網費，其售價一般低于電網購電價格。
改革好時機
當前供電能力相對過剩為啟動二輪電改提供了難得的契機。
近年來，電力裝機容量不斷擴大，而經濟增速面臨下行趨勢，中國的裝機容量所提供的發電能力已經可以滿足甚至超過經濟用電的需求。2013年，國內發電設備平均利用時間為4511小時，基本已經降到了1999年受亞洲金融危機影響的水平。
過去十年中，電力改革的停滯與電力供求的不平衡有著重要的關系。2002年推動的電改未能貫徹和此后數年出現的缺電現象也有關系。受亞洲金融危機影響，浙江省電力供應由緊變松，率先在國內引入競價上網報價系統，試行擇優調度上網。此后，經濟回暖，國內多省出現拉閘限電情況，浙江省在缺電的情況下，競價上網難以為繼，最終自行消亡。
國家能源局近期統計顯示，今年9月全社會用電量增速等數據創下一年半以來的第二低，全年用電量增速或低于5%。從目前國家能源局及上市公司公告情況來看，2013 年國家發改委共核準發電項目比2012年下降了近七成。10月末，由經濟日報社中經產業景氣指數研究中心和國家統計局中國經濟景氣監測中心共同編制的2014年三季度中經電力產業景氣指數顯示，三季度全國發電量同比增長2.5%，為2012年四季度以來的最低增長水平。
廣發證券分析師郭鵬對《中國新聞周刊》表示，電力需求彈性很小，基本上是剛性需求，如果在電力資源供不應求的情況下推進電力系統的市場化，勢必帶來發電端可以大幅提高報價，用電端成本快速提高的后果，提高企業整體成本，削弱我國產品競爭力，拖累經濟發展。對于政府來說，這無疑是不可以接受的。
本屆政府強烈的改革意愿，也使得本輪電改將獲得更大的政策支持力度。
考慮到電力改革是整個能源系統改革的重要環節，在能源專家武建東看來，對于能源改革的戰略重點以及先后順序而言，必然是優先二次能源，次后一次能源;先電力產業，后油氣產業。前者程序簡單、定價機制易行;后者牽涉國際、定價機制全球化。因此，電力體制改革必然成為能源戰略改革的第一步，具有戰略性、機遇性、前沿性、跨越性的特點。
考慮到目前國內發電能力已經趨于飽和，下一步，環保要求與能源的可再生性就成為了下一步發電端發展的核心。對于存量發電機組(主要是火電機組)來說，環保改造是主要的發展方向，而國家也在上網電價方面對于環保改造有所傾斜與疏導。
此外，從電力系統投資結構看，電源投資與電網投資比例的國際平均水平為0.8:1，而我國在2007年以來電源投資與電網投資的比例長期高于1:1，電網建設相對投入不足。未來預計配電系統將加快改造，尤其是加快高耗能變壓器更換。同時加強配電網智能化建設，降低人工成本，這些都將給民營資本帶來新商機。
二次電改，還有可能帶來電價的持續回調。目前，中國的居民電價與大工業電價相當，商業電價大約是工業電價的180%，如此定價安排背后的考慮是，用高負荷率的工商業用戶補貼低負荷率的居民與農業用戶，因此，電力成本的降低，電價下調對工商業大用戶來說很有意義。
從國際經驗看，成功的電改往往會引導電價下行。1988年英國首相撒切爾夫人執政期間，發表了《電力市場民營化》的白皮書，拉開了英國電力行業改革的序幕，其核心內容是對電力行業實行私有化，并引入競爭機制。在整個90年代，英國通脹一路上行，但是電價卻比電改前下降了近四分之一。
不過，最終的電改方案改革力度多大，還取決于本屆政府的改革決心。發改委電力市場改革研究專家組成員、華北電力大學能源與電力經濟咨詢中心主任曾鳴對《中國新聞周刊》表示，此前的電改進展不順利，與包括政府管理、審批機制等在內的市場環境不配套有很大關系。本輪改革推進速度也要看市場能否發揮核心作用。(周政華)
原標題:電力改革再啟動 牽涉面廣利益錯綜復雜
早在今年6月召開的中央財經領導小組第六次會議上，國家主席習近平明確提出，要抓緊制定電力體制改革總體方案，并對發改委提出要求，在今年底拿出新電改方案。
此前，國家發改委向相關部門發放的征求意見稿曾提出，以“放開兩頭、監管中間”為原則，除了輸配電價由國家核定之外，發電廠和用戶之間可以直接制定電價進行交易，并允許民營資本建設配電網，成立售電公司等。
由于電力改革牽涉面廣、利益錯綜復雜，最終出臺的改革方案內容目前尚難定論。
電網反壟斷
本輪電改的重點之一的“管中間”，其核心是如何破解電網的壟斷問題，這也是上一輪電力改革的未盡之事。
據悉，上報國務院的電改方案，此前曾經過多輪征求意見和反復修改，但最終沒有將“輸配分開”列入討論范圍，對于外界熱議的可能拆分電網公司的做法也并未提及，而是以“放開兩頭、監管中間”為原則，圍繞“四放開一獨立”展開——輸配以外的經營性電價放開、售電業務放開、增量配電業務放開、公益性和調節性以外的發供電計劃放開，交易平臺相對獨立。
曾就職于國務院電力體制改革工作小組辦公室、現任招商證券研發中心執行董事的彭全剛對《中國新聞周刊》表示，在本次改革中，呼聲最高的是電網改革。改革的目標，是電網企業盈利模式從“賺取購售電差價盈利”向“收取過網費盈利”轉變，其中的重點是售電業務分離和核定輸配電價。
不過，國家電網內部人士告訴《中國新聞周刊》，一兩年的短期內，輸配電還難以分開。該人士還表示，即使輸配分開，配電公司也只不過由形式上的大壟斷變成了以地區為單位的小壟斷，能否真正提高效率仍然存疑。
根據國際經驗來看，在輸配電體系中并不存在統一的競爭模式，輸配一體化的模式并不在少數，美國、英國、法國、日本、俄羅斯等國家均采用了輸配一體化的模式，縱向的拆分并不是唯一的出路。此前，國家電網公司總經理劉振亞公開表態，認為應堅持現有輸配一體化、調度和電網一體化的格局。
此外，電網公司如何改革，還取決于政府對于電網企業性質的劃分，如果被界定為公用事業服務型公司，那么對于電網的進一步改革，其拆分力度可能較小。今年8月，國家發改委官員在上海召集專家召開電改座談會時也曾提及，改革后的電網將實現公用事業化，這意味著短期內電網輸配分離不太可能實現。
國家能源局副局長王禹民早在今年3月就已經為電改繪下藍圖：電改在于體制和機制上的雙重改革突破。簡單地說，就是輸電的不賣電。即由政府制定出臺獨立的輸配電價，電網企業負責把電網這條“公路”建好，按輸配電價收取“過路費”，用于電網投資建設和維護。同時逐步放開上網電價和銷售電價。
2002年國務院頒布的《電力體制改革方案》(又稱電改“5號文”)為電力體制改革規劃了一條市場化的中長期路線：通過廠網分離、主輔分離、輸配分離、競價上網四步改革措施逐步構建起競爭性的電力市場。
十二年過去了，在整個電力行業中，中國現有的電力行業格局基本維持了“五號文”改革規劃，只完成了“廠網分開、主輔分離”，而“輸配分開、競價上網”曾小范圍試點都均告失敗。
電網企業仍然居于行業壟斷中樞的地位。目前，國內的電網系統由國家電網、南方電網以及部分區域性的小電網公司組成，全面控制電力系統輸電、配電與售電，在發電側，各家發電廠只能以上網電價將電能賣給兩大電網，電網是壟斷的買方，在售電側，電網再通過各地方供電系統將電能加價配售給各用戶，電網是壟斷的賣方。因此，在整個電力縱向產業鏈上，兩大電網公司處于核心控制地位。
廣發證券分析師郭鵬對《中國新聞周刊》表示，在這樣的市場結構下，政府不得不對電價進行管制，制定上網電價與銷售電價，否則電網公司有可能會利用其壟斷優勢，進一步施壓發電廠與消費者，壓低上網電價的同時提高銷售電價，擴大其壟斷利潤。
在上一輪電力改革中，我國曾進行過區域電網建設運營的嘗試，但并不順利。2010年后，國家電網公司開始對控股的五大區域電網公司進行拆分，到2011年5月，最后一家區域電網公司—華北電網也被國家電網公司分拆。各區域電網公司被拆分為國家電網公司的區域分部，失去了獨立的市場主體資格。此后電網系統沒有繼續推進區域電網建設的嘗試。
“如何放兩頭”
發電環節和售電環節，這“兩頭”預料將引入更多市場競爭。在新一輪電改中，短期來看，大用戶直購電依然是改革的突破口。
今年4月，國務院總理李克強在國家能源委會議講話指出，要加快電力體制改革步伐，推動供求雙方直接交易，提供更加經濟、優質的電力保障，讓市場在電力資源配置中發揮決定性作用。中投顧問能源行業研究員宋智晨對《中國新聞周刊》表示，大用戶直購電制度是電力行業市場化改革的重要舉措，產生之初便被賦予了推動售電端改革的重要使命。
廣東作為全國試點，早已推進大用戶直購電多年，是實現大用戶直購電最早的省份。從2013年底起，廣東采用電力用戶與發電企業競價交易的模式。僅今年前7個月，累計有30家電廠與86家用電大戶達成了交易協議。集中競價交易電量16.2億千瓦時，為企業節省了近千萬元電費。
從長遠看，隨著用戶用電資格的不斷放開，未來將有望產生服務于中小用戶的售電公司(比如面向一個園區內的全部中小企業)，這些售電公司將逐漸與現有的電網公司產生競爭，并且最終實現售電端的市場化。
不過，從全國范圍看，直購電推行十余年，進展緩慢之極。年度交易電量估計不足200億千瓦時，在全國5萬億千瓦時的用電市場中，占比不到0.5%。
大用戶直購模式分離了電網公司的交易權，最終方向是將售電和輸配分開，因此，電網企業普遍對此持反對意見。前述國家電網人士表示，直購電交易規則越來越明晰的情況下，售電側引入競價機制也將順理成章;然而，另一方面，也應該考慮到電網企業所承擔的社會責任。因此，即使直購電自主定價也應該將政府行政收費和電價交叉補貼設計進去。
多位業內人士預估，改革將是在增量的配電建設領域引入民間資本參股，這樣的做法既不會影響目前的電力系統格局，同時還有助于電力系統配電建設新增部分提高效率。
事實上，通過2003年的“一次電改”，發電環節市場化發展速度較快。按照《電力法》的規定，只有發電允許民間資本進入，而輸電、配電、售電均不允許。
2003年啟動的廠網分離改革，從原國家電力公司拆分出華能、國電、大唐、華電、中電投，目前這五大集團的裝機總量在全國裝機總量中的占比已經下降至47%左右，此間，地方國有發電企業成長迅猛。
發電領域的投資主體逐漸開始多元化，中外合資企業、民營企業也開始參與到電站建設中來。目前為止已經出資設立電廠的包括香港華潤、臺灣臺塑，中國神華、珠江(民營)，河北建設(地方投資主體)，江蘇國信(地方投資主體)等。
目前，國有企業主要以投資大型火電、水電等電源項目為主，裝機容量占絕對優勢。民營企業受資金規模等限制，多數難以承擔大型發電項目的建設，傳統上主要投資小水電、小熱電等小型發電項目，單個企業裝機容量相對較小。截至2012年末，民營發電企業裝機容量在全國總盤子中的占比不足10%。
對于民營資本進入發電領域，前述國家電網內部人士建議，第一，不能心急。民營資本要想從國網業務中分一杯羹的話一定要謹慎;第二，投融資方式、金融模式、新業務創新這一塊還是有一定想象空間的。
與發電相比，在目前的電力體系中并沒有獨立售電企業，售電長期與輸配電捆綁在一起，為國有電網所壟斷。消息人士稱，計劃在配售端引入民間資本，這一點有可能是未來《深化電力體制改革若干意見》的核心之一。國家能源局今年初公布的《2014年能源工作指導意見》提出，積極推進電能直接交易和售電側改革。
以推進大用戶直購電的方式打破電網壟斷，已成為學界和業界的共識。新的國家能源局成立后，大用戶直購電已經成為改革推進的重點，目前已經在10 多個省份展開試點。
直購電改變了傳統用電模式，即由用戶向電網購電，然后按照國家統一價格向電網企業繳納電費，改由發電企業和用電企業進行合約交易及集中雙向競價，同時向電網企業繳納一定的過網費，其售價一般低于電網購電價格。
改革好時機
當前供電能力相對過剩為啟動二輪電改提供了難得的契機。
近年來，電力裝機容量不斷擴大，而經濟增速面臨下行趨勢，中國的裝機容量所提供的發電能力已經可以滿足甚至超過經濟用電的需求。2013年，國內發電設備平均利用時間為4511小時，基本已經降到了1999年受亞洲金融危機影響的水平。
過去十年中，電力改革的停滯與電力供求的不平衡有著重要的關系。2002年推動的電改未能貫徹和此后數年出現的缺電現象也有關系。受亞洲金融危機影響，浙江省電力供應由緊變松，率先在國內引入競價上網報價系統，試行擇優調度上網。此后，經濟回暖，國內多省出現拉閘限電情況，浙江省在缺電的情況下，競價上網難以為繼，最終自行消亡。
國家能源局近期統計顯示，今年9月全社會用電量增速等數據創下一年半以來的第二低，全年用電量增速或低于5%。從目前國家能源局及上市公司公告情況來看，2013 年國家發改委共核準發電項目比2012年下降了近七成。10月末，由經濟日報社中經產業景氣指數研究中心和國家統計局中國經濟景氣監測中心共同編制的2014年三季度中經電力產業景氣指數顯示，三季度全國發電量同比增長2.5%，為2012年四季度以來的最低增長水平。
廣發證券分析師郭鵬對《中國新聞周刊》表示，電力需求彈性很小，基本上是剛性需求，如果在電力資源供不應求的情況下推進電力系統的市場化，勢必帶來發電端可以大幅提高報價，用電端成本快速提高的后果，提高企業整體成本，削弱我國產品競爭力，拖累經濟發展。對于政府來說，這無疑是不可以接受的。
本屆政府強烈的改革意愿，也使得本輪電改將獲得更大的政策支持力度。
考慮到電力改革是整個能源系統改革的重要環節，在能源專家武建東看來，對于能源改革的戰略重點以及先后順序而言，必然是優先二次能源，次后一次能源;先電力產業，后油氣產業。前者程序簡單、定價機制易行;后者牽涉國際、定價機制全球化。因此，電力體制改革必然成為能源戰略改革的第一步，具有戰略性、機遇性、前沿性、跨越性的特點。
考慮到目前國內發電能力已經趨于飽和，下一步，環保要求與能源的可再生性就成為了下一步發電端發展的核心。對于存量發電機組(主要是火電機組)來說，環保改造是主要的發展方向，而國家也在上網電價方面對于環保改造有所傾斜與疏導。
此外，從電力系統投資結構看，電源投資與電網投資比例的國際平均水平為0.8:1，而我國在2007年以來電源投資與電網投資的比例長期高于1:1，電網建設相對投入不足。未來預計配電系統將加快改造，尤其是加快高耗能變壓器更換。同時加強配電網智能化建設，降低人工成本，這些都將給民營資本帶來新商機。
二次電改，還有可能帶來電價的持續回調。目前，中國的居民電價與大工業電價相當，商業電價大約是工業電價的180%，如此定價安排背后的考慮是，用高負荷率的工商業用戶補貼低負荷率的居民與農業用戶，因此，電力成本的降低，電價下調對工商業大用戶來說很有意義。
從國際經驗看，成功的電改往往會引導電價下行。1988年英國首相撒切爾夫人執政期間，發表了《電力市場民營化》的白皮書，拉開了英國電力行業改革的序幕，其核心內容是對電力行業實行私有化，并引入競爭機制。在整個90年代，英國通脹一路上行，但是電價卻比電改前下降了近四分之一。
不過，最終的電改方案改革力度多大，還取決于本屆政府的改革決心。發改委電力市場改革研究專家組成員、華北電力大學能源與電力經濟咨詢中心主任曾鳴對《中國新聞周刊》表示，此前的電改進展不順利，與包括政府管理、審批機制等在內的市場環境不配套有很大關系。本輪改革推進速度也要看市場能否發揮核心作用。(周政華)
原標題:電力改革再啟動 牽涉面廣利益錯綜復雜
