中国电力体制改革正在全面提速。能源主管部门密集颁布的改革文件、输配电价改革背景下持续释放的电价红利、各省相继成立的电力交易中心都印证了这一点。电价降了，成为业内对电改最直观的感受。但多位资深电力人士提出，“以降电价论改革成败”的观点值得警惕。目前社会上普遍认为只要电力改革就要降电价，个别地方政府将降电价和救企业捆绑，甚至采用行政手段干预电力市场，这显然偏离了电力体制改革的初衷。
中国拥有世界上最复杂的电价体系，长期以来，发输配售各个电力环节的行政色彩浓厚，各类交叉补贴严重。电改的目的是理顺电力价格市场化形成机制，形成多买多卖的市场格局，充分发挥电价信号和杠杆作用。市场化，意味着价格有涨有落，该降价的时候降价，该涨价的时候涨价。在电力装机过剩、用电需求疲软、煤价低迷情况下，降电价确实有其空间。但从长期来看，电价并不排除整体上行的趋势。
“一个理想的电力市场，或者理想的行业，我经常说的，既要、又要、还要，我们既要有电用，又要电便宜，还要电干净，其实有时候挺好的，有的国家完全可以实现，有电供应、电不贵、电还干净，但是我们国家可能不一定能同时实现这个目标。”近日由中国人民大学主办的中国电力体制改革国际研讨会上，中国人民大学国发院能源与资源战略研究中心主任、经济学院副院长郑新业称，中国能源革命某种程度上存在上述“不可能三角”。改革不是真空中的，大量的约束条件制约了改革目标的设定和决策空间。政府和民众总是担心价格冲击，但经济下行情况下也不宜以降低电价来刺激高耗能产业的发展。
随着电力市场化改革的深入，输配电价的降低和大用户电力直接交易使得电价明显下降。据人民日报8月16日消息，新一轮电力市场化改革启动以来，降低实体经济用电成本取得了明显成效。2015年以来，企业用电年成本下降幅度已超过1500亿元。其中，通过构建电力直接交易市场，促成用电大户与发电企业直接交易，去年全国电力直接交易量已达4300亿千瓦时，平均每千瓦时降价5分钱，一举减轻国内企业电费支出215亿元。今年直接交易量要扩大至万亿千瓦时规模（相当于去年全国总用电的约1/6），如能实现又可为用电大户减轻电费支出285亿元。
与2002年的电力体制改革相比，新一轮电改之所以推进更为顺利，很大程度上正是由于降电价红利令各地方，尤其是资源大省对电改热情高涨。梳理各省已发布的政策文件可以发现，通过降低电价提振地方经济，几乎已经成为各地对电改的一致诉求。比如，《云南省降低实体经济企业成本的实施细则（试行）》征求意见稿明确提出，2016年企业平均用电价格比目录电价每千瓦时降低0.13元左右，其中220千伏大工业用电价格每千瓦时降低0.16元左右。
“但你会发现中央政府和地方政府目标也不一致，中央政府希望有电用、清洁发展，九号文（本轮电改的纲领性文件）中非常清晰地提出不鼓励高耗能的污染型产业，但是地方政府可不管，有毒的GDP也是GDP。鼓励高耗能产业发展，这是现实中存在的。”除了央地对改革目标的认识存在分歧外，郑新业还提出，眼下各个地方政府间的利益冲突也很大，省级壁垒明显。为了保护本省的火电，明明邻省有很便宜的电就是不用。一方面想要降电价，另一方面又为了保本省的火电和就业，不愿意用邻省的便宜电源，这确实是部分省份面临的尴尬现状。
不仅如此，值得注意的是，不同省份之间甚至打起了价格战，令部分电解铝等高耗能企业争取到了更低的电价。
郑新业认为，市场需求下来后，靠电价来解决企业的问题，是本末倒置。把降电价和救工业连在一起本身是错误的，相当于头痛医脚。电价应回到其本质。
“总体来讲，降电价是有成效的，但这种降价是否就是一个成功标志呢？如果以此为标志，你很快会发现这个标志可能不是那么可靠。”国网能源研究院财会与审计研究所所长李成仁在研讨会上分析称，当前这轮降电价有两方面基础，第一是电力供需宽松，第二是煤炭价格此前处于低位。但与年初相比，如今煤炭价格的累积涨幅近50%。如果煤炭价格继续上涨，下一步发电企业是否还有降价空间？如果没有降价空间，改革是不是就失败了？
除去煤炭价格回升的可能性外，李成仁认为，考虑到可再生能源的发电成本比燃煤更高、电力服务质量提高等因素，未来电价甚至有可能上涨。
这并非一家之言。中国能源研究会理事、中国华电企法部主任陈宗法曾提出，电价改革不是一味要求降低电价，未来依然存在助推电价上涨的现实可能因素。比如，清洁能源占比不断上升将会结构性推动电价总体水平上升；火电“超低排放”的强制要求与全国蔓延的改造之风，也会助推电价上涨；电改后一旦放开“竞争性环节电价”，预计价格长期偏低的水电会有“补涨找齐”的要求。随着后期经济结构调整升级到位，电力需求恢复增加，长远看，电价不排除整体上行的态势。
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