重庆维新：试错与探路交织的电改镜像
eo记者 文华维
恢复平静的重庆电改依然吸引着舆论的聚光灯。
自2015年落地至今，重庆先后在输配电价、售电公司开票、交易中心组建、增量配电网改革等多个节点爆发冲突，引发业界广泛关注。
即便尚未真正了解重庆电改发生了什么以及改变了什么，相当部分业内人士仍愿意给予重庆更多的赞赏。
原因在于，他们认为重庆走在了对抗固化多年的既有秩序的最前头。无论对错，无论成败，这都赢得了部分人士的支持和喝彩。
回看本轮电改落地与演进，这几乎一边倒的评价正是目前电力改革进程中分歧、焦虑与曲折的缩影。这折射出，在我们这个时代，改革的勇气和技巧以及宽容依然稀缺。
电改启动至今已近三年，焦虑的人们或许可以更乐观地看待电改前景。站在这一节点，我们可以有更宽的视角和框架回溯重庆电改之路，并探讨此路将结出何种果实。这或者是对总结、梳理本轮电改经验的科学态度。
两江新区，重庆最火热的经济增长引擎。重庆电改最早从这里点燃。
重庆第一家售电公司在两江新区首次实现为企业用户接电。踌躇满志的主管部门和售电企业都希望，新的市场主体能取代既有的固定角色。这是一件无比吸引人的事，主管部门的诉求是以此降低电价，售电企业的诉求是以此实现业务转型，两者一拍即合。
各方很快尝到了改革红利的味道。对于改革的实操者来说，如何将这红利以规范的符合规律的方式持续和推广，是他们过去几年和未来一段时间最难回答的问题。
与很多地方一样，在重庆，电价是电力行业备受诟病的一大因素。重庆市主政者很早就表达过对重庆电价的不满。无论是对新兴产业，还是高耗能产业，重庆都急需在各个方面凸显其招商优势。这构成他们改革或者“吵架”最重要的动力。
“坦率地说，改革的目的是降低电价，规范地说是降低用能成本。如果不能降低成本，如此折腾是为了什么？”当地一位业内人士说。
重庆最早提出了雄心勃勃的“云计划”，要将落地重庆的云计算服务器快速集纳至300万台左右，还要吸引大量的离岸数据处理业务。
如何解决它们的能耗是个大问题。而且重庆相比周边地区，暂无优势可言。业界担心重庆将会如何解决这部分电量的供应与价格问题。
2012年，业界估计，重庆如果真能完成布局目标300万台云计算服务器的计划，其全年耗电将会达到109.5亿千瓦时。这是一个惊人的数字，国网重庆电力公司2017年全年售电量仅达735.71亿千瓦时。
时任市长黄奇帆的应对策略令人意外：“规模大了，好办事。”其逻辑是，“规模大了，就可以搞自备电厂。有自备电厂，就能直接用出厂价0.35元/千瓦时的电能，如果向现有的电网购电，价格是0.75元/千瓦时。
向电网购电比自备电厂的价格贵一倍多——这是重庆市政府对电以及电价最重要的印象。在此后数年里，这组数据对比，在各种场合被屡屡提及。重庆电力体制改革的起点以及目标均与此直接相关。
很快，更大压力和改变机会都来了。
近年来，中国经济下行压力骤然增大，GDP增长率逼近年度增长目标的底线。在会见全国“两会”记者时，国务院总理李克强曾说，2013年最大的挑战是经济下行压力加大的挑战。中国的中央财政收入一度出现负增长，金融领域还有所谓“钱荒”，银行间隔夜拆借利率超过了13%，而且用电量、货运量的增幅也大幅回落。
经济增速多年位居全国第一的重庆，未能独善其身，GDP增长速度连年回落。2012年的增长率回落至13.6%，2013年为12.3%，2014年放缓至2002年以来最低水平，仅为10.9%。
尽管依然是增长最快的地区之一，但增长速度的回落令重庆主政者感到了压力。
重庆主政者应对措施之一是稳定重庆市内高耗能企业的生产。重庆市南部的綦江区是知名的锰矿加工基地。重庆市领导多次前往锰矿加工企业调研，企业主反映的一大问题是电价太高，承受不了，尤其是产品供需低迷时期。他们告诉市领导，他们当中有的是把原材料拉到四川加工了再拉回来，有的则是拉到贵州再拉回来。尽管来回折腾，还要花费一大笔物流费用，但依然更划算。没有自备电厂的企业都是通过这种方式来降低成本。
“调研过程中，市领导再次深刻感受到自备电厂的用电成本之低，但怎么一到了电网就贵了，他感到不可思议。”一位知情人士说。
电力行业的解释是，重庆能源禀赋本身就不好。发电侧，重庆是典型的贫煤、少水的地区，煤炭资源对新上燃煤发电项目来说，支撑能力有限，且以高硫煤为主，还要从外地购煤，运输成本越来越高。重庆的剩余水电资源存量不多，而且开发成本同样也高。电网侧，重庆山地多，输配电建设成本更高，过去一段时间为了增强输送能力，投资规模较大。
电力行业还努力向市政府领导解释，自备电厂的价格优势相当部分来自逃避了政府基金和附加，以及工业用户应承担的政策***叉补贴。但是，对于主政者而言，降低电价就是他们要实现的目标。
在非市场的运行环境中，电力用户的声音一直缺失。长期以来，这个行业更多谈论生产者的利益，以保障生产者利益来促进发展。在供给问题得以解决之后，不应再习以为常地谈论固有的话题。此时的环境中，地方政府成为电力用户的天然代表，他们希望降低电价，一方面他们需要降低电价帮助用户渡过难关，另一方面，他们坚信电力行业有降价空间。
在重庆市政协的一次演讲中，黄奇帆说，中国电费之高，比新加坡贵，比香港贵，比美国、欧洲贵。贵在哪里呢？现在14亿千瓦装机，实际上中国产能过剩。电力明明只需要8亿千瓦装机，多余的 6亿千瓦装机需要3万亿资本，这3万亿资本折旧也好，成本也好，过剩产能都摊在电费里。
黄奇帆认为电价高的另一个原因是，输配电价过高。“全世界过网费1毛几，我们是2毛几，4毛几加2毛几，就是6毛几，加上政府收点附加基金就是6毛8，全市的平均价7—8毛，又额外收了7毛几，叫什么呢？容量费。”
这些与事实有明显出入的数据加剧了重庆方面对高电价的情绪。
然而此前，缺电曾是重庆发展的一大瓶颈。重庆市极力要求加快建设电厂。2013年，重庆电力公司汇报说，重庆人均装机容量严重不足，装机容量只有1190万千瓦左右，其中60%是火电，40%是水电。人均装机容量0.3千瓦，远远低于全国0.8千瓦的装机容量水平。然而，重庆发展速度要高于全国，同时重庆的装机水平低于全国装机水平一半。对于高速发展中的重庆来说，能源是一个瓶颈。
为了克服瓶颈，主政者不断地督促电力企业加快建设电厂以及输电通道。在一家电厂开工仪式上，市领导说，日渐扩大的电力缺口对重庆经济增长和老百姓的需求无疑是巨大的挑战。用电缺口全靠调度迟早是会崩盘的，需要靠电厂的建设来解决根本问题，市政府高度重视“十二五”期间电力建设项目，下决心至少新建1000万千瓦的发电机组，使原装机能力翻番。
重庆还希望加快接受外来电。在一次会议上，黄奇帆说：“四川雅安的水电站都竣工几年了，还是没法把发的电输送出来。项目已经建成，而重庆这边又有需求，为什么不批呢？”他说：“水电这种清洁能源能够有效改善能源结构。三年前我就向有关部门提出来，到现在还没有批下来。行政审批制度中存在的弊端严重阻碍了项目和经济的发展。”
纵观国际电力改革历程，经济发展放缓+电力行业产能过剩+电价未能反映真正成本，构成了电力行业市场化改革的动力。高歌猛进的电力装机规模，在若干年后造就了惊悚的产能过剩，成为推动电力改革最有利的因素之一。
调研过后，重庆市政府提出降低电价的核心诉求。路径有二：一是大规模复制自备电厂的做法，建立地方可控的自备电力网络；二是通过推广直购电，让电力企业让利实体经济。
2015年初，重庆时任市长黄奇帆在调研工作中提出“探索建立覆盖綦江、万盛、南川等区域的自备电力供应网络”的大胆设想。此后重庆方面迅速委托西南电力设计院制定了綦万南地区自备电网规划方案。
重庆市綦万南地区的产业布局主要为铝业冶炼及深加工、石油化工等传统高能耗企业，电价成本通常占到产品总成本的20%—40%，把降低电价作为电改的效益之一，可以提高企业的竞争力。
在重庆方面以外，这一方案遭受不同意见。自备电力网络如何定位，始终模糊不清。
设想中的綦万南自备电网如同一张完整的电力食物链网，既有电力的生产者，也有电力的消费者，还有外接电网对电力的补充。是选择自备电源的电力，还是选择外接电网的补充？如何确定网内电价？这些技术问题即便到了最后依然没法取得共识。对于彼时的电价政策和电网安全而言，这都不是聪明的做法。
推广直购电的路径则是国家鼓励的改革举措，重庆亦早有尝试，并一度在试点输配电价改革上扮演先行者角色。
2010年上半年，重庆电力用户与发电企业直接交易试点工作启动。2010年4月，重庆大全新能源率先与重庆市电力公司、华能重庆珞璜电厂、重庆白鹤电力、合川电厂、国电恒泰电厂签订了直接交易合同。
两个月后，原国家电监会批准重庆市试点直购电输配电价改革。交易试点的电价（不含线损）为113元/千千瓦时，其中110千伏和220千伏用户各为91元/千千瓦时和70元/千千瓦时，线损为23.68元/千千瓦时。
与重庆市同时获批的还有江苏省和浙江省。在当时，直购电面对的一大争议是由于独立输配电价缺失，在大工业用户中推行直购电会进一步扭曲电价体系，导致电价结构更加复杂。
原国家电监会曾表示，直购电试点推进缓慢的原因是输配电价标准难产。“大用户直购电试点工作进展缓慢，主要是因为各地上报的试点方案缺少实质性内容，特别是缺少输配电价标准。电监会已要求试点省份尽快提交输配电价标准，但进展情况不够理想。”
在国家电监会的推动下，输配电价改革试点稍有进步。但是此时的直购电依然延续审批的束缚。按照直购电试点办法的相关规定，核定输配电价之后，参与试点的省市还需要向国家电监会、国家发改委和国家能源局报送电力用户与发电企业直接交易试点方案和参与直接交易的具体对象，经三部门批准后方可正式开展电力用户与发电企业直接交易。
改变的机会很快到来。
2013年8月，国家能源局发布《关于当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》，今后国家有关部门不再对电力直接交易试点进行行政审批。
过去试点获批只是象征性改革，因为每一单交易都需要经过国家多个部门审批，且审批内容非常繁琐具体，与企业自主交易的市场化原则完全背道而驰，最后就是申请的企业越来越少，试点也就形同虚设。
2014年11月，在重庆市政府的要求下，重庆电力公司交易中心组织了一次小范围的直购电交易，参与的用户主要是受冲击比较明显的高耗能企业。这一次低调的交易甚至没有公开发布消息，降价的幅度为一角钱。发电企业和电网企业各承担部分降价金额。
2015年3月，中发9号文印发后，重庆电改开始启航。改革的第一项工作为有序推进电力用户与发电企业直接交易试点。
2015年6月，重庆市政府办公厅印发《重庆市电力用户与发电企业直接交易试点方案》，重庆市电力直接交易试点正式启动。这或是重庆本轮电改的起点。
此项事宜的牵头部门为重庆市经信委。在不同的省份，此事牵头部门有所不同，经信系统、发改系统、能监系统以及电力公司各有千秋。在重庆，这一配置为此后的进展留下了不大不小的隐患。
这一年的交易电量规模暂定20亿千瓦时左右。准入的用户则是用电电压等级原则在110千伏以上，单位能耗、环保排放达到国家标准，年用电量3000万千瓦时以上的大工业用电企业。高新技术企业和十大战略新兴产业年用电量可放宽至1000万千瓦时以上。
2015年进入电力直接交易市场的电力用户共74户，发电企业8户，其中自愿参与2015年剩余月份直接交易的电力用户共41户。9月15日，这41户企业与8户发电企业完成第四季度直接交易意向性协议的签订，直接交易电量约14亿千瓦时。重庆市经信委称，参与直接交易的企业电费支出均有不同程度的下降。
初尝试点效果后，重庆市经信委划定的2016年交易规模比2015年增长了3倍，增长至80亿千瓦时。
用户准入门槛进一步降低。符合国家产业政策，单位能耗、环保排放达到国家标准，年用电量500万千瓦时及以上的大工业电力用户可自行参与直接交易；允许售电公司代理用户参与直接交易，允许组织年用电量300万千瓦时以上的用户“打捆”参与直接交易。
与以往最大的不同在于，重庆的售电公司获许进场。
这一新的市场主体被重庆被寄予厚望，无论是打破既有格局，还是降低电价，它都将担起急先锋的任务。
此前的2015年11月28日，国家发改委、能源局批复同意重庆市、广东省为首批售电侧改革试点地区。在本轮改革中，中央主管部门部署以三类形式推进地方的电改试点。第一类是电改综合试点，主要是贵州以及云南等地。第二类是售电侧改革试点，首批被批复者是重庆、广东。第三类是从2014年底就已经开始的输配电价改革试点。
重庆此时的想法是，开展用户新增电量的配售电改革专项试点，向社会资本放开配售电业务，多途径培育配售电公司，放开试点区域的增量配网，授予试点配售电公司增量配网投资资质，且“配售电公司依托国网重庆市电力公司在试点区域既有输配网络和放开的增量配网”。
迈出的第一步充满试探意味，“试点期间，先期引入2—3家售电公司承担改革试点任务，在以上特定范围内开展试点”。
特定范围已经划出，重庆售电侧改革将在两江新区、长寿经开区、万州经开区、万盛平山工业园区、永川港桥工业园区，以及中石化页岩气开发、管输、利用领域等进行试点。试点范围主要集中在支柱产业和战略性新兴产业重点项目集聚区。
“为了减轻阻力，就只选择了这几个工业园区，只做增量，不动存量，所有目的都是为了减少对电网的冲击，想看看这条路是否走得通。”一位业内人士介绍说。
首先在先期引入的2—3家售电公司也露出真容。重庆两江长兴电力有限公司、重庆能投售电有限公司、重庆渝西港桥电力有限公司，这三家新成立的售电公司被直接写进了重庆市售电侧改革方案里。
无论是广东还是重庆，前期成立的售电公司均由政府精心挑选，且被赋予特别的使命。对于挑选者和被挑选者，他们的战略眼光和判断力在此后将分出高下，接受检验。
设想的方案是，由上述三家售电公司直接为划定的试点园区的企业供电。
进展很快出现，两江长兴售电公司在2016年3月成功实现为6家用户带电，是三家公司中第一个成功实现为用户供电的售电公司。2016年5月底，渝西港桥电力有限公司成功为第一家用户带电，实现售电业务零突破。
他们当中的佼佼者是两江长兴售电公司。其股东分别为长江电力、重庆两江集团、涪陵聚龙电力、中涪热电 （民营)。注册资本2亿元。其中，重庆两江新区开发投资集团有限公司，是重庆市政府设立的国有大型投资集团，与重庆两江新区工业开发区管理委员会合署办公，实行“两块牌子，一套班子”管理模式；涪陵聚龙电力、中涪热电则是拥有地方电网和发电机组的发供电企业。
随后爆发的激烈纷争让这条路变得艰难。
2016年春节后上班的第二天，国家电网公司一位副总经理造访重庆。此行的目的是与重庆沟通售电侧改革的具体实施方案。
重庆电改领导小组春节前召开会议形成的方案中有两点与电力公司分歧巨大。一是，当时重庆新的独立输配电价尚未核定，方案提出沿用2010年国家发改委批复的输配电价。当时其他部分省份，包括广东，处理的办法是价差直接传导，即发电侧降低多少，用户侧就降多少，默认当前的购销价差即为过网费。重庆方面当时觉得价差传导的方式效果不太好，坚持要求在输配价核定之前用2010年大用户直接交易的输配电价。此时专门为大用户直供出台的输配电价标准为220千伏、110千伏、其他电压等级输配电价分别为0.1942元/千瓦时、0.2152元/千瓦时、0.2372元/千瓦时。政府性基金及附加中暂免征收城市公用事业附加费0.025元/千瓦时，按0.0548元/千瓦时计。
国网重庆市电力公司认为《重庆市售电侧改革试点工作实施方案》中现行的输配电价核定时间较早，不能代表目前及今后3年的输电成本，拒绝执行，并要求“一户一核”。
“这个价格和当时过网费有差距，电网就要让利，重庆方面希望通过电网让利降低用电成本。”当地人士说。
二是，重庆方面提出由售电公司对用户开发票，这也是电网不愿意看到的，并认为这有违中发9号文中关于电网企业负责结算的规定。
这场会晤分为上下两场。上半场是双方的职能部门对话，下半场是双方的相关负责人对谈。
重庆提出的方案是，“发电企业向售电公司或直接参与市场交易的用户开具购电发票，售电公司给其用户开具售电发票，电网企业给售电公司或直接参与市场交易的用户开具输配电费、政府性基金代收等发票”。
国网重庆电力公司认为应按照国家电改配套文件要求，应由电网与用户进行结算，售电公司收取购售差价服务费。重庆方面则认为应按《重庆市售电侧改革试点工作实施方案》，直接与用户结算，向国网重庆电力公司支付输配电价。
两场对话未能缩小分歧，不欢而散。
在此之前，重庆首批12家企业已与售电公司签订售电协议。重庆市发改委网站称，彼时签约达成2016年度售电量1.3亿千瓦时，用电企业平均签约电价每千瓦时0.6元，对应之前电价至少降低企业用电成本2600万元。“我们正在探索的售电侧改革试点，有效降低了电价这个企业营运的关键要素成本。”重庆的官员公开说。
业界一片欣喜，与广东相比，重庆走出了一条更具冲击力的售电侧改革路径。即便至今，部分业内人士的评价依旧是是否触及原有格局的利益，“广东和浙江的市场尽管很活跃，但是它们都没有动电网的利益，只有重庆做到了”。当地一位人士评价说。
但是一系列问题很快到来。
最核心的问题在于，没有一个运行良好的批发市场，售电侧改革或沦为“无源之水”。售电公司对用户的降价亦不知从何而来。“我后来明白，售电侧改革不应该先行。”当地一位官员说。
广东与重庆长期被视为售电侧改革标杆。在重庆部分业内人士看来，重庆部分技术官僚认为售电侧改革的重要诉求是，以此为工具降低电价。他们长期认为，重庆电价高是电网企业造成的，跟发电企业“吵不出油水”，就只能跟电网企业吵，“希望能从电网环节吵出油水”，实施路径则是推行售电侧改革——引入售电公司可以削弱电网企业。
此前的设想并不顺利。在这一模糊的定位中，尚未找到商业模式的部分售电公司陷入了迷茫。除了三峡集团加持的长兴售电，其他数家日渐黯淡。
此时，广东的售电侧改革已风生水起——在月度电力集中交易中引入了售电公司参与，售电公司竞价的成交电量在总交易量的占比中逐渐攀升，价格下降喜人。“有了改革以后，现在有大量的售电公司代表用户和电厂谈价格，电厂面对非常强大的抗衡势力。一方想涨价，一方想降价。这就是电力行业真正推行供给侧结构性改革的开始。”华北电力大学教授王鹏在一次演讲中说。
结算、输配电价等问题一度争执不下，并报送国家发改委定夺。
《国家发展改革委办公厅关于重庆市售电侧改革试点工作有关问题的复函》形成定论。
《复函》明确提到，对于重庆《关于恳请协调重庆市售电侧改革试点有关事项的请示》和《关于重庆市售电侧改革试点工作的紧急请示》，关于输配电价执行方式，在新的输配电价机制建立前，暂按照发改价格〔2010〕1013号规定的两部制电价标准，执行已核定的重庆直接交易输配电价。关于电费结算方式，应按9号文及配套文件要求，“请重庆市与电网企业进一步沟通协商”，拥有配网运营权的售电公司，可向其用户收费并开具发票，独立的售电公司，保持电网企业向用户收费并开具发票的方式不变。试图开辟新路径的设想接近夭折。
输配电价的执行方式令重庆方面满意。此时，重庆两江新区管委会将3个开发区（两江工业区、万盛经济开发区、中石化页岩气勘探区）企业用电所有新增用户（2015年12月28 日以后投产）交给两江长兴电力公司。目前3个开发区企业用电价格在0.85—0.9元/千瓦时左右，如果按照已核定的输配电价，用户的用电价格将在0.65元/千瓦时左右，两江长兴电力公司计划每千瓦时加价1—2分钱再转售给用户。
在重庆建立一个运行良好的批发市场比想象中的难度要更大。
完成了售电公司准入方面的探索后，重庆方面发现引入售电公司也降不了多少电价，即便能降低一些，售电公司仍然买不到电。
相比广东售电企业日渐扩大阵容，重庆知情人士说，当时售电公司没有一个好的机制去买电，只有与电厂进行场外交易，“跟发电企业说你卖我电，我卖给用户”。场外交易协商的问题在于，没法建立一个竞争的机制，而导致发电侧没有竞争，发电企业就按标杆电价卖给售电公司，“这并没有任何意义”。
重庆市的一位官员说：“我们的售电公司没有来源，广东做了一个不错的交易机制，而重庆没有做成。”一位曾前往重庆调研的学者说，由此暴露的是，无论是市场交易还是售电侧，降价诉求大，而市场化的准备则略显不足。
重庆“没有做成交易机制”的原因众说纷纭。
首要的客观原因是重庆市内的火电企业集中度比较高。重庆市有关主管部门提供的数据显示，华能集团和国家电投在重庆所占份额总计近50%，如果加上水电装机，则能占到60%有余，两家独大。其次，重庆的峰谷差较大，电网系统调峰很难，发电企业与电力用户签了合同不一定发得出电来。第三，重庆的市场规模很小，2016年共计仅800多亿电量，能够竞争的电量则更少。第四，外来电比例已经很高，重庆市全社会用电量的三分之一左右是外来电，而这部分电量全是水电，不参与市场竞争。第五个原因是重庆的电网阻塞比较明显，相当部分为电网支撑机组，接近300万千瓦的机组参与不了市场。如果真的要把他们拉进市场，到时候可能造成电价上涨，“这是我们不能接受的”。
除了上述客观上的技术难题，体制上的原因也是关键的障碍。
这一障碍在其他省份也存在，参与电力市场化改革的有发改系统、经信系统、价格系统和能监系统，各自有各自的理解、立场和路径选择。
“运行这一块是在经委，经委时刻防着改革会不会抢他的权力。”当地一位知情人士说。另一方面，发改系统觉得直购电或者称之为电力直接交易时过渡产物，应该统一过渡至售电侧改革。
由于未能协调一致，重庆一度存在两场不同的电力直接交易，一场是由经信委主导的电力用户电力直接交易，另一场则是能源局主导的售电公司直接交易。目前，经信委主导的占据绝大部分电量。
组建重庆电力交易中心管理委员会由重庆市经信委电力处主导，发改委（能源局）仅派一名挂职人员出席。发改委能源局的相关会议，经信委同样只派一名借调人员参加。“长久如此，没办法形成合力。”当地一位业内人士说。
经信委的直接交易未能令人十分满意。“但他们也有诸多无奈，市政府想尽快看到效果，但又要合乎要求，所以从手段看，主管部门的计划意愿依然很强烈。”一位知情人士说。
国家发改委和国家能源局发布了《中长期交易基本规则》后，各省应按照基本规则修改或制定本身的交易规则。
在重庆，这个问题变得复杂起来。重庆市经信委迅速起草了一个版本并打算以经信委的名义发布，经提醒后，重庆经信委单方面发布的规则是无效的，交易规则须由华中能监局发国家能源局审核，并由经信委与华中能监局联合发布。重庆市经信委此后不再打算单方面出台交易规则。
华中能监局组织了重庆市相关专家起草了另一版的交易规则，这份重在建机制的规则符合各方的期待，但是需经地方同意才可发布。因此，这个版本也被搁置。此后折中的结果是，由华中能监局出台区域交易规则，重庆参照执行。参照执行则有可能变得随意。
在此之前，重庆市发改委委托华北电力大学电力市场研究团队做了一套电力直接交易方案，也因为市场化程度较高而被认为“执行不了”。
重庆市经信委电力处认为，动不动就50页的规则过于复杂，两三页、四五页的就行，说清楚就行。一位售电市场人士说，一些管理者的精力跟不上形势和工作环境了，而真正思考的人也并不多。
交易规则缺位之下，市场建设变得更为艰难。其中一个例子是偏差考核的执行问题。
偏差考核被认为是建立电力市场、培育市场意识的关键步骤之一。
重庆市经信委的态度是不同意考核偏差电量。理由是国家和地方正在千方百计减轻实体经济的成本压力，直购电是其中一个措施，不能因产生了偏差电量而加重企业的成本压力。在重庆主管部门出台的电力直接交易方案中，偏差考核含糊不清。
重庆电力公司提出的“月结月清”考核方式直接被否定。经过相关部门的商讨后，定调为“月结合同期清”，强调电力直接交易应严格按照月度结算、交易合同期清算的原则签订，不得规定要求企业月度清算。
对于季度交易的，每季度前两个月实际用电量按照直接交易电价结算，最后一个月进行清算。对于已经通过安全校核的季度电量，月度电量可以进行调整，但交易合同期内的交易总电量不得随意调整。
具体的考核方式则变通为，当电力用户直接交易完成电量偏差不超过±5%（含5%）时，偏差部分电量视为正常交易电量，按照直接交易价格结算。当用户实际电量超过了105%时，超过部分电量按目录电价进行结算。当实际电量低于95%时，不足部分视为违约电量，违约责任本着适当考虑电力用户运营情况从低、从轻的原则，由各市场主体在直接交易合同中约定。若遇特殊情况或不可抗力影响，应免于考核。
因为偏差电量考核的分歧，2017年的电力交易合同迟迟未能签下来，原因是用户和发电企业均不接受合同对偏差电量考核的约定。
然而，无论是电力用户还是发电企业，没有正式的规则和合同，偏差部分电量的结算价格都不能通过各自企业的审计。他们都认为应当按照标杆电价或目录电价结算。
面对部门间的种种掣肘，重庆市电改领导小组没有发挥足够的作用。部分改革措施未经小组讨论研究就开始执行。如何优化相关主管部门的配置，应该提上议程。
“搞市场的，做售电的，搞交易的，都不愿意看到这个局面，因为没看到优化的机制，我们可以容忍目前的不完善，但应该看到优化的可能空间。”
“从当前看，效果是来得快，但是从长远看，只会越走越糟。”一位学者说。
2016年底，局面已不容乐观，市场未建，售电亏损，观望情绪逐渐集结。重庆售电侧改革的操刀者需要继续摸索。
“回过头来看，我们前面做那么多工作，最终没有办法展现结果，这个时候广东已经很红了。重庆要思考售电侧改革应该怎么办。”当地官员回忆说。
在这关头，重庆市发改委组织了电网企业、发电企业、售电公司，以及地方区县政府相关部门去江苏和浙江展开调研，名义上调研课题是能源互联网。
调研团分别考察了南瑞、国电、南自、协鑫、中恒等知名企业和相关项目。此行给了操刀者直接的启发。回到重庆后，重庆市主管部门明确提出重庆电改的重点就是增量配电网改革。他们的理解是，推动售电侧改革，售电公司没有配网是没法生存下去的。“我觉得在当下，中国售电公司要生存好，一定要做发配售一体化，没有发电资源的则要搞增电配网。”当地官员说。
调研回来后，重庆方面更新了他们的理解：在现阶段以及未来，售电公司不能靠着买卖电的价差挣钱，靠的是挣用户的其他钱——就是售电公司靠买电厂的电卖给用户，与用户建立关系以后，挣用户其他涉电业务的钱。当地一位业内人士甚至提出，应该亏钱卖给用户，在节能、施工、维护等其他环节再挣用户的钱，这是极大的双赢。
在操刀者看来，增量配电网改革的另一红利在于，这是政府规范监管电网一个很好的试验田和训练基地。即便是自然垄断也是可以竞争的，通过特许经营在准入阶段进行竞争。这就解决了自然垄断不能竞争的问题，“不是天天竞争，三十年竞争一次，你无时无刻都提防下一个周期被竞争掉”。
重庆的增电配网改革试图解决的另一个问题是电网成本问题。
当地人士说，政府对于电网监管的现行做法建立在成本加成理论。成本加成监管的好处是让投资者能够收回投资，设定合理收益能够激励投资者来投资。但是它的弊端在于，投资者可能刻意做大成本。对于政府而言，政府监管垄断企业面临的共性问题是信息不对称，“因为你永远不知道所有的成本信息，哪些是合理的，哪些是不合理的。”
标尺竞争能克服信息不对称的问题。重庆想把标尺竞争和激励性监管引入到增量配网改革中，“如果我们把增电配网政府监管做好了，下一步对传统电网的监管就有方法了”。
“不去挖掘企业内部的信息，而是通过外部信息的收集来找到标尺去监管。最典型的案例就是发电企业的标杆电价。”一位电力监管专家说。
此后，迄今最大力度的增量配网改革在重庆上演。依据是“国家支持地方按照要求做好试点项目的同时，积极筛选其他符合条件的项目，加快推广增量配电改革”。
重庆发改委提出，所有县区均可开展增量配网建设，明确提出“在符合全市电网规划的前提下，区县（自治县）政府可选择新增配网投资建设主体”，“增量配电网试点项目规划由所在区县发展改革委组织编制，市能源主管部门审定后实施。”
2017年4月，重庆市能源局招标专业团队编制重庆市增量配电业务试点项目业主市场化优选方案。这一咨询项目提出了PPP模式在增量配电领域的实施路径、业主依授权获特许经营及政府依法多途径监管、引入准入竞争及建立退出机制、政府审核与业主承诺结合、注重业主优选程序合规性、强化信息披露与公开、给予投资者利用价格引导理性投资等。
参与咨询的专家介绍，首先，市场化方式采用的是竞争性磋商方式；其次，评选的目标包括价格折扣、服务质量等承诺；最后，优选过程的各种承诺与政府监管挂钩。但运营期如果不满足相关承诺，那么配电价格等将会受到惩罚而降低。如果做得好可以激励业主投资回报。
之所以选择竞争性磋商方式，是因为综合比较各种方式优劣后认为竞争性磋商方式比较符合配网这种项目，单一来源采购和邀标都有一定的局限性，招投标最大的缺陷在于标书的表述不能更改，增量配电网跟其他工程项目不一样之处在于其很多边界条件未定，需要反复磋商之后才能确定下来。而竞争性谈判的缺陷在于低价中标。竞争性磋商能通过双方选择过程达到彼此想要的结果，又不会受到低价中标的约束。因为在增量配网改革中，并不是价格最低者就是最好的业主。
评选的目标则包括配电价格、终端用户价格、供电可靠性、供电安全、电能质量等指标，以及建设方案、运营服务方案等。每个指标的比重会根据各个不同项目而设置，有的地方政府更看中降低电价，则对配电价格和终端价格赋予更大比重，有的地方政府可能更看中服务能力和质量，那运营指标的比例更高一些。
评审专家认为，业主优选是试点项目落地实施的关键环节，对全国推进增量配电业务改革试点是一项创新性工作，认为其“代表了电力行业监管未来的趋势”。
2017年11月，国家发改委、国家能源局召开的电力体制改革座谈会上，重庆方面就增量配网改革说了三点经验：一是以特许经营引入竞争，第二个是在增量配网实行激励性监管，第三是电价制定采用招标定价法。
当地人士说：“增量配电网改革实际上不是售电改革，而是一个管制中间环节的改革，但是国家并没有任何文件说有管制中间环节的改革试点，所以以售电侧改革的名义在做也合理。”
当地人士说，重庆是本轮电改为数不多的进行体制改革而非机制上改革的省份。重庆能推动体制改革的最重要原因是重庆有地方电网。当地人士说：“一个没有地方电网的省份就是没有选择的余地，怎么跟垄断企业去PK？”
重庆目前有三张地方电网，均是上一轮电改的“遗珠”。
2003年上轮电力体制改革启动后，重庆为了吸引电力投资和妥善安排农网改造资本金和贷款，决定推行全市一张网，实行同网同价。当时重庆40个区县分为三类：一类是重庆电力公司直接供电和管理的，有16个区县；第二类是交叉供电县，既有重庆电力公司的地盘也有地方电网，有7个区县；第三类有17个区县，属于小水电自发和趸售的地方电网。在重庆市政府强力推动下，大部分区县都收归重庆电力公司。“重庆电力行业发生了翻天覆地的变化。”当地一位官员说。当时在推进地方电网整合时，乌江电力、川东电力和三峡水利电力这三家特殊企业成为例外。重庆市直辖以后，市里给原不属于旧重庆市的两地一市（黔江、涪陵和万州）各分配一个上市的名额，当时的黔江、涪陵和万州上报的企业均是地方电力企业。亲历者回忆说，上市公司增加了改革的难度，这三家上市公司没有办法直接改。
这三家地方电网公司保留至今，成为今日推进增量配电网改革的重要基础。“这一轮省级电网输配电价完成核定后，降价幅度较大的几个地方几乎都是有地方电网的，比如降幅最大的四川就有庞大的地方电网，比如我们。”当地人士说。
2018年1月11日，重庆市合川增量配电网业主优选举行，国家电投重庆电力公司和四川能投分布式能源公司参与。此次优选被誉为“重庆增量配网改革市场化的第一胎”。
以市场化方式选择增量配网业主也并非坦途。
在市场化的水面之下，优质的增量配电网继续以非市场化方式进行争夺。2016年重庆两江新区已将两江新区增量配电网的开发区授予两江长兴售电公司。重庆两江新区工业开发区作为国家售电侧改革试点区域，其增量配电业务也跻身全国首批105个增量配电业务改革试点项目，试点范围为两江新区的水土、龙兴和鱼复三个工业园区。有关方面多番商讨后，在市政府分管领导的介入后，才以混合所有制改革的名义组建混合所有制新型配售电企业，国网重庆市电力公司和两江长兴电力有限公司各持股50%。
这一持股亦可能中断此前引起广泛关注和猜想的“四网融合”。“四网融合”是重庆推进电改的另一重头戏。三峡集团的长江电力进入重庆拿到两江新区的增电配网开发权后，希望进一步争夺三张地方电网，提出要通过资本运作把地方电网跟它的两个新增配电网融合起来，打造成为一个平台。
对于今天的操刀者而言，眼前的格局并非完美，但也许已是一条走得通的改革路径。这或是试错，或是探路，但远不是终点。