对一部分企业，改革带来阵痛；对另一部分企业，改革则意味着机会。2013年入选财富中文网中国500强的浙江正泰电器（601877.SH）近日专门成立了一个新的办公室——电改办，研究中国电力体制改革的动态、进展以及对公司可能的机会。
正泰电器以生产销售输配电设备及低压电器产品而闻名，创始人是浙江商人南存辉。多家证券公司的电力分析师认为，中国即将展开的新一轮电改将给一些从事输配电业务的相关公司带来机会，一旦售电侧放开，它们最有可能成立新公司进入售电领域。
类似的公司还包括北京科锐(002350.SZ)、特变电工(600089.SH)、远东智慧能源(600869.SH)、森源电气(002358.SZ)等。这些公司的共同点是主要做输配用电设备，更靠近用户端，熟悉配电网设备和运行维护。它们近日都加强了与国家能源局和地方电网的接触，并密切关注中国即将出台的新一轮电改方案。因新的改革方案尚未出台，它们目前尚未确定方向。但业内人士普遍认为，如果中国启动新一轮电改后发放新的售电公司牌照，或者在配电领域引入新的投资者，这些公司都将是有力竞争者。
地方电力公司的一些员工也在行动起来，有的甚至成立了新公司，准备在中国启动新一轮电改后抢入售电行业分一杯羹。这与12年前《电力体制改革方案》（即五号文件）出台前相似。当时，围绕着电力体制应该怎么改，要不要拆分厂网一体的国家电力公司，怎么拆，各种意见在各个论坛或媒体上激烈交锋。但在地方，国家电力公司的员工们已纷纷通过职工持股公司在发电领域开疆拓土，以至在2002年改革方案宣布后的短短两年间，以鲁能、金元等为代表的一批职工持股发电集团迅速崛起为各地发电大户，规模紧追五大国有发电集团。
但中国的电改在实施完厂网分开之后，渐行渐缓，2008年后基本陷入停滞，直至2012年后才在新一任国家领导人习近平和李克强的强力推动下重新启动。据财新记者获悉，进一步深化电力体制改革的实施意见有望今年年底前出台。重提电改将给产业和企业带来什么样的改变？哪些企业有可能从中受益？尽管电力业内对于新的改革方案颇有失望之声，改革仍在资本市场和相关领域掀起了波澜，一些先行者开始提前布局。不过，它们能否在改革中尝鲜仍取决于中国能否真正建立一个公开、透明和开放的电力交易市场。
从电监会历年的监管报告可以看出，电网作为高度垄断的企业，在投资建设、购电、输电、供电等各个环节都有很多不透明的地方，如调度的自由裁量权、输配售的采购和分配计划背后就涉及到很多人的个人利益。电改实实在在动了很多人的奶酪，所以才如此难以推进。这其中存在着形形色色的关联交易，很多交易背后又隐藏着资金黑洞。无论是电网还是电厂，仍有巨大的成本压缩空间和效率提升空间，改革如果到位，新的竞争者的加入将给僵化板结的电力行业注入活力。
不过，电力资深评论员王冬容提醒说，售电放开必须以网售分开为前提，先行成立一个独立的政策性购售电公司为居民和农村用电提供保障，然后才能把售电放开。如果在保持现有垄断格局不变的情况下放开售电，幻想有多个售电公司成立、放开大用户后发电企业就敢和它们做生意，这是不太可能的。“‘电老虎’就算把它关在笼子里，它也还是一个老虎，其它人不敢从它的爪子里抢食物。”
供电局“三指定”背后
“这三年我们公司挣了七八个亿。”在上海开往济南的动车上，一个年轻人看到记者一直在看电力资料，主动搭讪。他只有22岁，在山西一家电力工程公司工作。
这家公司主要做新建小区的电力工程总承包，除了施工还包括设备采购。公司已成立近十年，但业务真正做起来是最近三年。据他介绍，公司老板一个原来是司机，一个是厨师，都和电力不沾边，但擅跑关系。“我们公司专门有个给政府官员吃饭的食堂。”年轻人称。
这家只有百人的小民企如此赚钱，原因来自电力。据他介绍，“一个小区报价30万，其实安装变电箱、电缆、电线杆，加上人工成本不过七八万元。我们和供电局非常熟，有时供电局的人直接打电话给我们介绍业务，当然他们从上到下都有好处。他们有时也到现场来看。”
这位小伙子从未学过电力技术，公司招他时就问能不能爬电线杆。虽然有保护措施，这仍然是一个危险的工作。有一次他休假时有两个同事去一个地下室干活中毒身亡，忆及此事，他心有余悸。后来老板一人赔了180万元。
这家小公司靠着供电局的关系赚了钱，也承受了因管理不规范、人员专业素质低带来的巨大风险。这类企业多如牛毛，只要与供电局有关系就能拿到工程，活得很好。“我们在当地是很大的一家，差不多每个月都有新项目。”小伙子说。
这家企业正是“三指定”的巨大受益者。目前在一些城市如上海，按现行规定，电力网络的建设仍由电力公司负责。在另一些城市如杭州、广州等，电力设备安装市场已经放开——全国至少有一半城市已经放开，新建小区安装电力设备由开发商负责，理论上开发商有权选择设计方案、施工单位，但实际操作中仍被电网下属的供电局控制，在用户售电工程中直接、间接或变相指定设计单位、施工单位和设备材料供应单位（简称“三指定”）。这些指定的单位多为电力公司关联企业或者关系户，对此电监会进行过多年的专项治理，仍难以根治。
一位多年从事电力监管的人士称：“开发商要出两笔钱：一是变电站到小区的工程收费，即工程定额收费；二是小区每平方米定额收费，由居民承担。在上海市场，这两笔收费一年加起来总额约有100亿元，两项各半。施工全部由电网公司的三产公司在做，基建、再改造、管理都是电网公司的下属企业及供电局负责。”这位电力监管人士认为，电网有自然垄断属性，但政府需要对其垄断利润进行监管，不能太高，也不能将垄断权益向本应放开的领域延伸。据他透露，电监会曾调查很多“三指定”的电力工程项目，发现电力公司下属供电局的毛利率高达30%以上，比一般工程不到10%的毛利率高得多。
从前述山西那家电力工程公司的案例可见，从七八万元的成本到30万元的报价，即便扣除供电局的层层好处费，公司仍能获得不菲利润。公司还有些偷工减料的招，比如只在两端接头上用铜芯电缆，在中间用铝的，铜芯电缆的价格比铝芯电缆贵几倍。
电监会在2012年的调查——《供电企业用户受电工程“三指定”专项治理监管报告》中指出，供电单位在未经用户认可的情况下将上述业务转给指定企业，剥夺了用户的选择权。而指定的往往是电网关联企业，再转包给其他施工队，垄断了新建住宅小区电力配套工程等。如：湖北武汉供电公司指定关联设计单位——武汉供电设计院通过其所属的迁改部介入用户报装流程中的现场勘查和供电方案提供；安徽临泉供电有限公司向阜阳供电公司关联企业阜阳电力设计规划研究院有限公司提供内部流转的《高压新装（增容）现场勘察工作单》，使其提前进入用户受电工程环节，完成用户工程图纸设计。
供电局只是电网的基层单位，主要负责配电网的投资、运维、检修、售电、客户服务等，权利不小。“哪个开发商不着急卖楼？如果通不上电只能干着急。”一位电力行业人士称。
发电厂有望重新估值
发电企业对电改的态度既有期待，也有担心。这首先是因为其与电网的关系微妙。中国在实行厂网分开后，从2004年开始又逐步改革电价体系，对新建发电项目从过去的“一个项目一个价”改成按区域或省平均成本统一定价，即实行标杆电价。标杆电价实行后，电厂的收入和利润主要取决于两点：一是成本控制，成本控制得越低，电厂或机组的收益就越大；二是上网发电小时数，成本相对于标杆电价有优势的情况下，发电小时数越高，电厂收益越高。
按照现行体制，由于电网是唯一购买者，每年从各家电厂采购多少小时的发电量由电网说了算，各省为了争上网电量每年都要开会，发电公司与电网公司吵得面红耳赤，地方发改委只能居间调和。
电力业内人士认为，中国目前在发电侧已经形成了竞争的态势，但还很不充分。中国的发电侧已经放开，除五大发电集团外还有地方电力公司和外资、民营电厂，竞争对于加强电厂的成本约束起到一定作用，比如电厂的装机成本在2003年后大幅下降，装机量大幅上升，解决了中国长期以来的缺电问题。但总的来说因电价政府管制和电力市场并未形成，竞争并不充分，在输配售环节，仍然是大一统的垄断局面。在这种格局下电厂受制于电网，不敢得罪电网。所以，近年在电改问题上，发电厂并不积极推动，大多只希望将购电从电网剥离出来，由独立的电力交易中心来负责，以便电厂不再受电网挟制。
一位负责电力监管的官员形容，电网公司与发电公司就是“吃饺子有醋和没醋”的差别。在现有的垄断加管制的格局下，发电厂虽然没醋，也能吃上饺子；如果完全实现电力交易市场化，工业用户都直购电，则会有一大批成本高效率低的小电厂可能被淘汰，特别是随着经济放缓，中国的用电已趋向饱和。
但熟悉资本市场的电力观察家王冬容认为，电力体制改革的继续推进有可能进一步释放发电公司的活力，对已经上市的发电公司是利好。因为如果电力交易市场真正形成，竞争更充分的话，投资者会对发电公司重新估值。中国的五大发电集团大多拥有一家或几家上市公司，现在由于政府高管管制和电网垄断，资本市场对这些发电公司的盈利能力并不认可，无论其效益好坏，对股价的影响都不大。
王冬容认为，厂网分开使得发电侧形成了竞争态势，加之中国经济发展，过去几年发电量爆发式增长。现在电厂虽然没有实现每一度电都竞价，但还是会竞争规模和造价，相较于标杆电价有竞争力的电厂日子会更好过。等真正竞争充分后出现优胜劣汰是好事。
在他看来，改革之后，哪怕电厂的短期利润因为大用户直购等竞争可能下降一些，公司的股价和市盈率会上升。因为过去资本市场并不把中国几大国有发电上市公司当做真正的公司来看，其收益高低，都是政府给的，而不是企业从市场抢来的，政府可予可夺，不具备可预测性和可持续性。比如从去年开始随着煤价下跌，发电公司的效益水涨船高，但股价却没怎么动，直到今年传出改革风声之后才开始上涨。现在国有发电企业的市盈率低至只有净资产的6、7倍，股票流动性也很差。未来改革可能会推动发电集团整体上市，与资本市场形成更好的互动。至于行业重组带来的优胜劣汰，王冬容认为结果也不一定是发电厂倒闭，还要看市场供需情况，可能是对资产重新估值，进而重组。
方正证券研究所的一位分析师则认为，售电放开后，有三类公司有可能加入这个领域的竞争。第一类是从电网剥离出来的供电局，对人员和资产改制后成为单独的售电公司。第二类是五大发电集团，直购电试点时，发电公司就已经具备了售电功能。第三类则是本文开头所述，做电力工程或设备的公司如正泰电器，甚至另一些离电力行业更远的第三方资本，包括PE也有可能参与。这位分析师称，可能性更大的是国网供电局的剥离和发电集团成立售电公司，很多资本和公司都在关注，有意向参与。
如果“魏桥模式”更普及
新一轮电改除了售电侧放开带来的机会，另一个受到业内关注的是在配电网领域，可能也将部分放开。据财新记者获悉，率先放开让新投资者进入的是新增用户的配电设施建设。不过，具体操作细节仍未可知。
据电力业内人士介绍，过去十年中国电力快速增长，每年大约有7%左右的新增电量。如果这部分新增用户可以对电网公司之外的新投资者放开，假以时日，也可在配电网领域形成新的格局。乐观者认为，新投资者的进入可以帮助政府更好地监管目前国有电网公司的成本，也加大国网公司和南网公司提高效率降低成本的压力。过去被质疑的“魏桥模式”有望得到认可。
魏桥是山东的一家民营企业，地处山东滨州市的邹平县，以经营纺织和电解铝为主，因铝厂耗电量高，公司自备热电厂，其自备电厂在给工厂供电同时，富余出来的电力也向周边的魏桥镇居民供电，因电价低受到用户欢迎。魏桥电厂给周围居民供电的电价是0.35元，比当地供电公司的每度0.55元便宜三成。而电厂因产能利用充分——有些电厂一年的发电小时数高达7000小时，远高于5500小时的平均数，效益很好。其电网不与国家电网联结，不受国网调度和发电时限的控制，也无需发改委价格司核价，但按照中国现有电力法规，属违规项目。
尽管国家发改委和国家能源局三令五申要求整改查处，以“魏桥”为代表的这类小规模的独立电网近年来并未被抑制住，反而蓬勃发展，星罗棋布。在山东有多家类似魏桥的企业，装机容量不小，有的已经走出山东到外省发展。
“他们造价很低，没有进入电网主网，什么附加费都没有，所以电价就低。”一位发电企业的副总经理在接受财新记者采访时表示。
据财新记者了解，中石油在新疆克拉玛依也有自己的供电公司，当地还有兵团供电公司，也经常为了争夺用户和电网的供电公司争抢地盘，相互压价，已然形成竞争。
前述发电企业人士称自己几年前在新疆尝试过用自备电厂给居民供电。当时电厂卖给电网的价格是每度电0.216元，电网卖给居民是每度电0.5元，而电厂通过物业公司卖给小区用户的价格是0.26元。“我们有钱赚，居民也欢迎，但后来因为供电公司不同意没坚持下来。”在新疆过去有很多未经核准的类似电厂后来都被并到了国家电网公司的主网。
在他看来，电网的权力大，成本压缩空间也大。每年发电公司“争盘子”（即发电小时数），最后都是由电网来平衡。他举例说，山东电力去年卖电3000多亿千瓦时，按照近几年的平均增速，大约可增长10%达到3300亿千瓦时，但电网把用电计划做成负增长，如2900亿千瓦时，多出来的400亿千瓦时做直购电。“这样，电网可以以更低的上网电价买电，让一部分利给终端用户，电网也有好处，地方政府也高兴，做贡献的是电厂。”这位发电企业副总经理表示。
他认为，国网的主要问题还在于投资没有经济约束。比如，国网力推哈密南到郑州的特高压工程。由于哈密缺水，采用空冷发电能耗大，上马几百万千瓦装机的还可以，大规模建根本不可能，哈密并不适合作为疆煤外送的基地，这是电力专业人士的普遍看法。2003年，鲁能集团就提出在哈密搞煤电基地，没有成功，其他发电企业也没跟进，2009年鲁能把前期哈密的项目卖给了神华。不过，新疆自治区政府和国家电网极力推动疆电外送，这条直流特高压得以获准，几家发电企业也只得跟进，现在，国投、神华等要在哈密建8台60万千瓦的发电厂。这个例子说明即使电网布局不合理、发电厂成本高，电厂项目也要跟着电网走。
据业内人士称，发电企业的入网费很高，甚至还有装建费。电监会2010年的调查发现，山东省部分发电机组并网送出工程由电厂出资建设，并承担线路运行维护费用，同时发电企业上网电量计量点一般在电网企业变电站侧，电厂还要承担线路损耗，发电企业对此意见很大，要求积极协调解决送出问题。
调查还发现，上海市电力公司对发电厂用电除收取电量电费外，还收取容量电费，一年多收了370万元。且与发电企业签订的部分购售电合同自行增加对售电方的惩罚条款。此外，上海电力在发电权交易中获得2940万违规收益。
在电网垄断的阴影下，发电厂的日子并不好过。黑龙江是国家能源外送基地，电能大量送往辽宁，2010年实际净送辽宁电量25.73亿千瓦时。但隶属国家电网公司的黑龙江省电力公司以外送辽宁名义，多从省内发电企业低价采购电量48.11亿千瓦时，由此降低黑龙江省内发电企业电费收益2.71亿元，而电网企业多收输电费1.44亿元。
不过，目前配电设施如何放开仍无细则，业界都在猜测，但据接近发改委人士透露，负责制订新一轮电改方案的发改委体改司现在也没讲清楚怎么放，他们曾举例说，比如工业园区可以经营自己的配电网。
过去，电网系统外的投资主体不能参与配电业务投资，这次如果放开给社会投资者，是在什么范围放、放多少、怎么放，多位电力分析师认为，这恐怕还取决于改革方案和国网的意愿。如果真放，且新增的配电业务能给外部投资者较高的参与比例，可以为未来的输配分离改革作准备，新增部分也可以把资产核算得更清楚。但如果国网只是勉强为之，外部投资者可能会变成话语权有限的财务投资者，“放开”的实质意义不大。
也有证券公司的分析师认为，仅仅是配电的增量还不够，存量也应该拿一部分对外部投资者放开，存量逐步放开对投资者来说更有期待和操作空间。这种试点的可能性不是没有。
跨省交易乱收费
对电网公司的监管成效将决定新一轮电改的成败，这是业内普遍的观点。卓尔德环境研究与咨询中心首席能源经济师张树伟日前撰文认为，中国的电力体制改革已经进行了12年，起点不低，这次改革是做大蛋糕的效率改革，垄断的输配环节应该是改革的重点，因为这部分效率的提升空间最大。
张树伟通过比较2013年-2014年中美电价的结构发现，美国与中国的批发电价（即中国的上网电价）接近，大约0.06美分-0.07美分/千瓦时左右，但中国工商业企业的零售电价则比美国的零售电价高55%到70%。美国的零售电价与批发电价接近，表明其电价结构中，输配成本和各项税费很少。而中国的工商业电价基本在0.6元到1元的水平，是批发电价的两倍到三倍，这源于更高的税负水平、各种附加费、交叉补贴和输配环节的加价。
张树伟还认为，改革必须降低电价。中国电力系统的效率损失突出地存在于不合理的行政管制电价体系当中，特别是远程输电的定价体系。
中国目前的电力交易并未市场化，电价由发改委确定，购电、输电、售电全部由电网垄断。多年来，有关部门也在推动跨省区的电能交易，但占比不大，其中约80%的电量还是指令性的，并非真正的市场化交易。
电监会的《2010年度全国电力交易与市场秩序监管报告》中提到，部分跨省（区）电能交易输电收费环节多、输电费偏高，层层加价之下，发电企业外送电无利可图。
以甘肃送华中交易为例，主要输电通道为德宝直流（可双向送电），输电价格、损耗均为协商确定。2010年，在交易过程中，甘肃省电力公司按30元/千千瓦时收取输电费，陕西省电力公司收取1.45%的网损，西北电网按24元/千千瓦时收取输电费，国网总部按46元/千千瓦时收取输电费并收取5.31%的网损，华中电网公司按24元/千千瓦时收取输电费。层层收下来，国家电网公司要从这条线路的送电中收取输电费用合计124元/千千瓦时。如果包含德宝容量电费分摊和各环节网损，整个交易的中间成本高达160元/千千瓦时。而甘肃外送火电企业的上网电价为254元/千千瓦时，低于标杆电价27.5元/千千瓦时。
以甘肃送江西为例（通过德宝），2011年底的燃煤机组标杆电价，甘肃为0.334元/千瓦时，江西为0.485元/千瓦时，价差空间有0.15元/千瓦时，甘肃的电送往江西在经济上是可行的，但若依据现行的各电网公司的输电费用标准，层层加价后，到江西的落地电价高达0.534元/千瓦时，超过了江西省的燃煤机组标杆电价，在当地没有竞争力。
电监会的调查还显示，因计算公式错误，部分输电损耗价格计算结果偏高，输电损耗价格从13.57元/兆瓦时提高到15.09元/兆瓦时。
电网公司总是倾向于在合同中约定更高的损耗。2012年，电监会对2011年西北送华中等四条跨省跨区通道专门进行了交易价格调查，发现跨省跨区输电工程实际损耗少于合同约定损耗。比如，灵宝、德宝和向上直流输电工程的损耗，在国网与华中、华东等电网公司签订的合同中分别为1.35%、5.31%、8.66%，但实际损耗只有1.25%、2.95%、4.38%。
此外，云南、贵州送广东输电工程的损耗，在南网与广东省电网公司签订的合同中分别为6.57%、7.05%，实际损耗分别为4.15%、4.32%，相差两个百分点。
隶属国网的新疆电力也存在多收费的问题。送出省电网企业输电价格原则上不得超过3分/千瓦时，新疆发改委向国家发改委提交了价格请示，在未经批复的情况下，按照6分/千瓦时收取，按照年交易量32.33亿千瓦时计算，多收取输电费用9700万元。
针对上述种种问题，电监会建议，适时放开跨省跨区电能交易中送端发电企业上网价格，由送受双方根据市场供求情况协商确定或按照市场挂牌竞争形成，政府必要时再进行适当干预。
一位从事电力交易市场研究的人士称，在区域电网建电力交易中心比以省为实体做好。一方面是电力资源配置比较合理，目前90%的电力是省内消费，但以省为单位交易，容易出现供应壁垒；而全国做交易中心又成本过高。
“这个不简单是物理问题，而是价值发现。以前认为区域电网没有物理输送的买卖电量属于违规，但其实这也是一种交易行为，有了交易中心就都可以交易了。而且中国原来就有区域电网公司的设置，也设有区调，不用重建，直接把电网调度计划处划出来就行了，业务和人分出来。”上述人士称。
一位电力监管人士直言：“层层收费以及价格的管制造成西北的电虽然便宜，但外送在减少，说明现在市场交易不活跃，正常流通不畅。网间交易，国网要上特高压，就派任务，亏本也得完成要求，甚至承诺只要上特高压就给当地送出电的指标，再要求浙江、江苏接收，这就是有选择地执行送电，是滥用垄断权力。比如浙江不要高价电，但电网不按浙江需求采购，人为调剂。所以国网不愿意搞电力市场，因为这样他们可以有选择性地执行电价标准，根据国网的需要和战略来决定是少收过网费，还是完全按批准价格收。”
调度的自由裁量权
对调度权的限制和监管也是改革的一个目标。相较于服务部门，调度权利之大超乎想象。一位在上世纪90年代从事过调度工作的老电力人士回忆说：“那时缺电，老停电，给哪个地区停电由我们说了算，调度在当地可牛了。我父亲爱看电影，如果我愿意，可以保证电影院不停电。”
时至今日，中国已走过了缺电的年代，但调度的自由裁量权仍不遑多让。日前河南湛县就发生了一起造成数千用户突然被停电6小时的事故，原因是当地一供电所所长和员工在KTV酒后要吃霸王餐，被拒绝后竟以拉闸停电来耍威风。当地只给了6名责任人撤职、待岗的处分，至于用户的损失则无人提起。
电监会的监管报告显示，电力调度机构违法违规行为突出。
——部分调度机构对发电机组运行数据管理不规范，隐瞒了发电机组非计划停运数据，没有反映电网实际运行情况，影响正常的发电机组并网管理秩序。其中，2011年检查发现江西调度隐瞒32台、山西调度隐瞒13台、华北电网调度隐瞒5台机组等。
——发电厂并网运行管理不规范。内蒙古、江西等地区并网运行管理考核标准模糊，电网执行过程中随意性大，山西等电力调度机构违反更改发电企业并网运行管理和考核规范。新疆电力公司、西北电网公司推迟发电机组进入并网管理考核时间，对部分非停运机组进行免考核。
——山西、京津唐调度执行发电企业和电网企业协商确定的月度计划偏差较大，实际执行中随意更改月度计划，且没有参照购售电合同示范文本签订双方调整发电计划的违约责任条款，造成月度发电计划完成率偏差较大。京津唐电网个别月份部分发电厂合同电量偏差值超过10%。发电企业需要按照预先确定的分月合同电量采购煤炭，月度发电计划的偏差对企业影响很大。
——部分调度交易机构安排发电计划科学性和公平性不够，部分电网内的常规燃煤机组基数电量计划完成进度不均衡，没有完成合同量。有的省年度预测计划电量常年大于实际上网电量，由于外送电量、优惠电量均优先于基数电量进行电量结算，造成当地发电企业基数上网电量合同完成率仅为85%。这给发电厂的管理带来麻烦，也造成了成本难以控制。
按规定，调度时大机组优于小机组上网。但电监会的调查显示，2012年火电利用小时数倒挂。2012年全国4省（市、区）60万千瓦级常规燃煤机组利用小时数低于30万千瓦级常规燃煤机组平均利用小时数，最高的蒙东低了1133小时、广西、黑龙江和甘肃也低了933、517、407小时不等。全国七个省（市、区）60万千瓦级常规燃煤机组利用小时数低于常规燃煤机组平均利用小时数，包括广西、黑龙江、甘肃、辽宁、上海、蒙东、浙江。
售电放开猜想
最有可能转型为售电公司的还是目前隶属于电网公司的供电局。地方供电局基本上都企业化了。
截至2011年底，全国有2977家企业有供电企业许可证，其中隶属国网的有2240家，包括地市级供电企业316家、县级供电企业1924家；隶属南网的401家，包括地市级供电企业63家、县级供电企业338家；隶属新疆建设兵团的30家，都是县级；隶属地方水电公司的231家，县级；隶属内蒙古电力公司的83家；隶属陕西地方电力集团公司的67家，隶属山西国际电力集团公司的43家，其余还有62家。
如果加上没有许可证的企业，则合计有供电企业3171家，其中县级2740家，地市级431家。
实际上，供电体系的产权并非铁板一块，特别是县一级的供电公司，有相当部分由地方集资建设，以前并不属于国网和南网，近些年才在农网改造中统一由地方移交给国网和南网。
以浙江为例，截至2012年底，浙江省共有地市级供电公司11家，县级供电公司64家，其中原资产属于省和县政府的61家供电公司已将资产无偿划转给国家电网。另外还有一家独立的温州市龙湾永强供电公司。
上述61家无偿划转给国网的供电公司，以前属于地方政府，国网只是代管，主要负责农网供电。
一位电力监管部门的官员称，当时电监会不同意统一划转给国网，因为农网本身是独立的配网，成本清晰，这些供电公司完全可以市场化，成为改革的实验田。特别是浙江经济条件好，这些农网的资产也较好，并不想并入，但国网想要。也有些地方比如河南，人员包袱很严重，地方则希望尽快脱手。
据接近此次改革方案的人士透露，此次以放开售电侧为改革突破口，方案讨论中各方仍然分歧很大，原本方案倾向于先把售电从电网公司剥离，再放开，但国网坚决放对，甚至表示“要放就全放”。总体而言，因供电公司人员较多，国网如果把供电局全部甩出，有高层担心出现不稳定因素，反而不利于改革。
在原国家电网建设公司顾问丁功扬看来，供电公司完全可以下放给地方政府，这样省市级供电公司的配电资产和售电都从国网剥离出来，相当于输配分开了。
原国家电力公司战略规划部主任姜绍俊认为，将来放开售电，只能放开一部分大用户，不可能所有老百姓都到市场上买电。最后结果可能是一部分大用户进交易市场洽谈购电，另一部分电量尽管只有20%-30%，仍由供电公司代购，而供电公司的账本必须要和输电分开核算。
另一位长期从事电力监管的人士则主张建立电力交易市场，把直购电完全放开，让工业和商业企业与电厂直接谈交易。现在需要国家补贴的居民用电和农网电量加起来不到20%，仍由政府定价，其余完全可以放开现在的目录电价管制。而政府要做的是对电网的输配电价进行监管。
据悉，目前发改委核准了20多个省市的直购电价。但业内普遍认为，现在电价管制和电网输配电价成本还未明晰的情况下，直购电并未真正展开，在实际执行中变成了地方政府压发电企业让利，电网则旱涝保收。
一位电力行业分析师认为，如果真能全面放开直购电，意味着两个大的变化，一是工商业用户的终端销售电价逐渐放开，政府不再干预电价，而电价多年来被政府作为宏观调控的重要手段在使用，目前各省的电价无论上调下调都要上省长办公会。所以，电价放开对中央和地方政府都是大事。
二是规模小、效率不高的发电企业会倒掉一批。虽然发电企业投资已经市场化，但还是由政府核准发电小时利用数，到底要不要保护小电厂、如何保护，都是问题。尤其在四川这样水电多的地方，小火电的发电量不大，但在枯水期不可替代。
售电放开还有怎么放和对谁放的问题，最关键的是牌照。多位分析师认为，现在有不少公司和投资者对成立售电公司有兴趣，有意积极申请售电牌照。连电网公司的人都觉得售电放开大势不可逆转，有的亲属朋友已开始注册公司。但售电并非谁都能干。首先，要能拿到更低的电价，这意味着售电公司必须有能力聚集很大的客户群，才能和发电厂谈判；第二，要能承担售后服务。因此，正泰电器、特变电工等做输配电设施的企业较有可能。
王冬容则强调，售电侧再放开前必须先实现网售分离，并做到“有保障措施的放开”。因为放开之后，投资者感兴趣的肯定是大型工商业用户和工业园区，农村和居民的售电最初价格肯定还由政府进行低价管制，放开之后没人会愿意做，所以一定要有一家政策性公司来做保障工作，而且这家公司不能留在国网内部，如果留在内部，就会异变成垄断公司。
在他看来，比较理想的格局是将电网分拆为一个输配电业务平台和一个从事保障服务的政策性购售电公司，在此基础上放开售电，形成“1+N”（即一家政策性售电公司和N家市场性售电公司）的格局，经过逐步试点之后再搭建交易市场。王冬容认为，仅仅增量的改革或者“没有一家独立的政策性公司提供保障服务”，其它N家公司是无法生长的。
张树伟也指出，现实中可能出现各种问题，如改革力度不够、改革衍生和配套措施不足、利益集团误导、能力不足等可能给决策者带来巨大压力，甚至导致改革夭折。