十年电改，何去何从？

来源：载《中国经济迫切十问》，译林出版社2013年1月版

      电力是关系国计民生的重要基础产业和公用事业，作为最重要的二次能源，电能在我国能源系统中居于中心地位。电力体制改革十年，我国电力工业取得了突出成绩。从2002年3.57亿千瓦的装机容量增长到目前的10.5亿千瓦，增长速度达世界平均水平的20倍左右，创下了世界电力发展历史的奇迹，并以最快的速度成功应对了电改初启即出现的新一轮硬缺电，满足了国民经济与社会发展在城镇化、重工业化阶段对于电力的翻番式需求，有力地支持了中国经济的十年飞跃。但是，由于后续改革推进不力，改革步伐踯躅不前，导致一些矛盾不断累积。近几年，煤电矛盾不断加剧，发电企业频现巨额亏损，工商企业用电负担沉重，新能源、可再生能源发展受到制约，电力普遍服务不到位等一系列能源领域的突出矛盾，反映出现行电力体制已成为转变经济发展方式、促进节能减排和发展多种所有制经济的重大障碍。
      一、十年电改的主要进展和成就
      2002年4月，国务院下发《电力体制改革方案》（简称“5号文”），拉开了我国电力市场化改革序幕。十年来，按照“5号文”确定的方向和目标，电力体制改革稳步推进，取得了一系列成就：
      “厂网分开”和“主辅分离”取得实质性进展，发电领域竞争格局基本形成。区分竞争性和垄断性业务，对原一体化经营的国家电力公司进行拆分重组，成功组建两家电网公司、五家发电集团和四家辅业集团，实现了产权关系上的“厂网分开”和中央层面的“主辅分离”，发电领域的竞争性市场格局基本形成。2011年，对两家电网公司所属辅业单位成建制剥离，与四家辅业集团进行重组，形成两大新的辅业集团，标志着网省公司层面主辅分离改革基本完成。
      对电力市场体系建设进行了积极探索。在“厂网分开”基础上，相继开展区域电力市场“竞价上网”，大用户与发电商直接交易，一省范围内的多边交易、节能发电调度，发电权交易以及跨省、跨区电能交易等试点工作。通过探索，对推进电力交易市场化积累了宝贵经验。
      对市场化电价形成机制进行了尝试性改革。围绕电力市场建设和节能减排，进一步完善了电价政策。上网电价由最初的“一机一价”转变为“标杆电价”；为了引导节能减排，推行了差别电价、峰谷电价、阶梯电价和新能源电价；在电力市场建设的改革试点中，先后在东北区域市场推行两部制定价，在内蒙古市场推行双边交易电价。
      行业管理体制得到创新。组建国家电监会，在电力安全、市场秩序、节能减排、服务质量等方面开展电力监管，为转变政府职能、加强行业监管积累了经验。成立国家能源委员会，组建了国家能源局，政府管理职能逐步明确到位。
农电改革取得了阶段性成果。中西部农网改造和建设取得明显进展，基本实现了城乡同网同价，农电价格大幅下降。电网改造使农村生活用电价格由1998年的0.756元/千瓦时下降到2009年的0.539元/千瓦时。
      总之，改革大大解放了生产力，使得电力供应能力和电力生产效率大大提高，发电工程造价和运营成本不断下降，解决了计划经济时期电力极度短缺、发电成本连年攀升的老大难问题，目前我国已成为世界第二大电力消费国，人均用电量超过世界平均水平。此外，可再生能源得到迅速发展，我国水电和风电装机容量已居世界第一，核电在建规模为全球最大，为增加我国能源供给、保障能源安全和促进节能减排奠定了良好基础。事实证明，改革是发展强大动力，唯有改革，才能解决发展中的矛盾和问题。
      二、当前电改面临的瓶颈和突出问题
2002年的5号文明确了电力市场化改革的四大任务，即“厂网分开、主辅分离、输配分开和竞价上网”。但到目前，只完成了前两步，与国务院当初确定的改革目标还有较大差距。由于关键领域的改革没有及时跟进，加上近年来新能源的快速发展，我国电力改革也面临了一些新问题。例如，煤电矛盾深度发展，电荒频现，电力企业经营困难，厂网发展不协调，新能源并网消纳困难等，使得计划与市场、垄断与竞争的深层次矛盾表象化，已严重影响到国家经济发展和能源安全。从当前看，电力改革遇到的困难和瓶颈主要体现在三个方面：
      一是电力市场缺失。2002年以来的改革，只是在发电领域初步建立了竞争格局，输电、配电、售电环节仍然维持了上下游一体化的组织结构。电网企业集电网资产运营、工程施工建设、电力系统调度、电量财务结算于一身。有的电网企业通过大规模收购兼并，将业务延伸至设备制造领域，对电网设备（如变压器、继电器、开关、电表、电缆电线等）形成生产制造和采购使用的内部一体化。发电企业和电力用户没有选择权，阻断了供求双方的直接交易。其他施工企业无法参与竞争，输变电设备制造业界反映强烈。有的电网企业大规模投资收购境外的发电、电网甚至矿业资产，而国内的农网改造工程和无电地区电力建设资本金却全部要国家财政出资；以系统安全、接入标准等理由，限制新能源发电上网；上收五大区域电网人、财、物资源配置权，使5号文件规定的区域电力市场进一步萎缩。现在，电网的购电、售电差价在世界上名列前茅，但资产收益率仍然很低，2010年国网仅为1.8%，远低于发达国家8－9%的平均水平。由于电网调度、交易、财务缺乏透明度，造成其高差价、低收益的内在原因一直是个谜。深化电力体制改革已经到了刻不容缓的地步。
      二是传统的计划管理方式仍在延续。一般说来，发电企业的销售收入等于电价乘以电量（收入=电价×电量）。目前，上网电价由政府审批决定，发电量由地方政府下达的生产计划决定。作为一个企业，在产品产量和定价上没有自主权，这在市场化改革三十多年后的今天是一个罕见现象。人为设定的电价和发电量计划几乎不反映供求关系，也无科学依据。当电煤价格上涨或下跌时，发电企业无法自主调整、应对成本变化因素。地方政府在制定发电量计划时，基本上是按机组户头平均分配发电时间。火电机组一年可以发电6000多小时，往往只给4000－5000小时。对这部分计划内电量，电网企业按国家规定的上网电价进行收购，计划外电量则降价收购。当电煤价格大幅上涨时，火电厂超计划发电甚至造成亏损。越是煤电矛盾突出的时候，企业的发电积极性越低。在全国发电能力充裕的情况下，不合理的制度安排造成了“电荒”。
三是新能源相关法律法规建设滞后。由于电力法和可再生能源法的相关条款没有得到及时修订，分布式能源供电体制没有理顺，在西方国家广泛采用的新能源分散利用、就地消纳模式在我国不能得到应用，使得我们刚刚发展起来的新能源不断遭遇弃风、弃光、限电的尴尬局面。
      三、发展电力市场势在必行，输配体制改革是核心
      当前电力改革最紧迫的任务，是创造条件建立电力“多买多卖”格局，使发电企业能与用户直接交易，通过竞争形成电价，电网企业只承担输配电功能并收取相应过网费。
      实施输配体制改革有助于构建多买多卖的电力市场，提高电力行业运行效率。由于输配电环节在电力产业链中处于承上启下的核心地位，世界各国都把输配体制改革作为电力改革中的主要问题。从上世纪80年代以来，西方国家电力改革主要遵循了两条主线：一是打破垂直一体化的管理体制，从发电侧的竞价上网发展到逐步开放配电网，将单边购买模式转向批发竞争和零售竞争，逐步加大市场化力度；二是打破电力企业是公益性机构的传统观念，允许不同投资主体进入国有发电和配售电领域，实现产权多元化。尽管各国改革方式和次序有所不同，但基本上都选择了市场化改革的路径，通过对输配电业务组织模式的调整和重组，建立了多买多卖的电力市场。即便是仍然保留垂直一体化模式的日本和法国，也在发电侧和售电侧开放了市场。各国电力改革实践证明，实施输配体制改革并不改变电网原有物理连结方式，不存在技术方面障碍，也不会影响电力系统安全。改革之后，多买多卖的市场格局得以建立，市场机制将贯穿于发、输、配、售各个环节，在体制上打通发电企业与电力用户间的交易屏障，用户的选择权大为增加，市场功能得到有效释放，电价普遍降低，电力市场的资源配置效率将大幅提升。
      世界各国的输配电体制改革主要采取三种不同模式。一是发、输、配、售全分开，发电商和用户可以直接进行交易，输电网和配电网垄断经营，向发电商和供电商开放，提供输、配电服务并收取过网费，供电网络与电力销售分开，用户具有选择权，以英国和澳大利亚最为典型。二是配售一体，发、输独立，输电网向用户开放，发电商和配售电商或大用户进行直接交易，电网运营机构负责电网的运行控制，配售电公司实施一体化经营，以阿根廷和印度为代表。三是输配一体、网售分离，暂不实行输配分开，先将电网内部的营销职能独立出来，以收取“过网费”作为电网企业盈利模式，不再从事电力购销业务；同时，培育独立的售电主体，实现用户选择权的全面放开，以加拿大安大略电力市场为代表。三种模式中，第一种模式在发电环节和零售环节都展开了交完全的竞争，有利于提高电力行业效率，使电价更趋公平，是较为彻底的市场化模式。但是，输配电体制改革本身不是目的，其意义在于通过输配电业务组织模式的重构，培育合法的竞争主体，形成多买多卖的电力市场，提高电力行业运行效率、促进电力工业科学发展。鉴于输配电体制改革触及面较广，难度较大，改革可以采取循序渐进的方式。
      四、进一步深化电改的建议
      参照国际经验，深化我国电力体制改革需要进一步解放思想，重新界定各生产环节的市场属性，并根据其特点对其业务组织模式进行重构。当前，应坚持5号文件确定的市场化改革的既定方向，以界定竞争性业务与非竞争性业务为突破口，以输配电体制改革为核心，构建多买多卖的电力市场，进一步深化电力体制改革。
      第一，继续完成厂网分开和主辅分离的任务。对近年来各级电网企业新收购的装备制造企业，仍保留的辅助性业务单位，如输变电施工企业等，以及相关“三产”、多种经营企业进行产权剥离。严格规范电企业的业务范围，电网企业不再从事输变电主业以外的业务。
      第二，实施调度与交易独立。电力调度在组织和协调电力系统运行和电力市场交易中具有举足轻重的影响力，是电网企业维系独买独卖地位的主要手段。按照国际通行做法，将电力调度机构从电网企业中分离出来，组建独立的调度交易结算中心，负责电力市场平台建设和电力交易、计量与结算，组织和协调电力系统运行，以确保电力调度交易的公开、公平、公正和电网的无歧视公平开放。为适应我国目前存在区域和省两级电力市场的现状，可相应地在区域和省分别组建独立的电力交易机构，独立调度机构的运行由电监会负责监管，或直接划归电力监管部门。将输配电体制改革与电力市场建设相结合，实施调度与交易独立的同时，辅之以大用户直购，培育多个购、售电主体，在体制上打通发电企业与用户的直接交易平台，构建多买多卖的市场格局。
      第三，取消不合理的发电量计划。目前各地下达的发电量计划没有法律依据和政策依据，国家电力主管部门也没有下达过这一计划，建议在新的电力体制改革方案中彻底废止这一计划指标。
      第四，建立市场化电价形成机制。改革基本方向是“放开两头，管住中间”，即输配电价格由政府制定，上网电价和用电电价放开。具体步骤是，除了用电量占15％的居民生活和农业生产用电仍实行政府直接定价外，对各个电压等级的工业和商业用户，从高到低，逐级、限期实行与发电企业直接交易、合同供电，自行商定电力、电量和电价。所订合同交电力调度机构校核后实施。合同履行后，用电方向相关电网企业支付规定的输配电价。电价改革中还应清理各种电价附加，改革征收方式。对各地违规自行出台的电价附加坚持予以取缔。对原有符合国家规定的政府性基金和附加，可以通过费改税的方式，开征相关税收。
      第五，改革电网企业考核办法。建议参考国际通行办法，在电网企业的利润水平由政府规定并封顶的前提下，将单位资产的输、配电量和供电质量作为电网企业最主要的考核指标。通过改革考核办法，促使电网企业专注于输配电的质量和效率，努力降低成本，约束其一味追求资产规模的扩张行为，提高电网经营的专业化水平和安全水平。
第六，加强电力体制改革的总体指导与综合协调。建议国务院制定并出台进一步深化电力体制改革的决定，重建电力体制改革领导小组及办公室，由发改委牵头，成员单位包括发改委、电监会、能源局、国资委、财政部等部门，以及五大电力集团、两大电网公司、两大辅业集团等企业单位。由电力体制改革领导小组办公室起草改革方案，由领导小组报国务院审定后执行。
      进一步深化电力体制改革时机已经成熟，条件基本具备。近年，国务院领导在中央经济工作会、年度改革思路中反复强调深化电力体制改革和理顺电价形成机制，电力供需各方热切期待改革出台，政府有关部门也进行了积极探索。改革一旦启动，可在较短时间内形成方案、付诸实施。预计改革后，发电企业的售电价格会有所上升，工商企业的用电价格会有所下降，煤电矛盾逐步得到化解，多种所有制企业将扩大对电力的投资。在目前经济增长下行压力加大的情况下，有利于提高企业竞争力，发挥稳增长的作用，从而起到一举多赢的效果。