有必要启动新一轮电改

2012年是我国开展电力市场化改革10周年。电力体制改革，极大地增强了电力企业活力，提高了电力供给能力。但是近几年，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，电力行业普遍服务不到位。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。当前，应进一步深化电力体制改革，从根本上解决这一长期困扰电力工业和经济运行的突出问题。

当前电力行业的突出问题

2002年，国务院出台《电力体制改革方案》（以下简称“5号文件”），对国有电力资产进行重组，成立两大电网公司、五大发电集团和4个辅业公司，组建国家电监会。改革打破了原国家电力公司集发、输、配、售为一体，垂直运营、高度集中的体制，实行政企分开、厂网分开。改革后形成了五大发电集团与神华集团、华润集团等中央发电企业，以及众多地方、外资、民营发电企业，多家办电、多种所有制办电的竞争格局。改革前，每年新增发电装机2000万千瓦就是很好的成绩。改革10年间，很多时期1年就可以新增装机1亿千瓦，极大地缓解了长期困扰我国发展的电力短缺问题。改革也有力地增强了发电企业活力。在建设成本大幅上升的情况下，10年来火电工程造价平均降低了一半，企业的投入产出效率明显提高。

但与此同时，电力体制改革只是取得了阶段性进展，5号文件确定的一些重要改革任务尚未落实，如输配分开没有实行、区域电力市场建设受阻、电价改革滞后，进而积累了一系列新的矛盾和问题。

一是煤电矛盾周期性发作。进入21世纪以来，煤电轮番涨价、发电企业经营困难。往往越是在迎峰度夏、迎峰度冬、重要节庆期间，煤电矛盾表现得越是集中，近两年甚至出现了淡季“电荒”。2008—2010年，整个火电行业亏损达上千亿元，一些发电企业资产负债率甚至超过100%。虽然国家采取了煤电联动、鼓励煤电一体化、电煤限价、实施煤炭储备等措施，但都无法从根本上解决煤电矛盾。

二是新能源发电困难。我国风电装机容量已位居世界第一，太阳能发电增长速度居世界首位。但是，新能源的实际发电量与设计水平相比有较大差距，“弃风”、“弃光”、限电现象严重，发展难以为继。在发达国家非常普遍的分布式屋顶光伏发电、小规模风力发电、分布式天然气多联产电站在我国举步维艰。

三是电力节能减排形势严峻。在我国电力结构中，燃煤发电量占82%。不同效率机组的供电煤耗从200多克/千瓦时到400多克/千瓦时，相差很大。长期以来，在大部分电力调度中，对高耗能火电机组与高效节能机组、可再生能源发电的机组平均分配发电时间，甚至存在为了完成火电发电量计划，可再生能源发电要为“火电”让路的情况。这等于鼓励了高耗能机组发展，形成了对节能减排的逆向调节。

四是工商企业用电负担过重。目前，发电企业的上网电价是0.3~0.4元/千瓦时，而工业企业实际用电成本一般要比上网电价高1~2倍，东部地区商业企业每度电费用大多在1.2元以上。企业普遍反映，电网收费环节多，实际用电支出远高于国家目录电价，甚至达到一些发达国家水平，在很大程度上影响了企业的国际竞争力。

电力行业矛盾的成因分析

电力行业近年来之所以出现上述突出矛盾和问题，源于2002年以来的改革没有从根本上解决计划与市场的矛盾。

第一，传统的计划管理方式仍在延续。一般而言，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。企业在产品产量和定价上没有自主权，这在市场化改革近40年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。地方政府在制订发电量计划时，基本上是按机组户头平均分配发电时间的。火电机组每年可以发电6000多小时，往往只给4000~5000小时。对于这部分计划内电量，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，不合理的制度安排就造成了“电荒”。

第二，电力市场发育不足。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、接入标准等为理由，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，5号文件规定的区域电力市场进一步萎缩。目前，我国电网的购电、售电差价在世界上名列前茅，但资产收益率仍然很低。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。

发展电力市场势在必行

传统观点认为，电力行业必须实行上、下游一体化经营，由国家统一管理。随着技术进步和管理创新，这种情况已有了很大变化。国外电力市场化改革的普遍做法是：在发电和用电环节按照公平竞争原则建立电力市场，重新界定输配电环节的市场属性，将输电环节界定为非竞争性领域，由电网公司负责骨干输电网的建设、运营；将配电环节划归竞争性领域，引入市场机制，形成大量配电、售电公司。目前，发达国家的输电网络大多是由众多电网企业组成全国互联或跨国互联输电网，如美国有10个电网，西欧（包括部分东欧国家）有十几个国家电网。多张异步输电网的好处在于，便于区域内资源配置和区域外的电力资源余缺调剂，并在安全性上高于全国一张同步网。5号文件就规定了全国设置6个异步运行的区域输电网企业。

重新界定输配电环节市场属性，可以提高电力市场运行效率。20世纪80年代以来，西方国家电力市场化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顺序有所不同，但基本上都选择了对产业链进行分拆的路径，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，重新界定输配电环节市场属性，对输配电业务进行重组，并不改变电网原有的物理连接方式，不存在技术方面障碍，也不会影响电力系统安全。重组之后，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，用户的选择权大大增加，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。

进一步深化电力体制改革的思路

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正确方向，以界定竞争性业务与非竞争性业务为突破口，构建多买多卖的电力市场，进一步深化电力体制改革。

第一，进一步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。严格规范电网企业的业务范围，规定其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。为了构建多买多卖的电力市场格局，应按照国际通行做法，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。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。

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和政策依据，国家电力主管部门也没有下达过这一计划。在新的电力体制改革方案中应当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”，建立多买多卖的电力市场。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决予以取缔。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，对电网企业单独定价、单独监管。可完善区域电网公司的现代企业制度，对配电企业实行内部财务独立核算。在此基础上，按照“合理成本加规定利润水平”的原则，由国家对各电网企业单独定价，并由电力监管部门对电网运行、电力市场进行监管。

第六，改革电网企业考核办法。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，应当将单位资产的输、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。

当前，进一步深化电力体制改革时机已经成熟，条件基本具备。近年来，国务院领导在中央经济工作会议、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，政府有关部门也进行了积极探索。改革一旦启动，可在较短的时间内形成方案、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，此举有利于提高企业竞争力，发挥稳增长的作用，从而一举多赢。