电力改革的核心议题

王信茂

近日国家发改委宣布，自9月1日起，在保持销售电价总水平不变的情况下适当降低燃煤发电企业上网电价，关于电力改革的话题再次成为市场的热点。

电力改革是本轮改革的重要一环，与政府部门改革和垄断国企改革密切相关。据知情人士透露，此前外界猜测最多的“输配分开”在本轮电力改革议题中将暂时搁置。

知情人士表示输配分开搁置的原因有二。首先，从现实情况看，输配分开很难分得开。因为从目前的配电网的电压等级来看，有些城市已经把22万伏的电路都当作配网来运行了，电压等级无法严格将输配网分割开；其次，分开之后有可能就会形成大的垄断。

“放开两头，监管中间”成为目前电力改革的主要改革思路。放开两头，即放开发电侧和售电侧的业务。而不管是发电侧，还是售电侧的放开都将呈渐进式推进。民营资本进入售电侧改革，更多将集中在增量业务里，而非存量业务。而且未来民营进入电力行业更多的要从投融资方式、经营模式，还有新业务创新方面寻找思路。

本轮电力改革的核心，仍然是电价的形成机制。如何打破目前缺乏开放的市场竞争机制，改变电力行业旧有计划经济的审核管理模式，从根本上确保输配电价通过独立的市场机制形成，是摆在电力改革规划者面前的最大问题。

电力改革要解决三大问题

当前是我国经济社会发展的重要战略机遇期，电力工业面临保障电力供应、提升能源利用效率、保护生态环境和应对气候变化等艰巨任务和重大挑战。以科学发展观为指导，以发展为第一要务，调整能源结构，转变电力发展方式，在切实转变政府职能的同时逐步推进市场机制建设，促进电力工业与经济、社会、生态文明建设协调发展，增强电力企业国际竞争力，应该成为本阶段电力改革的核心任务。

电力改革的核心目标就是建立和完善竞争有序的电力市场，充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，促进电力工业科学发展，为经济社会可持续发展、生态文明建设提供稳定、经济、高效、清洁、低碳的电力供应。为此，本阶段电力改革，应在坚持市场化改革方向的基础上，借鉴国际经验，从中国国情和实际出发，按照开放竞争环节、监管自然垄断环节的思路，建立健全市场机制，稳步向前推进。

总结进入新世纪以来我国电力发展中的问题和经验教训，可概括为三大问题，即电力规划管理薄弱、缺乏电力市场机制和电价改革严重滞后，这些问题应该在本次电力改革中逐步得到解决。

首先，规划管理薄弱，电力发展缺乏统一规划的引导。

表现在电力规划的重大问题研究、编制程序、审定发布及滚动修订缺乏规范化、程序化、透明化的管理机制，规划的科学性、权威性难以保证。项目前期工作缺乏科学管理机制，电力项目良性开发秩序、市场运行机制和问责制亟待建立。

由于统一规划机制的缺失，造成电力的无序发展，如：电源与电网建设不同步、不协调；新建煤电项目与铁路运输、煤炭供应等没有协调匹配，地区性煤电运紧张问题反复出现；由于风电没有纳入电力发展统一规划，造成风电发展与电网发展不协调，使得部分地区风电装机规模大大超出电力系统合理消纳能力，弃风现象大量出现。

其次，没有建立起电力市场机制，电力资源配置基本停留在行政审批的计划经济管理模式上。离上次电力体制改革已十年有余了，尽管电力投资主体多元化格局已基本形成，但真正的市场机制并没有形成。

具体表现在电力投资项目的决策一方面不受国家规划的约束，另一方面作为市场主体的企业没有落实自主决策权，而是取决于政府主管部门的核准。电力企业自主投资的决策权没有完全落实，市场配置资源的基础性作用远未得到发挥。电力投资管理模式基本停留在行政审批的计划经济管理模式上。

由于没有市场化的机制，地方企业与央企、民企与国企、内外资企业等不同的投资主体缺乏公平的竞争平台，这在项目资源获取上表现尤为突出，给企业的公平竞争和多种经济成分的健康发展带来了很多困扰。同时由于缺少市场化机制的有效激励，企业的利润往往取决于政府的政策，削弱了发电企业强化内部管理的动力，出现盲目的投资现象。

最后，电价改革严重滞后。

电力改革最为核心和敏感的问题就是电价问题。2003年，作为电力体制改革的配套方案，国务院颁布《电价改革方案》，但迄今为止未能完全贯彻执行。独立的输配电价还未形成，电价传导机制不健全，电价还不能反映资源稀缺程度和电力市场供求关系。

特别是“十一五”期间，在煤炭等资源类产品价格大幅上涨的推动下，电价不仅不能反映资源稀缺性和供求关系，甚至不能反映发电成本。由于政府管制造成电价失真，价格无法有效向下游传导，市场难以发挥在资源配置中的基础性作用，导致火电企业严重亏损，有些企业现金流断裂，无力组织生产。

建立电力市场机制

目前，新一轮电力改革成为市场关注的焦点，但我认为新一轮电力改革应围绕建立电力市场机制而推进。主要应从以下方面着手：

第一，要通过深化行政审批制度改革、电力投资体制改革和电价改革，建立与社会主义市场经济体制相适应的电力市场机制，发挥市场在资源配置中的决定性作用，逐步替代长期采用的行政审批、计划经济的配置模式。

第二，进一步深化投资体制改革，落实电力企业投资自主权。要逐步缩小企业投资项目核准范围，及时把取消和下放的企业投资项目核准事项落实到位。目前还需核准的投资项目管理，要建立纵横联动协管的机制。

第三，真正放开发电侧，实现竞价上网。需要授予发电企业在国家统一规划指导下的项目建设自主决策权和自主定价权。电力是一种最典型的同质性产品，在电价市场化的情况下，低能耗电厂成本低、电价低，市场就认可；高耗能电厂成本高、电价高，市场就排斥，这样就可以发挥市场优胜劣汰的作用。

把项目投资决策权还给企业，让电力企业真正成为电力市场的主体，即规划执行的主体、项目投资决策的主体和市场竞争的主体。endprint

第四，放开售电市场，实现竞价购电。一个独立的和非歧视性的开放电网是实现电力自由贸易的必要条件。从我国目前情况看，要积极推进大用户与发电企业的双边交易，逐步扩大到全部用户，让用户具有自主选择权，最终实现“多买—多卖”的市场格局，其关键是废除行政垄断的电价机制。

第五，加快建立电力市场及交易机制。继续开放省级电力市场，发展区域、全国（跨区域）电力市场。建立以中长期双边交易为主、短期交易为辅的电力市场。研究并逐步建立公平竞争的发电投资准入机制。

第六，创新电力市场监管。完善电力监管手段和监管方式，在发电环节强化价格、投资监管，严防价格操纵、无序投资；在电网环节强化开放监管，建立完善的成本加收益监管方式；在供电环节强化服务质量监管，确保供电服务水平。

第七，健全电力法律法规体系。市场经济是法制经济。要加快完成以《电力法》为中心，包括《电力供应与使用条例》《电网调度管理条例》《电力设施保护条例》等法律法规的修改完善，建立健全适应电力市场化改革和运营的法律法规体系。另外，国家应尽快制定《规划法》，从法律层面上对规划地位加以明确。

建立健全科学的电价机制，完善发电能源价格、上网电价、销售电价之间的联动机制；逐步建立和完善市场化的发电价格形成机制；在放开售电侧市场之前，按照成本加收益原则，制定独立的输配电价体系，加强电价监管；逐步推进销售电价结构调整，建立反映资源稀缺程度和市场供需状况、有利于节能减排的销售电价体系，构建由上网电价、输配电价顺加的销售电价机制。

为确保新一轮电力改革的顺利实施，我认为应该从科学性、严谨性方面加强电力系统的建设。

第一，应在政府有关部门领导组织下，在国家能源战略指引下，电力企业、科研部门、专家学者和社会公众等广泛参与，充分发挥中介机构和行业协会的作用，制定统一的电力工业发展规划并与经济社会发展规划有机衔接。

第二，要坚持统一规划、分级管理的原则，确立统一有效、层次分明、功能清晰、相互衔接的规划体系，确立规划的编制与组织制度。

第三，应创新电力发展规划管理机制，建立规范的论证、听证、评审、公布、备案和后评估制度以及项目确定的招投标制度等。根据规划实施情况，及时评估和滚动调整。

第四，政府应成为规划组织实施者，同时又是服务者。优化政府宏观调控，把实施统一规划与发挥市场机制作用有机结合起来。

第五，要特别注意电源规划（包括新能源发电规划和传统能源发电规划）和电网规划的协调统一，防止无序发展，提高电源、电网作为整体优化的协同性，减少水能、风能等资源浪费。

（作者系国网能源研究院高级咨询师、国家电力公司动力经济研究中心原主任）endprint