来有为：我国电力体制改革面临问题及其监管体系催生（下）

（六）电力市场处于试点运行阶段，电力市场体系尚需进一步完善
    “厂网分开”后，从原国家电力公司中剥离出了电力传输、配电等电网业务，目前已有国家电网公司下辖的六个区域电网和南方电网公司下辖的南方电网以及内蒙古电力公司下辖的蒙西电网，形成了国家、大区、省、地和县五级电网调度体系，实行纵向分层和分区控制。2005年12月27日，国家电力市场正式启动模拟运行。2006年7月28日，国家电网公司决定在公司总部、区域电网公司和省（区、市）电力公司分别设立三级电力交易中心；国家电网电力交易中心也于2006年9月1日在京投入正式运行。以此为标志，一个按国家、区域、省分级的三级电力市场体系已逐步形成。国家电网公司开放省级市场、发展区域市场、培育国家市场。国家电力市场交易电量从2005年的775亿千瓦时增长到了2009年的2944亿千瓦时，增长近4倍。2009年完成跨区跨省交易电量4044亿千瓦时，推进了电力资源的大范围优化配置。2010年，我国第一个电力多边交易市场——内蒙古电力多边交易市场正式运行，区域电力市场建设继续推进。尽管我国电能交易总量中计划安排仍占大多数，但市场化的电能交易种类逐渐增多，交易方式日趋灵活多样，市场主体的竞争意识逐步增强，对电能交易的市场化诉求日渐强烈。
    不过，电力市场在资源配置中的基础性作用还没有充分发挥出来，我国电力市场体系尚需进一步完善。我国的电力市场建设以区域电力市场为主，而且仍处于试点运行阶段；国家电网电力交易中心尚处于探索和完善过程之中；我国电力交易80%以上在省内完成，但省电力市场还没有形成规范的市场竞争机制。同时，在推进区域电力市场建设中，是以区域电力市场为主体推进电力改革，还是以省为主体推进电力改革，存在不同看法。各方认识不一致也影响了电力市场体系的规范建设。
    四、新形势下推进和深化电力体制改革的政策建议
    “十二五”时期，电力行业必须以科学发展为主题，加强顶层设计，不失时机地把滞后的电力体制改革向前推进，基本建立电力市场交易机制，形成合理的电价机制，解决现行体制中价格信号失真，上下游产业传导阻塞的问题，使市场优化配置资源的作用明显增强，使电力发展能够保障国民经济发展的需要，为全面建设小康社会作出应有的贡献。
    （一）在电力行业引入竞争机制
    在电力体制改革过程中，我国已基本实现厂网分开，电网企业目前正积极推进“主辅分离”。不过，引入竞争机制最重要的一个环节——竞价上网，还没有实现。电力行业目前维持的非垂直一体化、非市场化的组织结构效率较低。在改革过程中，我国已经承受了电厂与电网分拆的成本，但还没有享受到引入竞争机制带来的改革效应。建议按照国务院既定的电力体制改革方向，实行竞价上网并在销售侧引入竞争，尽快在电力行业培育市场竞争机制。
    近年来，我国东北地区、华东四省一市、内蒙古已开展竞价上网试运行，积累了经验，也发现了问题。华东电网实行的“部分电量竞价结算模式”较为符合我国的实际情况，具有一定的推广价值。可在竞价上网试运行的基础上，进一步完善相关制度设计，上网、销售电价逐步由政府统一定价向市场定价和政府定价并存，即部分电量由市场交易定价，市场的参与者是大用户和具有一定条件的火力发电机组；部分交易仍按现有的定价方式来运营，这包括水电、核电、风电等可再生能源以及中小用户和居民用户。电力市场发育成熟后，电价将主要由市场供求关系决定。
    当前，电网公司对配电、销售的垄断经营权使得消费者无法与电力供应商直接产生联系。大用户直购电可在输配未分的前提下展开，是打破电力单一卖方市场的突破口。要积极推进大用户直购电试点，使大用户有用电选择权。大用户直购电平稳起步后，可逐步降低大用户的进入门槛，在售电侧引入包括电力经纪人在内更多的市场参与者，扩大市场交易在整个电力供应中的比重。同时，市场交易的方式中，除了大用户直购电形成的双边中长期合同交易外，还要建立电力现货撮合交易市场，从而形成以中长期双边合同为主体，以现货撮合交易为调剂的多边电力市场，在发电、售电两端形成有效、适度竞争的局面。
    （二）积极推进电价形成机制改革
    推进电力体制改革的难点和关键环节是电价改革。我国现行电价是一种以企业个别成本为基础的成本加成型的价格形成机制，违背了市场规律，它对电力企业是“逆向淘汰”而不是“正向激励”，不利于企业之间开展公平竞争，降低了电力企业的投资积极性。
    “十一五”期间，国务院出台了关于电价改革的意见，方向是正确的，关键在于大力向前推进，积极加以落实，逐步建立发电、输配电和售电三段式电价体系。
    按照我国政府一直在推进的输配电改革思路，未来输配电价的形成应根据电网企业的输配电成本确定，从而建立价格联动机制。建议大力推动输配电价改革，尽快由目前的购销差价向独立的输配电价格过渡。形成独立的输配电价格后，上网电价与销售电价实现市场联动，包括电煤在内的上游资源价格能够有效地传导至下游，弥补因煤价上涨、质量下降等因素所带来的供电成本上升，彻底突破目前“市场煤，政府电”的状况，用市场手段而非行政手段解决电煤之间的矛盾，建立健全常态电煤供应机制，避免再度出现电煤制约性的电力供应紧张局面。
    在输配电价改革的初期，特别是在电力供应偏紧的情况下，电煤价格的上涨有可能引起电价的较大幅度上涨。因此，可先采取过渡性的政策，运用成本加收益的监管方式，按合理补偿成本费用、合理确定收益、依法计入税金的原则制订输配电价，并设置合理的电价结构，适时适当提高电价。引入竞争机制能够有效提高电力企业的整体运营效率，降低供电成本，从而逐步释放和消除电价上涨的压力。待条件成熟时，电力监管部门可采用激励作用更强的价格上限监管方式，给电网企业以降低成本的压力。在过渡阶段，要切实保障煤价稳定，可以采取的具体措施有：严格查处煤炭价格操纵违法行为，整顿煤炭流通中间环节加价，包括各级政府的层层违规收费；鼓励煤炭企业与电力企业大用户间签订购销长期协议；积极促进煤炭期货市场建设。
    当前，顺利推进输配电价改革的关键在于监管机构能否对电网公司的输配电成本进行有效的监管。要加快电网企“三产”、多经剥离工作，尽快实现电网的主辅分离，划清供电企业与关联企业的业务界限，取消交叉补贴，明晰输配电成本。在此基础上，准确测算现行销售电价中实际包含的输配电成本费用、供电损耗和税金、利润标准，研究提出各电网经营企业输配电价格的合理水平，核定分电压等级的输配电价。输配电价应使电网具有长期的投资能力和投资积极性。
    （三）健全有利于可再生能源发展的机制
    2002年和2007年的电力体制改革方案主要解决在电力行业引入竞争机制的问题，对如何促进可再生能源发展这一问题考虑不够。健全有利于可再生能源发展的机制，促进可再生能源发电，对于加强节能减排工作，有效应对全球气候变化，都具有重要的意义。在今后的电力体制改革中，应对如何促进可再生能源发展有充分的考虑，以促进我国电力行业的可持续发展。
    第一，核电、风电等可再生能源发电成本高，单靠市场竞争机制无法解决其可持续发展问题。建议此类发电不参与竞价上网，在竞价模式中可以实行零报价。
    第二，目前，电网企业无法履行对风电等可再生能源所发电量全额收购的义务，制约了可再生能源的正常发展。建议出台相关扶持政策，鼓励和支持电网接纳“绿电”。电网为接纳风电等“绿电”而配套建设风电汇集站、输变电系统等，政府予以一定程度的资金补贴。国家“十二五”规划中已提出实行配额制，今后可与排放指标结合起来，对可再生能源发电实行配额制，每年对可再生能源发电的配额实行动态调整，一年提高一定的额度，并通过国家立法规范、约束各市场主体的行为，从而建立有利于可再生能源发电的新机制，促进电源结构的调整和优化。
    第三，发展智能电网，是抓住新一轮能源和信息技术创新的历史机遇，提高电力基础设施利用效率的重要举措。建议加大智能电网规划和投资建设力度，积极推进智能电网的发展，提高电网吸纳可再生能源的能力，提高电网的需求侧响应和集成调度能力。
    （四）明确电力市场体系的发展目标
    从理论上讲，影响电力市场体系组成的主要因素有两个：
    第一，能否有利于电力资源的优化配置。从未来的发展趋势判断，电力需求与能源资源地区分布不匹配的问题，以及电力需求与环境容量地区分布不匹配的问题将日益严重，这就意味着在坚强智能电网的支持下，更多的电力资源应实现跨区域、跨流域配置，实现西电东送、北电南送、水火互济、错峰调剂。这就要求大力建设国家电力市场，满足部分电力资源实现跨区域配置的需要。
    第二，体制因素和电网发展水平也决定着电力市场体系的构成。由于我国电力供需长期实行省内平衡，跨省的电量交易很少，目前80%以上的电力交易在省内完成，加上跨省电网架构十分薄弱，从原来的“省内平衡、适度的省间调剂余缺”的方式快速过渡到全区域竞价，难免会遇到电网的“硬”约束和行政管理体系等方面的“软”约束。因此，不能忽视目前省级电力市场具有基础性地位这一事实。
    上述两个因素必须综合考虑。建议“十二五”期间继续按照“开放省级市场，发展区域市场，培育国家市场”的思路进行电力市场体系建设。对电力市场体系进行优化的目标就是逐步降低省级市场在电力交易总量中所占的比例，逐步加大区域电力市场、国家电力市场所占的比例，最终形成比例合理、开放竞争的三级电力市场体系。
    （五）加快建立现代电力监管制度
    应加快政府管理体制改革，将目前的电力管理体制，尽快转变为现代电力监管制度，建立起职能完善、有效监督与制衡的现代监管体制。
    第一，尽快解决电力管制机构职能不到位的问题。加强监管的前提是监管机构具有监管能力。要赋予电力监管委员会价格管制权和准入管制权，并赋予其对市场垄断行为的甄别权和产业重组的建议权；要理顺能源主管部门与电力监管部门之间的关系，前者应履行规划、政策的制定职能，后者对电力工业实行专业性监管。
    第二，管理的重点从电力供应侧转向电力需求侧。据统计，2007-2009年，我国通过实施电力需求侧管理，共节约电量约900亿1000亿千瓦时，转移高峰负荷约1600万千瓦，有力支撑了国家节能减排目标的实现。“十二五”期间要改变以往偏重于能源资源开采、电力生产等能源供应侧管理的局面，重视并加强能源节约、能源效率、能源技术等需求侧的管理工作，制订相应的配套政策和规章制度。在前置审批环节，管理重点是着眼于外部性的准入管理和环保、能效等准入标准，强调政策的导向性、公开性和透明性。要加大峰谷分时电价执行力度；积极推行季节电价制度；严格执行差别电价制度；稳步推进居民用电阶梯电价制度。
    第三，改革项目审批制。政府管理的重点应由以往的经济性管制为主、社会性管制为辅的旧监管模式，转向以社会性管制为主、经济性管制为辅的新监管模式。在市场准入、价格审批等方面放松经济规制，与此同时，加强社会性管制，建立并完善针对资源利用效率、环境保护、安全等方面的社会性管制制度。
    （六）培育合格电力市场主体
    在促进电网公司发展方面：第一，划清供电企业与关联企业的业务界限，实现电网主辅分离，杜绝主业超范围经营活动及主业与关联企业间的不正当交易，维护公开、公平、公正的供电市场秩序，同时也为供电企业更好地发展提供有力保障。第二，借鉴国外电力体制改革的经验教训，在电网公司内部将调度、交易两个功能不同的机构分设，在国家、区域和省三级电力市场分别设立电力交易机构，建立公开透明、开放有序、服务优质、利于监管的市场交易平台。与此同时，要加强对电网企业的监管，促使电网企业不断提高管理水平，降低运营成本。
    在促进电力企业发展方面，需要解决两个主要问题：第一，要建立起有利于多种所有制形式公平竞争的环境，消除非国有企业的进入壁垒，鼓励民营资本进入到发电领域。第二，深化国有电力企业改革。具备条件的国有大型电力企业可整体上市，积极探讨混合型所有制在国有特大型电力企业的实现形式；对国有大型发电公司应积极进行股权改革，引入民营、外资等战略投资者，必要时国家进行资本金注入，降低国有发电公司的资产负债率，有效控制企业的经营风险，为电力企业的可持续发展提供有力保障。
    （七）加大电网规划和投资建设力度
    建议国家制定统一的电力发展规划，加大电网规划和投资建设力度，加快智能电网、特高压电网的建设步伐，优化电网结构，加快各电压等级电源点建设，全面增强供电能力，尽快解决厂网分开后电源和电网发展不协调的问题。要逐步打破“省为实体”的阻碍，在更大范围内进行电力资源的优化配置。建议促进中西部地区大型煤电基地的规模化、集约化开发，重视内蒙古自治区、山西省等国家能源基地的能源输送通道建设，应用特高压、大容量直流等先进输电技术将电力输送到中东部负荷中心，变输煤为输电，提高煤炭资源转化效率，缓解国家交通运输紧张和东部沿海省份能源紧缺的状况，实现更大范围内能源资源优化配置。
    （八）加强对电力体制改革的领导工作
    电力体制改革要做到“立法先行、依法改革、依法管理”。应抓紧制定、实施新的《电力法》以及相关的法律，通过法律的形式明确电力体制改革的方向，规范、约束各市场主体及政府有关机构的行为。另外，建议恢复电力体制改革领导小组的工作，加强对电力体制改革的领导，协调解决深化电力体制改革后出现的新矛盾和新问题。
    参考文献
    [1]冯飞：《迈向工业大国——30年工业改革与发展回顾》，中国发展出版社，2008年
    [2]国家统计局：《新中国60年》，中国统计出版社，2009年
    [3]刘振亚：《智能电网知识读本》，中国电力出版社，2010年
    （作者单位：国务院发展研究中心办公厅）