“新电改”不但要完成第一轮改革尚未完成的任务，还应当在完善市场、加强监管方面迈出更大步伐

　　范必

　　从电改元年2002年开始，中国发电装机容量的曲线出现一个拐点，连续多年新增装机达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。同样的政府，同样的企业，同样还是那些人，却创造出了前所未有的生产力，这就是制度变革的力量！

　　这一轮电改打破了原国家电力公司高度集中、垂直运营的管理体制，实行了政企分开、厂网分开，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。

　　这一轮电力改革极大地增强了发电企业活力。在建设成本大幅度上升的情况下，十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。但也要看到，电力体制改革只是取得了阶段性进展，一些重要的改革任务尚未落实，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，积累了一系列新的矛盾和问题。例如，困扰中国经济的煤电矛盾周期性发作；新能源发电困难；电力节能减排形势严峻；工商企业用电负担过重。这些都在很大程度上成为经济发展的痼疾，削弱了我国企业的国际竞争力。探究种种矛盾的成因，大都源于没有从根本上解决计划与市场的矛盾。

　　“计划之手 ”延续

　　一般说来，企业的销售收入等于价格乘以产量。发电行业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。

　　例如，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”。

　　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。电力体制改革十年以来，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。

　　市场化方向

　　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，作为独立市场主体从事购售电业务。

　　目前，发达国家的输电网络大都是由众多电网企业组成全国互联或跨国互联输电网，如美国有十个网、西欧(包括部分东欧国家)由十几个国家电网组成。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。从上世纪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次序有所不同，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。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提升。

　　“新电改”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，应坚持确定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。

　　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，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。为了构建多买多卖的电力市场格局，同时为了便于监管，我国应参考国外的做法，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，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。具体的步骤是，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。

　　除了上述改革措施之外，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，政府对电网企业单独定价、单独监管。近期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，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。

　　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，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。

　　(作者为国务院研究室综合经济司副司长)