电改十年来全国平均电价累计上涨30%至40%

电力体制改革前景

电力改革的未来，是沿着“5号文”设定的市场化方向解决过去十年的未尽事宜，而非推倒重来另辟蹊径

自2002年国务院印发5号文件以来，电力体制改革已实施了十年。十年过去，如何评价改革的成效，未来的电力体制向何处发展，是一个有待解决的大命题。

改革十年来，电力工业有效的激励机制、约束机制和持续发展机制还没有形成，电力垄断经营的体制性障碍也没有完全消除，电力市场秩序仍然比较混乱，电量计划分配、项目行政审批、电价计划管理方式仍然在起主导作用。同时在一些电力企业效益增长缓慢甚至滑坡的情况下，电力企业职工的收入和福利出现了不正常的超常增长。以上问题的确是客观现实，但这主要是电力改革不到位、国有企业公司治理结构不健全以及政府监管不足造成的，需要通过深化改革和加强监管来解决。

因为上述问题而否定电力改革的市场化方向，幻想回到发、输、配、送垂直一体化垄断经营的旧体制，却是值得警惕的。电改十年之际，重申国发5号文件确定的电力市场化改革方向，是深化电力体制改革的基础，也是事关改革能否最终取得成功的原则问题。

电改基本逻辑

在电力市场化改革以前，全世界电力系统的运作模式几乎一样。

在所有权上，由国家所有或者私人所有，但都是一股独大;在技术体系上，都采用集中发电、同步交流的技术模式;在组织结构上，采用垂直一体化的组织结构，享有经营区域内的特许垄断;在价格制定上，电价按成本加成原则由政府制定;在运行方式上，使用一种标准的“经济调度”方法调度机组发电，即电网调度机构根据发电厂运行成本的高低来决定投入哪台发电机组。

传统电力模式对各国电力工业发展有着十分积极的影响，不仅有效地控制了垄断对消费者造成的利益损失，而且对电力工业长期发展起到积极作用。

在实行以私有电力为主的国家，稳定的监管政策保障了投资回收和合理的利润率，降低了电力投资的风险，促进了电力工业的长期投资和电力技术的进步。实行电力“国有国营”的国家，政府对国有电力公司的投资、风险保障和长期发展政策保证了电力工业的发展和经济社会对电力的需求。

尽管如此，传统电力模式仍存在经济效率上的不足。对以私营电力为主的国家，由于政府监管保护消费者利益，电力公司所取得的经济效益提高和成本的降低，通常被监管机构通过降低电价的方式转给了消费者，由此使得电力公司没有任何动力去提高经营效率。

同时，由于保障投资回报和合理利润，监管无形中促使电力公司在投资上大手笔，造成过度投资。与此类似，在实行国有电力的国家，由于政府对国有电力公司的要求主要在于满足供电而非利润指标，国有电力公司通常出现经理人员缺乏正确的激励机制、公司冗员、投资不足和浪费等问题。

正是由于传统电力模式的缺陷，导致自20世纪80年代以来世界范围内的电力市场化改革浪潮。电力市场化改革的基本逻辑是：

第一，在能够引入竞争的领域(发电侧和用电侧)引入竞争机制，让市场在资源配置中能够发挥作用。

第二，在不能引入竞争机制的输配环节，提高政府监管的有效性。在组织体制上，成立专门的监管机构，加强监管的力量;在管理方式上，制定明确的规则，改进定价机制和价格管理方式，加强对垄断企业的监督。

为了使监督更有效，防止“店大欺客”，往往在行业组织体制上进行一些改革，有的把调度机构从电网中独立出来，有的把输电和配电切开，有的输配一体，但分成几个公司进行运营(比较竞争)。

尽管国情独特，中国电力体制改革依然秉承了以上基本逻辑。2002年国务院5号文件提出了“打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系”的改革目标，和实施厂网分开、竞价上网、建立电力市场、成立监管机构、实行新的电价机制等改革任务。

电改成效多大?

电改实施十年来，对改革成效如何评估，各方认识很不一致。持极端批评意见的人士认为，“电力市场化改革搞得太早了”，十年前的电力改革是不成功的，是在一个错误的时间、以错误的方式、出现了错误的效果的“三错”改革。对电力市场化改革的具体批评，则集中在“电荒”、电价上涨、企业职工收入超常增长等几个方面。

2002年以来的电力市场化改革与过去20年开放发电市场的集资办电改革明显不同。在集资办电时期，改革目标(增加电量)与电力企业目标(企业利润和职工利益)基本一致，而电力市场化改革给电力企业带来的主要是竞争压力，电量的增加不一定增加企业的利润和收入，利润和收入更多地是需要靠内部挖潜和提高效率来解决。

因此，一些电力企业和个人对市场化改革的不满，是可以理解的。但由此而否定电力改革的市场化方向，显然是值得警惕的。

必须承认，尽管十年电改不尽如人意，改革也远没有完成，但电改仍取得了相当进展。厂网分开基本实现，发电侧的竞争格局初步形成，电力工业长期垂直一体化经营的垄断体制初步得到改变。由于厂网不分所带来的调度、交易不公的状况有了很大改进。电力国企改革和政府管理体制改革取得一定进展。在调动各方面积极性发展电源、电网方面也有新的成效。

应当承认，十年来，我国不时出现全国电力供应紧张的局面，最多时20多个省份出现拉闸限电，形成影响全国的“电荒”。关于“电荒”究竟是怎样形成的，尽管各方意见有些分歧，但与电力市场化改革无关这一点则是业界比较一致的看法。

实际上，电力市场化改革进一步调动了各方面办电的积极性，改革十年来，电力基本建设投资年均增长14.4%，电力装机容量从2003年的35657万千瓦增加到2011年的106253万千瓦，增加了1.98倍，220千伏以上输电线路长度增加了2.3倍，220千伏及以上变电设备容量增加了3.6倍，新增容量之多和电网建设速度之快是古今中外史无前例的。

改革也增强了电力企业竞争意识和活力。与改革前相比，每千瓦时供电煤耗下降54克，发电厂用电率降低12.4个百分点，输电线损率降低13.3个百分点，火电工程项目单位造价平均从4800元/千瓦下降到3745元/千瓦，下降22%，由此导致发电领域节省投资上万亿元。供电可靠性有了较大提高，城市用户供电平均停电时间从2003年的每年11.72小时下降到2011年的7.01小时，下降了40%。这在世界各国的电力市场化改革过程中都是罕见的。

至于电价，改革十年来，全国平均累计涨幅超过了每千瓦时17.54分钱，上涨了30%-40%。这其中不排除有不合理的因素，但涨价的主要因素是上游一次能源和运输费用大幅度上涨所致(十年中，一次能源价格上涨了约2.5倍)。

的确，改革十年来，电力工业有效的激励机制、约束机制和持续发展的机制还没有形成，电力垄断经营的体制性障碍也没有完全消除，电力市场秩序仍然比较混乱，电量计划分配、项目行政审批、电价计划管理方式仍然在起主导作用。

特别是在一些电力企业效益增长缓慢甚至滑坡的情况下，电力企业职工的收入和福利出现了不正常的超常增长，这主要是电力改革不到位，国有企业公司治理结构不健全以及政府监管不足造成的，需要通过深化改革和加强监管来解决。

用市场经济的办法发展电力，是许多国家的成功经验，也符合我国建立完善的社会主义市场经济体制的总目标、总方向。几十年来，中国电力发展的实践表明，走垂直一体化垄断经营的计划体制老路，用计划和行政的办法配置电力资源，决定谁发电、谁配电、谁售电，决定上网电价和销售电价的调整，决定发输配售各个环节的利益分配，决定电厂和煤厂的讨价还价，是代价高昂的，难以为继的。

尽管进行电力市场化改革所必须具备的一些技术经济条件还不完全具备，但是等条件完备了以后再进行改革，还是在改革中创造条件逐步完善，无疑应采取后一种办法。

改革前景展望

站在新的起点，面对复杂的环境，未来十年的电力体制改革必将继续按照国务院5号文件确立的电力市场化改革方向，以政企分开、有法可依、主体规范为基础，以交易公平、价格合理为尺度，以市场竞争机制确立为目标，以电力工业持续健康发展为评判。

随着改革的深化，中国的电力市场将逐步呈现出如下特征：

电网企业是电力市场发电方、购电方及所有电能利益相关者的输送物理平台，是在政府设定盈利模式下的电能输送主体。发电侧和用电侧存在众多卖方和买方，实行双向交易，供需双方均有价格响应能力，独立于电网的透明且运作有效的电力交易平台。严格监管下的电力调度机构。任何电源只要满足并网技术标准就能够平等接入电网。发电、输配电、用电及其他电的利益相关者之间都能双向互动，实时交流信息。

展望未来，电力体制改革的路线图预计将沿着以下四条主线有序展开：

第一，电力市场交易模式将由“竞价上网”向“厂网分开、用户选择、直接交易”模式转化。

国发5号文件选择的“竞价上网”模式，由于要求的配套条件(电力供大于求、发达的电网等基础设施、法规健全等)不具备，在现阶段不具可行性，目前已被各国所抛弃。电力交易模式的转换是电力体制改革的核心(电价改革内含于电力交易模式的设计之中)，没有可操作的电力交易模式的设计，其他方面的改革就都失去了根据和归宿。

纵观电力市场化改革先行国家，“竞价上网”模式被抛弃后，电力引入市场竞争主要采取“厂网分开、用户选择、直接交易”模式。其特点是：电力交易由供需双方签订经济合同来实现。其中，发电是卖方，用户是买方，电网是电能输送者，调度交易机构是电力安全的保障者和电力交易的执行者，监管机构是规则制定者及安全责任和各类合同执行的监督者。

这样的体制，可以带来如下进步：

(1)发电侧引入竞争机制带来的好处可以传导给最终消费者，电力用户多样化的电力需求也可通过市场得到满足，供需矛盾均能通过市场得到调节，价格可以很好疏导出去，不至于累积价格矛盾，利于资源优化配置和节能减排;

(2)可以使长期投资得到保证，生产者、消费者都有稳定的预期，不太可能导致投资的巨大波动，从而有利于电力的长期稳定供应;

(3)可以使各方的责、权、利清晰，有利于实现依法管理。

第二，电网体制改革将由“统购统销”模式向“网售分开”模式转变。

改革措施和步骤大致如下：

1.逐步开放用户市场，完善配套政策。(1)改革初期，重点选择高新技术产业和能效水平全国领先、具有竞争优势的大用户直接与发电方洽谈电量与电价。随着改革的进展，出台能耗调节政策，实施产业差别化电价，逐步放开其他用户进入，最终过渡到完全用户选择模式。(2)逐步放开大用户交易的电量和价格。改革初期，可将大用户上年用电量作为基数电量，基数电量的购电价格仍执行原电价，超出基数电量部分由发电企业和大用户协商确定。随着改革的推进，改革政府计划分配电量办法，逐步取消基数电量，最终过渡到大用户全部电量电价均由买卖双方协商确定。

2.实行交易机构独立、调度机构中立。以此，剥离电网企业占有的行政公权力，实现电力调度、交易的公开、公平、公正，为逐步放开大用户减少技术壁垒。

第三，电价形成机制将最终实现“管住中间、放开两头”，即自然垄断的电网环节价格由政府制定，发电和售电环节的价格由市场竞争决定。

电价改革的要点是：

(1)实施输配电价改革，以成本核算为基础、宏观调控为基准，按照不同区域和不同电压等级由政府核定独立的输配电价;

(2)放松对上网电价和销售电价的计划管理，上网电价实行国家基准价基础上的市场竞价。基准上网电价由中央政府负责核准，最终上网电价在政府基准价的基础上，由买方和卖方通过双边协商或多边竞价形成。大用户的购电价格由上网电价加过网费构成。最终售电价格实行国家指导价，允许省级政府在国家指导价基础上适度调整;

(3)推行居民阶梯电价，通过采取提取社会普遍服务基金等方式，逐步放开居民电价，变“暗补”为“明补”，消除销售电价中的交叉补贴;

(4)部分工商业用户实行直接交易后，原承担的交叉补贴费用可作为“搁浅成本”，通过财政专项补贴或输配电价附加的方式消化处理;

(5)对高耗能产业参与直接交易，为体现节能减排政策导向，采取“协商电价+差别电价”进行结算，其中差别电价部分按现行政策处理;

(6)取消重点合同煤计划，实行电煤价格并轨，为理顺煤电关系、推进煤炭市场化以及建立电煤长期合同奠定制度基础。

第四，政府电力管理体制改革将以转变政府职能为重点，实行依法监管。

按照责权一致的原则，进一步理顺电力行业管理和市场监管职能，逐步实现一类职能由一个部门主要负责。

要进一步转变政府职能，改革政府项目审批核准办法，代之以市场准入;取消由政府实行电量分配的计划管理方式，代之以供需合同;加强电力需求侧管理，尤其是加强政府的规划协调职能。