求解电力改革

　　刘戒骄

　　中国电力改革的起点是中央纵向垄断管理体制；1985年市场准入的改革使得地方政府、民间资本、外资也进入电力投资者队伍；可只要纵向一体化垄断结构继续存在，新进入的独立发电厂商将无法与一体化电力垄断厂商形成真正的竞争。2002年，电力按厂网分离的原则，将发电环节与其他环节分离开来，形成了发电环节的竞争结构与输配售环节垄断经营并 存的行业结构。但是如果不能将电力各个环节的经营活动都分离开来，即使某些环节具有竞争性结构，整个产业还是会受制于垄断的约束。而且所有这些改革都没有考虑到终端用户的利益，因此电价的合理改革也应该是电力市场化的深化方向。

　　20世纪80年代以来，特别是近年来随着城市化和工业化的推进，我国能源消费开始进入以电能替代非电能源和不断扩大用电范围的阶段，在终端能源消费结构中电的比例不断提高，经济社会发展对电力的依赖程度越来越高。电力已经是国民经济的基础产业和重要的公用事业。

　　1882年爱迪生在美国纽约华尔街建造他的第一家电厂时，他想象中的发电设备应该在住家或办公室里，或者在附近，发电设备小、数量多，以满足消费者的需求。但是，一百多年来，电力发展状况却和爱迪生的想象背道而驰，电厂越建越大，输配电线路越来越长，电力产业形成了由发电、输电、配电、售电等环节构成的复杂系统。

　　发电是将一次性能源转换为电能的过程，这一环节由发电厂承担。输电是把发电厂生产的电能经过升压后，通过高压输电线路将电能从一个大的枢纽输送到另一个枢纽(区域性批发中心)，为发电厂商和终端用户进行电力交易提供通道和平台。这一环节涉及调度中心、电力公司的变电网络设施(包括变电站、电网线路及附属设备)及维护部门。配电是将高压输电线路上的电能降压后，分配至不同电压等级的用户。售电是将电能输送和出售给用户的过程，包括电能的批发(趸售)和零售。输电线路、配电线路和变电站构成了电网，包括发电厂与大型变电站之间进行连接的超高压(200-500KV)输电网或高压(35-110KV)输电网，以及发电厂或变电站直接将电能分配给用户的10-35KV高压配电网和1KV以下的低压配电网。变电站是连接电网的枢纽，其主要作用是升压或降压，汇集与分配电力，并适当调整电压，使输出电压基本稳定在额定电压值的允许范围。

　　电力产业区别于其他产业的基本特征是电力产品的生产、传输、分销和用户消费等环节具有很强的纵向关系。正因为如此，也可以更直接地将电力产业定义为“以网络为基础进行经营的产业”。长期以来，电力产业受到政府的管制，市场准入、产品或服务的价格以及经营方式受到严格控制，市场结构呈现为独占垄断、区域垄断或寡头垄断的特征。垄断带来低效率和高成本，人们逐渐认识到，电力行业也可以通过引入竞争来提高效率，降低社会成本。而且经验表明，将电力产业链在纵向上分解有利于潜在竞争者进入，从而提高电力行业的竞争水平。

　　我国电力改革的历程始于1985年的市场准入改革，随后出现了独立发电厂商，但是同时也引发了独立发电厂商和一体化厂商之间公平竞争问题。2002年继续深化改革，按厂网分离的原则，重组国家电力公司，改变了长期存在的发电、输电、配电、售电等环节一体化垄断经营的格局。但在改革的过程中人们同时也意识到，如果不将电力各个环节的经营活动都分离开来，即使某些环节具有竞争性结构，整个产业还是会受制于垄断的约束。

　　市场准入改革和独立厂商

　　市场准入是政府部门通过批准、注册、发放许可证、执照等方式，对市场主体和交易对象进入市场的管理。在1985年之前，我国对电力工业一直实行中央纵向垄断管理体制。政企合一，国家独家办电，电力工业的投资和运营费用由中央政府拨款(或贷款)，收入全部上缴国家。为了调动地方政府、企业、外资等方面投资电力的积极性，迅速扭转电力短缺的局面，1985年国务院批转了《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》，确立了“电厂大家办、电网国家管”的集资办电方针，并陆续在电价、税收、利率、折旧、资金筹集等方面出台了一系列鼓励多方办电的措施。在上述政策的激励下，集资办电迅速由少数沿海经济发达省、市发展到除个别地区以外的所有省、市、自治区，由集资搞电厂扩建、改建发展到新建火电厂、水电厂、送变电工程。为了调动地方政府的积极性，在管理体制上实行省为经营实体，中央政府逐步放松对电力工业的准入管制和价格管制，同时给地方政府适当放权。管制方式采取中央政府和多个部委为主，与各级地方政府共同管理的模式。

　　这些改革措施吸引了大量非中央政府的投资主体进行投资，形成了一批独立发电厂商，改变了中央独占发电市场的格局，改善了电源投资来源单一、投资不足的问题，推动了电力产业的快速发展，在短时间内缓解了电力短缺。但是，独立电厂和厂网合一的国家电力公司并存，使电力产业纵向结构呈现出新的特点和问题。独立电厂受到一体化的国家电力公司的排挤，独立电厂在上网中无法与国家电力公司直属电厂平等竞争。非国有资本难以进入发电领域。电力产业配电环节的区域垄断继续由法律予以维持，与配电环节引入竞争机制的国际经验差距较大。

　　电力市场准入改革应该强调总体布局和电源结构优化两个关键点。首先，继续简化和改革电力项目市场准入的核准方式。应该坚持区别竞争环节和垄断环节的原则，继续放宽发电、售电和其他服务环节的市场准入，鼓励非国有资本以参股、控股的方式进入输电、配电等垄断领域，改变现有改革偏重重组，忽视新厂商、新资本进入的局面。国家应该编制电力项目中长期发展建设规划，放宽规划以内电力项目建设的准入，严格控制规划以外的电力项目建设。其次，为分布式能源、热电联产和风电建设提供便捷的准入通道。分布式能源是分散在用户端或靠近用户端的各种高效节能的能源梯级利用系统，可以综合综合利用资源，避免远距离输电造成的线损，实现对土地、环境、燃料和水等资源的高效利用。电力工业在朝“大机组、大电网、超高压”方向发展的同时，还要注重发展分布式能源，鼓励热电联产。建议继续简化和改革审批方式，可以考虑允许地方根据城镇发展规划制定热电联产的发展规划，规划内的项目审批权限下放给地方政府。电力项目审批的内容要从经济性指标转移到加强用地、安全、环保和对公众的影响等方面的社会性指标上来。

　　重组国家电力公司与厂网分离

　　2002年，为了解决国家电力公司的纵向一体化垄断问题，我国电力改革以“纵向分切”的方式将国家电力公司管理的电力资产按照发电和电网两类业务进行重组。发电环节按照现代企业制度要求，将国家电力公司管理的发电资产直接改组或重组为规模大致相当的5个全国性的独立发电公司，他们分别是由国家电力公司发电资产重组形成的华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团、中电投集团，以及原来独立于国电系统之外的国家开发投资公司、三峡总公司、国华电力公司等。除此之外，还有申能集团、深圳能源集团、广州控股等地方大型独立发电企业。特别值得说明的是，前5大发电集团均拥有3500万千瓦以上的装机容量，且均匀分布在6个区域电力市场，这为各个区域发电领域的充分竞争提供了可竞争的市场结构。

　　在电网方面，成立国家电网公司和南方电网公司。国家电网公司作为原国家电力公司管理的电网资产出资人代表，按国有独资形式设置，在国家计划中实行单列。由国家电网公司负责组建华北(含山东)、东北(含内蒙古东部)、西北、华东(含福建)和华中(含重庆、四川)五个区域电网有限责任公司或股份有限公司。西藏电力企业由国家电网公司代管。国家电网公司主要负责各区域电网之间的电力交易、调度，参与跨区域电网的投资与建设。区域电网公司负责经营管理电网，保证供电安全，规划区域电网发展，培育区域电力市场，管理电力调度交易中心，按市场规则进行电力调度。区域内的省级电力公司可改组为区域电网公司的分公司或子公司。电网环节基本形成了南北两家国家级电网公司的寡头垄断局面，即南北两家国家级电网公司在南北两大区域形成各自的垄断经营，同时电网公司仍握有相当数量的电源。

　　上述以“厂网分开、竞价上网”为主要内容的改革，没有改变各地区电网公司独家买电的垄断格局。电网公司集输电、配电和售电于一体，输配分离改革滞后，终端用户只能从覆盖他们的电网公司购买电力，电网公司从发电侧这边买来电之后再零售给他们，终端用户并不能选择供电商，更不能直接选择发电厂。输配合一，零售端不可能形成多家买方市场，发电侧竞争带来的收益无法转移给终端用户。厂网分离以后，只有进行输配分离、配售分离，才能为电力市场提供多个买方，才能在售电环节形成竞争机制。下一步电力改革应该探索在发电、售电两个环节同步引入竞争的方式，使终端用户分享电力改革的利益。

　　首先，厂网分离以后，电力传输依然是自然垄断结构，应通过价格控制和激励措施来保护用户利益，防止电网经营着滥用垄断势力。改革以后的电力结构，处于中心地位的仍然是电网公司。如何使电网向各发电公司、配电公司以及部分大用户开放，确保各发电公司都能公平地利用电网出售电力，直供大用户公平地利用电网向自己选择的发电单位购入电力，并付给电网合理的联接费和电网使用费，保证潜在进入者和新进入者公平地与输电网、配电网联结，成为厂网分离后的棘手问题。为了平衡各方的利益，提供长期投资所需要的稳定性和可预见性，必须签订有效力的合同，制定全面、公开、非歧视性的规则。

　　其次，尽快实施输配分离、配售分离，营造终端市场的竞争机制。电力产业可以将传统综合电业分为发电、输电、配电、售电等四个环节，每个环节都可以分别独立经营。发电及售电环节可以开放竞争，允许各类企业自由参与。输配电系统是把电力输送到用户的必要工具，为避免浪费土地和其他资源，可以维持垄断格局。为彻底解决电力产业垄断的弊端，我国电力产业在厂网分离后，应该在电网与配电实行内部分开核算的基础上，尽快实施输配分离、配售分离，彻底改变各个地区供电局与省网公司之间的隶属关系或产权联系，不应人为地推迟输配分离的时间表。不论国有或非国有，均需对输电、配电运营者进行有效的监管，限制输电公司直接经营配电公司和上划代管地方独立配电公司。

　　再次，进一步放宽大用户选择权，促进售电环节的竞争。向用户售电可以采取两种方式，一是通过综合电业的电网(包括输电网和配电网)售电，二是发电厂商自建线路直接向用户供电。发电企业可以采用任何一种方式售电，也可以采用多种方式售电，以增加发电企业的经营弹性。用户选择权是电力供给各个环节经营者改进效率的基本动力。许多国家电力改革的经验表明，开放用户选择权，允许用户直接从发电企业购电，有利于改变电网企业独家购买电力的格局，有利于使终端用户分享改革带来的利益。2003年我国开始开展较高电压等级或较大用电量的电力用户(以下简称大用户)向发电企业直接购电的试点。现行政策对参加直供的买方和卖方都有要求。随着输配电网设施的完善和技术条件及市场环境的成熟，建议国家进一步扩大具有选择权的用户范围，放宽大用户和售电商的选择权，取消大用户选择电力供应商需要核准的规定，允许一切符合条件的发电厂商参加直供，实现大用户和售电商与电力供给者之间的自由选择。

　　电价改革

　　电价可分为发电上网电价、输电电价、配电电价和销售电价。从1985年以来，我国电价形成机制经历了一系列变革。先后实行了“还本付息电价”、“燃运加价”、“经营期电价”等多项电价政策。这些政策对扭转我国长期存在的缺电局面，支持国民经济持续快速发展起到了积极作用。2003年电价改革以前，我国电力价格分为上网电价和销售电价两部分。发电上网电价由发改委物价部门，根据电厂发电成本、各项税费、还贷支出及一定的内部收益率倒推计算电价。这种电价政策是典型的成本定价，发电上网电价没有一个统一的市场价格水平，而是一厂一价，甚至是一台机组一个电价，上网电价的透明度也较低。“新电新价”的政策使发电厂的平均售电价格大大提高。上述定价方法及高度集中的电价管理体制存在的弊端日益突出，已经难以适应电力工业发展的要求。

　　为了促进电力工业的发展，国办发(2003)62号文提出了电价改革方案，明确了改革的指导思想、目标和原则。这次电价改革更加注重价格信号对电力投资的引导作用，并把提高效率、促进增长和环境保护有机结合起来。改革的近期目标是在“厂网分开”的基础上，建立与发电环节适度竞争相适应的上网电价机制，实现销售电价与上网电价联动。改革的长期目标是将电价分为上网电价、输电价格、配电价格和终端销售电价。发电、售电价格由市场竞争形成，输电、配电价格由政府制定。

　　上网电价改革的方向是引入竞争机制，价格由供需双方的竞争形成。上网电价主要实行两部制电价。其中，容量电价由政府制定，电量电价由市场竞争形成。在具备条件的地区，实行集中竞价的同时，在合理指定输配电价的基础上，允许较高电压等级或较大用电量的用户、独立核算的配电公司与发电企业进行双边交易，双边交易的电量和电价由买卖双方协商确定。为了促进可再生能源的发展，电价改革方案提出“风电、地热等新能源和可再生能源企业暂不参与市场竞争，电量由电网企业按政府定价或招标价格优先购买，电力市场成熟时由政府规定供电企业售电量中新能源和可再生能源电量的比例，建立专门的竞争性新能源和可再生能源市场。”销售电价改革的方向是在允许用户自由选择供电商的基础上，由市场定价。

　　但是，迄今为止的电价改革侧重于保护投资者的利益，调整的主要是发电环节与输电环节，即电厂与电网企业之间的利益。除了部分大用户，终端用户并不能成为2003年电价改革的受益者。控制电价水平，把不合理的电价降下来，对于保持和提高我国工业的国际

竞争力具有重要作用。电价改革的关键是尽快在售电环节引入竞争机制，在保护环境、提高资源利用效率的前提下，通过竞争形成合理的输配电价和合理的电价结构，将终端电价保持在合理水平。在区域电力市场运营之后，政府价格监管职能应集中到监测输电、配电价格，制止发电侧垄断定价，控制价格总水平和终端价格上来。

　　总体上看，我国电力产业在改革投资体制、开放发电环节，实现政企分离、厂网分开，组建监管机构、建立区域市场等领域取得了进展，但改革进展在各个环节之间不平衡，配电和售电环节没有分开，售电环节没有引入竞争机制，终端用户不能分享改革的利益。今后一个时期，我国电力工业仍然面临发展和改革两大主题。

　　刘戒骄 中国社会科学院工业经济研究所副研究员