“新電改”不但要完成第一輪改革尚未完成的任務，還應當在完善市場、加強監管方面邁出更大步伐

　　范必

　　從電改元年2002年開始，中國發電裝機容量的曲線出現一個拐點，連續多年新增裝機達1億千瓦，極大地緩解了長期困擾我國發展的電力短缺問題。同樣的政府，同樣的企業，同樣還是那些人，卻創造出了前所未有的生産力，這就是制度變革的力量！

　　這一輪電改打破了原國家電力公司高度集中、垂直運營的管理體制，實行了政企分開、廠網分開，形成了五大發電集團與神華集團、華潤集團等中央發電企業以及眾多地方、外資、民營發電企業多家辦電、多種所有制辦電的競爭格局。

　　這一輪電力改革極大地增強了發電企業活力。在建設成本大幅度上升的情況下，十年來火電工程造價平均降低了一半，企業的投入産出效率明顯提高。但也要看到，電力體制改革只是取得了階段性進展，一些重要的改革任務尚未落實，如輸配分開沒有實行，區域電力市場建設受阻，電價改革滯後，積累了一系列新的矛盾和問題。例如，困擾中國經濟的煤電矛盾週期性發作；新能源發電困難；電力節能減排形勢嚴峻；工商企業用電負擔過重。這些都在很大程度上成為經濟發展的痼疾，削弱了我國企業的國際競爭力。探究種種矛盾的成因，大都源於沒有從根本上解決計劃與市場的矛盾。

　　“計劃之手 ”延續

　　一般説來，企業的銷售收入等於價格乘以産量。發電行業上網電價由政府審批決定，發電量由地方政府下達的生産計劃決定。

　　作為一個企業，在産品産量和定價上沒有自主權，這在市場化改革三十多年後的今天是一個罕見現象。

　　人為設定的電價和發電量計劃幾乎不反映供求關係，也無科學依據。當電煤價格上漲或下跌時，發電企業無法自主調整、應對成本變化因素。地方政府在制定發電量計劃時，基本上是按機組戶頭平均分配發電時間。

　　例如，火電機組一年可以發電6000多小時，往往只給4000~5000小時。對這部分計劃內電量，電網企業按國家規定的上網電價進行收購，計劃外電量則降價收購。當電煤價格大幅上漲時，火電廠超計劃發電甚至造成虧損。越是煤電矛盾突出的時候，企業的發電積極性越低。在全國發電能力充裕的情況下，不合理的制度安排造成了“電荒”。

　　電力市場發育不足。2002年以來的改革，只是在發電領域初步建立了競爭格局，輸電、配電、售電環節仍然維持了上下游一體化的組織結構。電網企業集電網資産運營、工程施工建設、電力系統調度、電量財務結算于一身。電力體制改革十年以來，有的電網企業通過大規模收購兼併，將業務延伸至設備製造領域，對電網設備(如變壓器、繼電器、開關、電表、電纜電線等)形成生産製造和採購使用的內部一體化。發電企業和電力用戶沒有選擇權，阻斷了供求雙方的直接交易。其他施工企業無法參與競爭，輸變電設備製造業界反映強烈。

　　市場化方向

　　傳統觀點認為，電力行業必須實行上下游一體化經營，由國家統一管理。隨著技術進步和管理創新，這種情況已有了很大變化。

　　國外電力市場化改革的普遍做法是，在發電和用電環節按照公平競爭原則建立電力市場，重新界定輸、配電環節的市場屬性，將輸電環節界定為非競爭性領域，由電網公司負責骨幹輸電網的建設、運營；將配電環節劃歸競爭性領域，引入市場機制，形成大量配電、售電公司，作為獨立市場主體從事購售電業務。

　　目前，發達國家的輸電網絡大都是由眾多電網企業組成全國互聯或跨國互聯輸電網，如美國有十個網、西歐(包括部分東歐國家)由十幾個國家電網組成。多張異步輸電網的好處在於，便於區域內資源配置和區域外的電力資源餘缺調劑，並在安全性上高於全國一張同步網。5號文件就規定了全國設置6個異步運行的區域輸電網企業。

　　重新界定輸、配電環節市場屬性，可以提高電力市場運行效率。從上世紀80年代以來，西方國家電力市場化改革主要遵循了兩條主線：一是打破垂直一體化的管理體制，從發電側的競價上網發展到逐步開放配電網，將單邊購買模式轉向批發競爭和零售競爭，逐步加大市場化力度；二是打破電力企業是公益性機構的傳統觀念，允許不同投資主體進入國有發電和配售電領域，實現産權多元化。

　　儘管各國改革方式和次序有所不同，但基本上都選擇了對産業鏈進行分拆的路徑，建立了多買多賣的電力市場。即便是仍然保留垂直一體化模式的日本和法國，也在發電側和售電側開放了市場。各國電力改革實踐證明，重新界定輸配電環節市場屬性，對輸配電業務進行重組並不改變電網原有物理連結方式，不存在技術方面障礙，也不會影響電力系統安全。重組之後，市場機制將貫穿于發、輸、配、售各個環節，在體制上打通發電企業與電力用戶間的交易屏障，用戶的選擇權大為增加，市場功能得到有效釋放，電價普遍降低，電力市場的資源配置效率將提升。

　　“新電改”思路

　　參照國際經驗，深化我國電力體制改革需要進一步解放思想，重新界定各生産環節的市場屬性，並根據其特點對其業務組織模式進行重構。當前，應堅持確定市場化改革的正確方向，以界定競爭性業務與非競爭性業務為突破口，構建多買多賣的電力市場。

　　第一，進一步完成廠網分開和主輔分離的任務。對近年來各級電網企業新收購的裝備製造企業，仍保留的輔助性業務單位，如輸變電施工企業等，以及相關“三産”、多种經營企業進行産權剝離。嚴格規範電網企業的業務範圍，電網企業不再從事輸變電主業以外的業務。

　　第二，實施調度與交易獨立。電力調度在組織和協調電力系統運行和電力市場交易中具有舉足輕重的影響力，是電網企業維繫獨買獨賣地位的主要手段。為了構建多買多賣的電力市場格局，同時為了便於監管，我國應參考國外的做法，將電力調度機構從電網企業中分離出來，組建獨立的調度交易結算中心，負責電力市場平臺建設和電力交易、計量與結算，組織和協調電力系統運行，以確保電力調度交易的公開、公平、公正和電網的無歧視公平開放。獨立調度機構的運行由電監會負責監管，或直接劃歸電力監管部門。

　　第三，取消不合理的發電量計劃。目前各地下達的發電量計劃沒有法律依據和政策依據，國家電力主管部門也沒有下達過這一計劃，在新的電力體制改革方案中應當徹底廢止這一計劃指標。

　　第四，建立市場化電價形成機制。改革基本方向是“放開兩頭，管住中間”，建立多買多賣的電力市場。即輸配電價格由政府制定，上網電價和用電電價放開。具體的步驟是，除了用電量佔15%的居民生活和農業生産用電仍實行政府直接定價外，對各個電壓等級的工業和商業用戶，從高到低，逐級、限期實行與發電企業直接交易、合同供電，自行商定電力、電量和電價。所訂合同交電力調度機構校核後實施。合同履行後，用電方向相關電網企業支付規定的輸配電價。

　　除了上述改革措施之外，電價改革中還應清理各種電價附加，改革徵收方式。對各地違規自行出臺的電價附加堅持予以取締。對原有符合國家規定的政府性基金和附加，可以通過費改稅的方式，開徵相關稅收。

　　第五，政府對電網企業單獨定價、單獨監管。近期可完善區域電網公司的現代企業制度，對配電企業實行內部財務獨立核算。在此基礎上，按照“合理成本加規定利潤水平”的原則，國家對各電網企業單獨定價，並由電力監管部門對電網運行、電力市場進行監管。

　　第六，改革電網企業考核辦法。參考國際通行辦法，在電網企業的利潤水平由政府規定並封頂的前提下，應當將單位資産的輸、配電量和供電質量作為電網企業最主要的考核指標。通過改革考核辦法，促使電網企業專注于輸配電的質量和效率，努力降低成本，約束其一味追求資産規模的擴張行為，提高電網經營的專業化水平和安全水平。

　　當前，進一步深化電力體制改革時機已經成熟，條件基本具備。近年，國務院領導在中央經濟工作會、年度改革思路中反復強調深化電力體制改革和理順電價形成機制，電力供需各方熱切期待改革出臺，政府有關部門也進行了積極探索。改革一旦啟動，可在較短時間內形成方案、付諸實施。預計改革後，發電企業的售電價格會有所上升，工商企業的用電價格會有所下降，煤電矛盾逐步得到化解，多種所有制企業將擴大對電力的投資。在目前經濟增長下行壓力加大的情況下，有利於提高企業競爭力，發揮穩增長的作用，從而起到一舉多贏的效果。

　　(作者為國務院研究室綜合經濟司副司長)