范必：解困電力須走改革之路

今年是我國開展電力市場化改革十周年。通過改革，極大地增強了電力企業(yè)活力，提高了電力供給能力。但是近幾年，煤電矛盾不斷加劇，發(fā)電企業(yè)頻現巨額虧損，工商企業(yè)用電負擔沉重，新能源、可再生能源發(fā)展受到制約，電力普遍服務不到位。一系列能源領域的突出矛盾，反映出現行電力體制已成為轉變經濟發(fā)展方式、促進節(jié)能減排和發(fā)展多種所有制經濟的重大障礙。當前應進一步深化電力體制改革，從根本上解決這一長期困擾電力工業(yè)和經濟運行的突出問題。

一、當前電力行業(yè)的突出問題

2002年國務院出臺《電力體制改革方案》（下簡稱“5號文件”），對國有電力資產進行重組，成立兩大電網公司，五大發(fā)電集團和四個輔業(yè)公司，組建國家電監(jiān)會。改革打破了原國家電力公司集發(fā)、輸、配、售為一體，垂直運營、高度集中的體制，實行了政企分開、廠網分開。改革后形成了五大發(fā)電集團與神華集團、華潤集團等中央發(fā)電企業(yè)以及眾多地方、外資、民營發(fā)電企業(yè)多家辦電、多種所有制辦電的競爭格局。改革前，一年新增發(fā)電裝機2千萬千瓦就是很好的成績。改革十年，很多年份一年就可以新增裝機1億千瓦，極大地緩解了長期困擾我國發(fā)展的電力短缺問題。改革也有力地增強了發(fā)電企業(yè)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(yè)的投入產出效率明顯提高。

但也要看到，電力體制改革只是取得了階段性進展，5號文件確定的一些重要改革任務尚未落實，如輸配分開沒有實行，區(qū)域電力市場建設受阻，電價改革滯后，積累了一系列新的矛盾和問題。

煤電矛盾周期性發(fā)作。進入新世紀以來，煤電輪番漲價、發(fā)電企業(yè)經營困難。往往越是在迎峰度夏、迎峰度冬、重要節(jié)慶期間，煤電矛盾表現越是集中，近兩年甚至出現了淡季“電荒”。2008－2010年，整個火電行業(yè)虧損達上千億元，一些發(fā)電企業(yè)資產負債率甚至超過100%。雖然國家采取了煤電聯動、鼓勵煤電一體化、電煤限價、實施煤炭儲備等措施，但都無法從根本上解決煤電矛盾。

新能源發(fā)電困難。我國風電裝機容量已居世界第一，太陽能發(fā)電增長速度居世界首位。但新能源的實際發(fā)電量與設計水平相比有較大差距，“棄風”、“棄光”、限電現象嚴重，發(fā)展難以為繼。在發(fā)達國家非常普遍的分布式屋頂光伏發(fā)電、小規(guī)模風力發(fā)電、分布式天然氣多聯產電站在我國舉步維艱。

電力節(jié)能減排形勢嚴峻。我國電力結構中，燃煤發(fā)電量占82%。不同效率機組的供電煤耗從200多克/千瓦時到400多克/千瓦時，相差很大。長期以來，在大部分電力調度中，對高耗能火電機組與高效節(jié)能機組、可再生能源發(fā)電的機組平均分配發(fā)電時間，甚至存在為了完成火電發(fā)電量計劃，可再生能源發(fā)電要為火電讓路的情況，等于鼓勵了高耗能機組發(fā)展，形成了對節(jié)能減排的逆向調節(jié)。

工商企業(yè)用電負擔過重。目前，發(fā)電企業(yè)的上網電價是0.3－0.4元/千瓦時，而工業(yè)企業(yè)實際用電成本一般要比上網電價高一至兩倍，東部地區(qū)商業(yè)企業(yè)大都在1.2元以上。企業(yè)普遍反映，電網收費環(huán)節(jié)多，實際用電支出遠高于國家目錄電價，甚至達到一些發(fā)達國家水平，在很大程度上影響了企業(yè)的國際競爭力。

二、電力行業(yè)矛盾的成因分析

電力行業(yè)近年來之所以出現上述突出矛盾和問題，源于2002年以來的改革沒有從根本上解決計劃與市場的矛盾。

傳統(tǒng)的計劃管理方式仍在延續(xù)。一般說來，發(fā)電企業(yè)的銷售收入等于電價乘以電量（收入=電價×電量）。目前，上網電價由政府審批決定，發(fā)電量由地方政府下達的生產計劃決定。作為一個企業(yè)，在產品產量和定價上沒有自主權，這在市場化改革三十多年后的今天是一個罕見現象。人為設定的電價和發(fā)電量計劃幾乎不反映供求關系，也無科學依據。當電煤價格上漲或下跌時，發(fā)電企業(yè)無法自主調整、應對成本變化因素。地方政府在制定發(fā)電量計劃時，基本上是按機組戶頭平均分配發(fā)電時間?；痣姍C組一年可以發(fā)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(yè)按國家規(guī)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(fā)電甚至造成虧損。越是煤電矛盾突出的時候，企業(yè)的發(fā)電積極性越低。在全國發(fā)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(fā)育不足。2002年以來的改革，只是在發(fā)電領域初步建立了競爭格局，輸電、配電、售電環(huán)節(jié)仍然維持了上下游一體化的組織結構。電網企業(yè)集電網資產運營、工程施工建設、電力系統(tǒng)調度、電量財務結算于一身。有的電網企業(yè)通過大規(guī)模收購兼并，將業(yè)務延伸至設備制造領域，對電網設備（如變壓器、繼電器、開關、電表、電纜電線等）形成生產制造和采購使用的內部一體化。發(fā)電企業(yè)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(yè)無法參與競爭，輸變電設備制造業(yè)界反映強烈。有的電網企業(yè)大規(guī)模投資收購境外的發(fā)電、電網甚至礦業(yè)資產，而國內的農網改造工程和無電地區(qū)電力建設資本金卻全部要國家財政出資；以系統(tǒng)安全、接入標準等理由，限制新能源發(fā)電上網；上收五大區(qū)域電網人、財、物資源配置權，使5號文件規(guī)定的區(qū)域電力市場進一步萎縮?，F在，電網的購電、售電差價在世界上名列前茅，但資產收益率仍然很低。由于電網調度、交易、財務缺乏透明度，造成其高差價、低收益的內在原因一直是個謎。深化電力體制改革已經到了刻不容緩的地步。

三、發(fā)展電力市場勢在必行

傳統(tǒng)觀點認為，電力行業(yè)必須實行上下游一體化經營，由國家統(tǒng)一管理。隨著技術進步和管理創(chuàng)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(fā)電和用電環(huán)節(jié)按照公平競爭原則建立電力市場，重新界定輸、配電環(huán)節(jié)的市場屬性，將輸電環(huán)節(jié)界定為非競爭性領域，由電網公司負責骨干輸電網的建設、運營；將配電環(huán)節(jié)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(yè)務。目前，發(fā)達國家的輸電網絡大都是由眾多電網企業(yè)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于，便于區(qū)域內資源配置和區(qū)域外的電力資源余缺調劑，并在安全性上高于全國一張同步網。5號文件就規(guī)定了全國設置6個異步運行的區(qū)域輸電網企業(yè)。

重新界定輸、配電環(huán)節(jié)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(fā)電側的競價上網發(fā)展到逐步開放配電網，將單邊購買模式轉向批發(fā)競爭和零售競爭，逐步加大市場化力度；二是打破電力企業(yè)是公益性機構的傳統(tǒng)觀念，允許不同投資主體進入國有發(fā)電和配售電領域，實現產權多元化。盡管各國改革方式和次序有所不同，但基本上都選擇了對產業(yè)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(fā)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(huán)節(jié)市場屬性，對輸配電業(yè)務進行重組并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(tǒng)安全。重組之后，市場機制將貫穿于發(fā)、輸、配、售各個環(huán)節(jié)，在體制上打通發(fā)電企業(yè)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大幅提升。

四、進一步深化電力體制改革的思路

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，重新界定各生產環(huán)節(jié)的市場屬性，并根據其特點對其業(yè)務組織模式進行重構。當前，應堅持5號文件確定的市場化改革的正確方向，以界定競爭性業(yè)務與非競爭性業(yè)務為突破口，構建多買多賣的電力市場，進一步深化電力體制改革。

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(yè)新收購的裝備制造企業(yè)，仍保留的輔助性業(yè)務單位，如輸變電施工企業(yè)等，以及相關“三產”、多種經營企業(yè)進行產權剝離。嚴格規(guī)范電網企業(yè)的業(yè)務范圍，電網企業(yè)不再從事輸變電主業(yè)以外的業(yè)務。

第二，實施調度與交易獨立。電力調度在組織和協(xié)調電力系統(tǒng)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(yè)維系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，我國應按照國際通行做法，將電力調度機構從電網企業(yè)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(xié)調電力系統(tǒng)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(jiān)會負責監(jiān)管，或直接劃歸電力監(jiān)管部門。

第三，取消不合理的發(fā)電量計劃。目前各地下達的發(fā)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。具體步驟是，除了用電量占15％的居民生活和農業(yè)生產用電仍實行政府直接定價外，對各個電壓等級的工業(yè)和商業(yè)用戶，從高到低，逐級、限期實行與發(fā)電企業(yè)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后實施。合同履行后，用電方向相關電網企業(yè)支付規(guī)定的輸配電價。

電價改革中還應清理各種電價附加，改革征收方式。對各地違規(guī)自行出臺的電價附加堅持予以取締。對原有符合國家規(guī)定的政府性基金和附加，可以通過費改稅的方式，開征相關稅收。

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

第六，改革電網企業(yè)考核辦法。參考國際通行辦法，在電網企業(yè)的利潤水平由政府規(guī)定并封頂的前提下，應當將單位資產的輸、配電量和供電質量作為電網企業(yè)最主要的考核指標。通過改革考核辦法，促使電網企業(yè)專注于輸配電的質量和效率，努力降低成本，約束其一味追求資產規(guī)模的擴張行為，提高電網經營的專業(yè)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。預計改革后，發(fā)電企業(yè)的售電價格會有所上升，工商企業(yè)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(yè)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，有利于提高企業(yè)競爭力，發(fā)揮穩(wěn)增長的作用，從而起到一舉多贏的效果。

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