我国电力市场化改革的制约因素及对策建议

[摘要]我国电力体制改革始于2002年，其对促进电力工业发展、提高企业效率发挥了积极作用，成效较显著。但受我国特有国情特点和经济发展阶段的限制，改革也出现了许多新的矛盾和问题，其中的经验教训值得认真总结和反思，以指导和推进下一步改革工作。

　　（中经评论·北京）我国电力体制改革始于2002年，其对促进电力工业发展、提高企业效率发挥了积极作用，成效较显著。但受我国特有国情特点和经济发展阶段的限制，改革也出现了许多新的矛盾和问题，其中的经验教训值得认真总结和反思，以指导和推进下一步改革工作。
　　
　　一、我国电力市场化改革的主要制约因素
　　
　　推进电力市场化改革，必须充分考虑我国电力发展的国情特点，特别是对有关制约因素要高度重视，弄清成因，对症下药，才能有针对性地设计改革方案并稳步实施。我国目前推行电力市场化改革主要受以下因素制约：

　　1.法规建设滞后，改革路径不甚清晰。我国电力改革没有走“立法先行”的路子，《电力法》等法律法规滞后于改革实践。由于缺乏国家强有力的法律保障，难以平衡、协调好各方面的利益关系，使改革进程受阻。同时，改革没有进行系统设计，未体现“远略近详”的战略思想，对未来发展阶段不同情景下的目标、路径和措施不甚明晰，尤其是对当前急需的市场竞争模式和风险规避机制、销售电价与市场竞价联动机制、市场中止和退出机制等关键性的游戏规则尚未充分论证并预先建立。在此情况下，如果匆忙进行改革，对改革成效及风险难以理性预期和评估，一旦市场有风吹草动，则反对者众多，容易使改革中途夭折。

　　2.原有体制惯性未完全消除，新的监管体制尚不健全。我国电力体制是在“政府办企业、企业办社会”的历史背景下形成的，电力行业长期处于垂直垄断一体化经营管理模式中，电力企业既是市场经营主体，又承担了相当多的公共服务、安全、就业等社会责任代行了部分政府职能。在此体制框架下，已形成了中央与地方、政府与企业、企业与用户、电厂与电网、内资与外资之间错综复杂的利益关系，若做大幅度调整，会引发、激化矛盾并带来社会稳定等问题。在电力管理方面，各部门权力较分散，各把一摊，各自为战，很难统筹规划电力发展和改革问题。特别是电力行政与监管部门分设后，由于职能分工界定不甚清晰，且与传统管理模式差距较大，实践中带来多头管理和交叉管理，让电力企业等市场参与者无所适从。同时，目前监管不到位，对电力企业的高工资、高福利和服务质量等缺乏有效约束，使改革产生的一些负面效应未能及时“纠偏”，影响了改革的社会舆论环境，无形中也加大了改革的难度。
　　3.竞争性的市场结构尚未充分形成，竞争模式受很大限制。一方面，由于体制和安全方面的原因，我国电网输、配、售电环节未分开，电网是批发环节单一买电者和单一卖电者。受此限制，发电企业与用户直接进行双边交易不能实施，只能单纯进行发电环节竞争，用户不能及时响应，使竞价风险倍增。美国加州、加拿大安大略省电力市场均有这方面惨痛的教训。在我国，由于电力企业大多为国有企业，还带来另一问题，即无论电力供求形势如何，政府不可能放任电力企业竞相降价导致亏损甚至破产倒闭，也不可能允许电价大幅上涨，使用户受损而电力企业牟取较高利润，这样发电市场的竞争状况就难以真实反映，也不能有效传导到用户，最终使竞价效果大打折扣，难以持续。东北电力市场目前进退两难的困境，就是例证。另一方面，我国厂、网虽然拆分了，但由于不能全面及时竞争，厂网间调度、电量等方面的摩擦加剧，使原来电力系统可内部解决的矛盾外部化，增加了交易成本，并带来了电力供应安全、就业和社会稳定等问题。

　　4.市场主体不成熟。从供应方看，电力企业以国有企业为主体，电网为国有独资企业，产权单一。电厂尽管大都实行了股份制，但基本上是国有资产一股独大，外资、民资只占较小比例。从消费方看，我国企业、居民等电力用户自行承担和规避市场风险的能力较弱，对政府有较强的依赖性，还未成长为真正自负盈亏、自我发展的市场主体。同时，社会各界对改革期望值较高，大都希望通过竞争降低电价，对困难和风险估计不足。在此背景下，电力市场的供求、价格等信号及风险难以正常传导，终端用户电价与市场竞价联动难以实现，电力企业、消费者和社会脆弱的风险承载能力，反过来会限制或阻碍改革的施行，即使建立了市场，也不一定能正常发挥作用。

　　5.技术、信息等条件不完善。目前我国区域电网网架还不健全，省际间电量交换不大，加之与“省为实体”的行政管理体制的固有矛盾，还不具备在区域电力市场平台统一竞价的条件，强行推进区域电力市场竞争缺乏应有的物质基础。同时，我国公众市场观念较薄弱，竞争所必需的信息化管理、专业人才和风险防范机制等方面也较欠缺。

　　我国目前正处于工业化、城镇化进程加快和消费结构升级的历史时期，电力需求旺盛，即使出现电力供大于求，也是短期、局部和相对的，对电力供求起根本作用的是高速增长的经济需求。因此，当前电力供求缓和的局面不可能长期持续。长远看，电力仍将处于紧张或均衡状态，电力发展和安全目标仍要优先保障，在此情况下，难以放开手脚全面铺开以效率和公平为主要目标的电力改革。因此，即使在今后几年电力供大于求的状况下，对以市场化为核心的改革前景也不能盲目乐观。
　　
　　二、对策建议
　　
　　我国电力体制改革是个长期、渐进的系统工程，不能指望改革一揽子解决所有问题，也不存在一劳永逸的改革方案，要做好“打持久战”的准备。建议立足国情，放眼长远，抓好以下工作：
　　
　　（一）坚定改革方向，立法先行，以国家强制力保障改革实施
　　
　　市场是优化配置资源、提高效率的基础性手段，我国电力市场化的改革方向不能动摇，但也不能操之过急，必须遵循科学发展观的要求，实事求是，依法、依规稳步推进。建议尽快制定我国《能源法》和修订《电力法》，先以法律形式确定电力体制改革总的目标、方针和步骤，再依法设计和实施改革方案，使改革有章可循，有法可依，有利于通过国家法律的强制力，减少改革的成本和阻力，平衡、协调各方面的利益关系，处理好改革与发展、稳定的关系。
　　
　　（二）健全改革机构，总体设计.统筹实施
　　
　　应国家设立统一的能源行政管理机构，归口负责电力体制改革工作。由该机构在系统研究、论证的基础上，总体规划设计电力体制改革方案，提出切实可行的步骤、措施，分阶段实施。要保证改革的系统性、连续性和可操作性，注意各项改革和发展措施之间的有机衔接，避免“单打一”和“短平快”，防止互相脱节和冲突、出现类似厂网分开后不能及时竞争的尴尬局面。
　　
　　（三）做好改革过渡时期的政策制度设计和技术、信息及人才储备等工作
　　
　　我国电力体制改革已拉开序幕，开弓没有回头箭。当前电力改革不能停滞观望，也不能急于求成。必须放眼长远，在改革目标和我国现实国情之间找到合理的操作路径。

　　1.先在条件具备省份或区域进行改革试点，允许探索多种模式和方法，积累成熟经验后再推广。目前我国大面积进行区域电力市场竞争的条件尚不具备，因此，要拓宽思路，竞价范围不一定机械地局限在区域市场，也可允许先以省为主体进行试点，辅之以省际和区域之间的电力交易竞争，组合形成“准区域市场”，如江苏、浙江、山东、广东、辽宁、四川等经济大省，目前均具备“省为主体、区域为辅”的竞价试点条件；具备区域竞价条件的地区，应直接在区域市场范围内竞价，如京津唐电网。竞价形式也不要限于统一的市场平台和现货交易（国外电力改革先行国家大都已回归到长期合同交易为主，市场实时竞争只占很小比例），可采取自愿签订合同、竞标、省间临时交易等灵活多样的方式。过渡时期，对暂不具备条件竞价的地区（如新疆、青海、海南等省份市场主体单一、经济欠发达，近期没必要竞争），可实行“对标”管理办法，即以已竞价市场为标准参照系，对未竞价地区考虑其差异性后实行对照监管，促使其主动降低成本、提高效率。同时，在这些地区继续推行上网标杆电价、煤电价格联动、电价分类结构调整和电力需求侧管理等既定改革政策。

　　2.尽快培育、扶持市场主体，发展双边合同交易，完善市场体系，平抑市场风险。在当前我国经济发展和电力供求的特定环境下，追求竞价上网并不是当务之急。在稳妥推行现货竞价试点的同时，大力培育、发展长期合同制的双边或多边交易才是可行的途径。因为现货市场竞争风险不可控，且易形成市场联盟或操纵，只有建立在各方自愿的基础上的双边或多边交易，对电价涨跌有较理性的心理预期和应对措施，才能平稳消纳电价下降或上升的风险。

　　在改革初期，由于市场几乎没有独立的购电主体，为使竞争能起步，可考虑赋予全部地县级趸售电企业（类似国外的配售电公司）和部分大用户从市场直接购电（含与发电企业签订购售电合同）的权力，打破电网“单一购买者”的格局。同时，可允许各省电网公司以模拟购电方（代表除以上趸售电企业和大用户以外的全省电力用户）的角色参与区域市场报价竞争，以形成一定规模的“双边交易”。待省内购电主体逐步增多并发育成熟后，省电网公司再逐渐退出竞争舞台，只作为输配电运营公司收取过网费，这样市场就自然过渡到了真正意义上的“双边交易”。在开放大用户购电权时，应尽量避免逐一审批和“拉郎配”，防止形成大用户享受“降价特权”，造成不公平竞争；相反，应按用电容量、电量或电压等级等特性统一规定准入“门槛”，并逐步降低“门槛”高度，让更多的用户分类分批直接参与市场购电。获得购电权的大用户应与普通用户一样承担社会公共责任，如缴纳三峡基金、农网还贷基金等。在起步阶段，为减少震动，可考虑让准入的大用户对新增发电量实行竞争购买，而不影响电网和其他用户的“存量利益”。

　　对发电侧市场主体而言，为改变国有资产“一股独大”的现状，可考虑出售部分国有发电资产并对企业进行股份制改造，引导企业上市，引入外资、民资等战略合作伙伴，促使发电企业产权多元化，真正按现代公司制度运作，建立起决策制衡机制，自我约束，自担风险，才能有效避免目前出现的各大国有发电企业“跑马圈地”、把风险留给国家的情况，也才能从机制上规避发电企业之间的恶性竞争。出售国有发电资产所获资金可作为国家专项基金进行管理，统筹用于解决电力发展、电力改革搁浅成本或社会保障等问题。完成此步骤后，可在统一制定并公布电力建设规划、水土、环保等标准的基础上，逐步有序放开电力市场准入，从根本上改革电力项目审批制度。

　　3.逐步实施电网输、配分开，改善网架设施和结构，为扩大电力市场范围、加大竞争力度创造条件。输、配分开的主要目的是实现电网公司输电网络业务与零售业务在功能上分离，使独立输电价格发挥作用，为建立批发和零售市场奠定基础。若输、配分开后不能马上实行售电市场竞争，则分开意义不大，相反会带来电网安全以及输、配公司苦乐不均等问题，留下类似厂网分开的后遗症。因此，输、配分开的关键是市场体制建设，而不是输、配资产划分与组织重构。要在风险分析评估的基础上，把握好分开的程序和时机，建议首先在内部独立核算、模拟分开的条件下进行电价机制和交易制度的设计，相关问题处理好后再进行输、配电资产和机构分开。同时，要加快电网建设与改造，改善网架设施和结构，为扩大电力市场范围、实行全面竞争创造物质条件。

　　4.综合运用金融、财税等手段，规避电力市场风险。从长远看，为促成区域市场建设，减弱电力市场竞争对各省经济和各利益主体的影响，可借鉴北欧等国的经验，利用现有的证券和期货市场，增设新的交易品种，逐步建立全国性的电力交易金融市场，为市场主体规避风险提供载体和手段。在财税政策方面，建议针对当前暴露出的一些突出问题进行制度创新，如对电力企业统一实行消费型增值税，减轻水电、新能源等税负，设立电力改革专项基金，调整增值税分配返还比例等，以避免改革对既得利益调整过大，促进公平竞争。建立以上配套改革措施，实质是调动全社会力量支持和参与电力改革，从而从整体上减弱电力改革的风险，促使改革平稳推进。（何勇健）