十年成績與問題

　　十年來電改取得了巨大成績。數據顯示，2011年我國發電裝機容量達到10.6億千瓦，9年間新增7億千瓦，較2002年的3.56億千瓦增長3倍，我國先后成為世界第一的水電、風電、發電量大國，解決了困擾多年的發電裝機“硬缺口”問題；電網建設方面220kV以上輸電線路從20.7萬公里增加到47.5萬公里，增加2.3倍，直流輸電線路總長度和輸電容量躍居世界第一；發電廠用電率降低12.4％；線損降低了13.3％；CO2排放降低了14.1％；居民用電停電時間從11.72小時/年下降到7.01小時/年。

　　但是在此過程中，電力工業也出現了一系列的問題。特別是近幾年來，煤電矛盾突出，發電企業虧損嚴重，工商企業用電負擔沉重，新能源、可再生能源發展受到制約等問題頻現。“以五大發電集團火電板塊連續虧損為例，2008年至2011年共虧損921億元，資產負債率均已超過國資委限制的85%的紅線。”一位不愿具名的來自五大電力集團人士說。

　　十年電改的共識

　　一方面，電力體制改革取得了巨大成效。首先，電力體制基本實現了政企分開、廠網分開、主輔分開，電力市場化改革有了新進展、新突破。其中，廠網分開使發電側進入競爭性行業，形成了國有、集體、民營及外資等多元化投資主體和全方位競爭的格局，競爭理念滲透到“前期項目——電廠建設——運營管理——并購重組”各個領域。競爭之激烈、發展之活躍，是“空前”的。

　　其次，電力工業實現了跨躍式發展，安全供電能力顯著增強，基本實現了全社會電力供需的總體平衡，解決了困擾我國多年的持續性、大面積“電荒”問題。

　　再次，電力結構布局得到優化，技術裝備水平大幅提高，節能減排取得較大成效。新能源和可再生能源取得快速發展，同時，大力發展超（超）臨界機組、大型聯合循環機組，采用高效、潔凈煤發電技術，發展熱電聯產、熱電冷聯產和熱電煤氣多聯供；互聯電網大發展，促進了跨省區電力資源優化配置，采用先進的輸、變、配電技術和設備，提高了電力系統安全可靠性，降低輸、變、配電損耗。

　　另一方面，電力體制改革未實現規劃目標，又面臨很多新問題，電力市場化改革是正確方向。近幾年，煤電矛盾不斷加劇，電力生產減排成本上升，新能源、可再生能源并網受限,電價和電量分配仍然采用計劃管理方式，市場調節供需和優化配置電力資源的作用得不到發揮等諸多新老問題交織，亟待通過深化電力市場化改革化解。

　　此外，業內普遍認為，單一的集中競價市場模式不適宜。從理論和國外電力市場實踐來看，多買多賣、多市場交易平臺的格局是電力市場實現公平和效率的基本條件，單一的集中競價市場模式已被驗證易出現市場力行為而失效。而開展大用戶與發電企業的雙邊交易，逐步開放用戶選擇權,實現從“計劃電”向“雙軌電”的轉型，推進電力市場化改革總體進程的觀點，被業內人士普遍接受。

　　對未來電改路徑和方案選擇的分歧

　　“就目前各方面研究提出的改革措施看，打破壟斷、建立電力市場大致有三種選擇，即輸配分開、配售分開、調度獨立。但因此三種方法均是對現行電網運營模式‘休克療法’式的變革，對既有利益格局沖擊較大，改革風險和成本較高，不利于平穩過渡，也將使改革決策難以形成共識，從而延緩改革進程。所以仍存在較大爭議。”一位不愿具名的來自國家能源局人士說。

　　例如，輸配分開、配售分開都要對電網組織結構、資產和人員配置進行大“手術”。由于目前輸配、配售的功能界面并不十分清晰，分離從技術上有一定操作難度，分離后將增加交易環節，使內部矛盾外部化，加大管理和交易成本，還會由于分離后彼此職責不清帶來電力安全等重大隱患，另外，配售分開將使得交叉補貼難以操作，將引發農網建設等新矛盾。

　　電力市場是涵括多種電力交易活動的綜合體系，電力市場建設應首先重在市場體系的建設上，以規范的大用戶直接購電合同、政府長期購電合同和短期平衡市場建設為深化改革的切入點，同時建立相應的法律保障體系、信用體系（如大宗購電的保證金制度）等，以保障市場的正常運行和可持續發展。

　　有觀點認為，電力市場化改革目前面臨的最突出最緊要的矛盾是，電力市場中兩個最重要的主體，即發電企業（生產者）和電力用戶（消費者）被制度性“隔離”，不能直接“見面”進行市場交易，市場機制基本失靈，電價水平及上下游產品比價關系被人為扭曲。“因此，下一步改革的關鍵是要實現大宗電力交易的買賣雙方直接進入市場進行交易，相對而言，此種方法屬于漸進式改革方式，改革成本和風險相對小，更易于實現。”一位不愿具名的來自中國能源研究會人士說。

　　對未來電改的建議

　　首先，電力體制改革應有頂層設計。當前電力發展困難重重，人心思改而又方向迷茫，繼續推進電力改革，行業內部和社會各界紛紛要求，加強整體謀劃，進行頂層設計。

　　其次，電力體制改革應兼顧解決現階段面臨的主要問題和戰略性應對可預見的挑戰。從長期、戰略上看，我國電力工業面臨的主要問題是：如何保障各地區電力供應安全問題；如何有效形成發電投資引導信號。大宗電力交易如何開展？沒有雙邊交易、沒有金融合同、單一購買競價模式不適合市場可持續發展，單純大用戶直購電也不是科學的方式。大宗電力交易開展中要綜合考慮“西電東送”計劃、大用戶直供電、短期電力平衡及系統輔助服務。大用戶直接購電交易需要考慮實時平衡、輸電阻塞等問題；大規模風電并網也要借助市場機制來解決。

　　再次， 規范長期跨省區送電計劃合同、開展短期跨省區電力市場交易。我國跨省跨區交易已具備多買多賣的市場結構，應在規范長期跨省區送電計劃合同的基礎上，建立短期跨省區電力交易市場，以保障受端地區的電力供應安全和送端地區發電企業的利益。

　　然后，配電網是自然壟斷的，不應該參與競爭。配電網是自然壟斷的，不應該參與競爭；而且，分布式能源接入配電網后面臨的挑戰是未知的，分布式電源接入、天然氣熱電聯產推廣以及微網等問題需要考慮。配電網和大用戶直購電、雙邊交易等沒有矛盾，輸電和配的成本獨立核算后，不一定要拆分輸電和配電。

　　最后，政府管理方式的配套改革。當前電力體制的主要矛盾和癥結不是電網自然壟斷本身，而是政府相關制度設計帶來的行政壟斷權和“被動應對”式的電價形成機制。因此，在構建競爭性電力市場的基礎上，更重要的是對政府自身管理電力的理念、內容和模式進行變革。當前應重點從以下幾方面入手。

　　一是盡早頒布能源法和修改頒布新的電力法。二是將本應由政府行使的電網規劃、標準、并網準入等行政權上收，避免出現政策缺位和管理“真空”，使電網回歸到企業的本來角色，不再承擔行政職能，真正按現代企業制度去履行職責。三是規定并監督電網對所有用戶和發電企業（含分布式能源、自備電廠）公平、無歧視開放，制定新能源、可再生能源和分布式能源電能質量及并網標準，為其上網消納及可持續發展提供好的政策環境。四是創造條件逐步放開能由市場競爭形成的電價，如上網電價和工商業用戶的銷售電價，使市場機制充分發揮作用。在過渡時期，對政府制定的電價，也應建立科學合理、調節靈活的價格機制。五是統一制定并預先公布電力建設規劃以及土地、環保、能效等準入標準，逐步有序放開新建發電項目的市場準入，簡化電力項目審批程序，使項目業主自主決策、自擔風險，避免“跑馬圈地”等惡性競爭。六是區分電力企業的生產經營和公共服務職責，實行不同的考核辦法。建立政府主導的電力普遍服務新機制，對居民、農業生產及邊疆偏遠地區用電優惠等政策性、公益性支出主要由財政“買單”，逐步減少交叉補貼，變暗補為明補。