十年成績與問題

　　十年來電改取得了巨大成績。數(shù)據(jù)顯示，2011年我國發(fā)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(fā)電量大國，解決了困擾多年的發(fā)電裝機“硬缺口”問題；電網(wǎng)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(fā)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(yè)也出現(xiàn)了一系列的問題。特別是近幾年來，煤電矛盾突出，發(fā)電企業(yè)虧損嚴重，工商企業(yè)用電負擔沉重，新能源、可再生能源發(fā)展受到制約等問題頻現(xiàn)。“以五大發(fā)電集團火電板塊連續(xù)虧損為例，2008年至2011年共虧損921億元，資產(chǎn)負債率均已超過國資委限制的85%的紅線�！币晃徊辉妇呙�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(xiàn)了政企分開、廠網(wǎng)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(wǎng)分開使發(fā)電側(cè)進入競爭性行業(yè)，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(fā)展之活躍，是“空前”的。

　　其次，電力工業(yè)實現(xiàn)了跨躍式發(fā)展，安全供電能力顯著增強，基本實現(xiàn)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(xù)性、大面積“電荒”問題。

　　再次，電力結(jié)構布局得到優(yōu)化，技術裝備水平大幅提高，節(jié)能減排取得較大成效。新能源和可再生能源取得快速發(fā)展，同時，大力發(fā)展超（超）臨界機組、大型聯(lián)合循環(huán)機組，采用高效、潔凈煤發(fā)電技術，發(fā)展熱電聯(lián)產(chǎn)、熱電冷聯(lián)產(chǎn)和熱電煤氣多聯(lián)供；互聯(lián)電網(wǎng)大發(fā)展，促進了跨省區(qū)電力資源優(yōu)化配置，采用先進的輸、變、配電技術和設備，提高了電力系統(tǒng)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(xiàn)規(guī)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(chǎn)減排成本上升，新能源、可再生能源并網(wǎng)受限,電價和電量分配仍然采用計劃管理方式，市場調(diào)節(jié)供需和優(yōu)化配置電力資源的作用得不到發(fā)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(yè)內(nèi)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(xiàn)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(xiàn)市場力行為而失效。而開展大用戶與發(fā)電企業(yè)的雙邊交易，逐步開放用戶選擇權,實現(xiàn)從“計劃電”向“雙軌電”的轉(zhuǎn)型，推進電力市場化改革總體進程的觀點，被業(yè)內(nèi)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(diào)度獨立。但因此三種方法均是對現(xiàn)行電網(wǎng)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(wěn)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�！币晃徊辉妇呙�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(wǎng)組織結(jié)構、資產(chǎn)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(huán)節(jié)，使內(nèi)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(fā)農(nóng)網(wǎng)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(guī)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(xù)發(fā)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(fā)電企業(yè)（生產(chǎn)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(chǎn)品比價關系被人為扭曲�！耙虼耍�下一步改革的關鍵是要實現(xiàn)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(xiàn)。”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(fā)展困難重重，人心思改而又方向迷茫，繼續(xù)推進電力改革，行業(yè)內(nèi)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(xiàn)階段面臨的主要問題和戰(zhàn)略性應對可預見的挑戰(zhàn)。從長期、戰(zhàn)略上看，我國電力工業(yè)面臨的主要問題是：如何保障各地區(qū)電力供應安全問題；如何有效形成發(fā)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(xù)發(fā)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(tǒng)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(guī)模風電并網(wǎng)也要借助市場機制來解決。

　　再次， 規(guī)范長期跨省區(qū)送電計劃合同、開展短期跨省區(qū)電力市場交易。我國跨省跨區(qū)交易已具備多買多賣的市場結(jié)構，應在規(guī)范長期跨省區(qū)送電計劃合同的基礎上，建立短期跨省區(qū)電力交易市場，以保障受端地區(qū)的電力供應安全和送端地區(qū)發(fā)電企業(yè)的利益。

　　然后，配電網(wǎng)是自然壟斷的，不應該參與競爭。配電網(wǎng)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(wǎng)后面臨的挑戰(zhàn)是未知的，分布式電源接入、天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)推廣以及微網(wǎng)等問題需要考慮。配電網(wǎng)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(jié)不是電網(wǎng)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(nèi)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(wǎng)規(guī)劃、標準、并網(wǎng)準入等行政權上收，避免出現(xiàn)政策缺位和管理“真空”，使電網(wǎng)回歸到企業(yè)的本來角色，不再承擔行政職能，真正按現(xiàn)代企業(yè)制度去履行職責。三是規(guī)定并監(jiān)督電網(wǎng)對所有用戶和發(fā)電企業(yè)（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(zhì)量及并網(wǎng)標準，為其上網(wǎng)消納及可持續(xù)發(fā)展提供好的政策環(huán)境。四是創(chuàng)造條件逐步放開能由市場競爭形成的電價，如上網(wǎng)電價和工商業(yè)用戶的銷售電價，使市場機制充分發(fā)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(diào)節(jié)靈活的價格機制。五是統(tǒng)一制定并預先公布電力建設規(guī)劃以及土地、環(huán)保、能效等準入標準，逐步有序放開新建發(fā)電項目的市場準入，簡化電力項目審批程序，使項目業(yè)主自主決策、自擔風險，避免“跑馬圈地”等惡性競爭。六是區(qū)分電力企業(yè)的生產(chǎn)經(jīng)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(nóng)業(yè)生產(chǎn)及邊疆偏遠地區(qū)用電優(yōu)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。