如何打破电力体制改革的僵局

近年来，煤电矛盾日益激烈，局部“电荒”接连发生。社会各界对电力体制改革的讨论很多，其中对电网企业打破垄断、输配分开、自主调度，实现电力市场竞争和电价市场化的呼声很高。但也有人认为，上述改革触目惊心，成本高昂，会危及供电安全，带来一系列难以预料的后果，不宜盲目推进。还有人认为，电力是关系中国经济命脉和民生的基础产业，电力系统不应照搬国外模式，而应加强国有资本控制和政府监管，甚至质疑2002年以来厂网分开的有效性和必要性。由于认识不同，电力体制改革陷入两难境地。一、当前电力改革的主要矛盾和任务从现实情况分析，目前我国电力体制最突出的矛盾是，电力市场中最重要的两个主体，即发电企业(生产者)和电力用户(消费者)，在制度上是“孤立的”，无法直接“见面”进行市场交易。发电市场的供应、成本变化和价格信号无法及时传递给用户，用户的需求信息无法直接反馈给发电企业，市场机制无法发挥作用，上网电价和销售电价无法及时调整，电价水平和上下游产品比价关系被人为扭曲。客观影响是，一方面，发电企业尤其是火电企业亏损严重，投资热情不足，新增装机减少，为未来缺电留下隐患。另一方面，低电价助长了高耗能企业的过度发展(因为大量高耗能、低附加值产品出口，实质上是间接补贴吸引了国外用户)，强化了粗放发展模式的惯性，使我国经济社会发展难以转方式、调结构。同时，居民和其他用户因为电价低，没有节能的压力和动力。因此，当前电改的当务之急是创造条件建立“多买多卖”的电力格局，让发电企业直接与用户交易，通过竞争形成电价，电网企业只承担输配电职能，收取相应的网费。其现实意义在于，市场机制有了发挥作用的“舞台”，煤价变动等成本变化可以及时反映到用户侧，可以为电力紧张时电价“走高”提供市场平台和政策空间，避免用户高价买不到电的尴尬，在电力过剩时及时降低电价让利用户，为从根本上解决煤电矛盾提供制度保障；能有效规范电力生产和消费行为，避免电力供需大起大落；可以克服政府电价受宏观调控影响，价格调整滞后或不到位的局限性，也消除了信息不对称带来的公众误解或不满。(1)电网垄断的本质是自然垄断和行政垄断权力的交织。自然垄断是指电网输配电业务具有规模经济、网络经济和范围经济的特征，具有成本的次可加性(独家供应的成本低于多家供应商)。从经济学原理来看，电网具有典型的自然垄断特征。行政垄断表现为电网企业在电力规划、投资、价格、市场准入等方面拥有很大的决策权或影响力，拥有独家的买卖电特许经营权，换言之，电网拥有独家的市场控制权。上述行政垄断权是从原不分政企的电力部和不分厂网的国家电力公司继承而来的。2002年以来的电力体制改革并没有削弱电网在这方面的力量。相反，随着电网规模的扩大，跨省输电的增加，以及提高电力系统安全性的需要，再加上政府相关政策、管理和监督的缺失，电网的行政垄断权甚至得到了加强。从另一个角度看，目前电网企业的垄断地位，一定程度上是政府的“不作为”和监管职能不到位造成的。电网企业借助自然垄断地位扩大市场控制力，使自然垄断和行政垄断力相互交织、紧密结合，形成了目前电网企业在电力市场的主导地位，也引起了社会各界对电网企业的批评和误解。通过理性分析不难发现，电网的自然垄断是其客观属性，不应该也不可能被打破，因为即使输配分开，也只是一个大垄断变成了几个小垄断，垄断性质并没有改变。依附于电网自然垄断特性的准行政垄断权，如市场准入权、标准制定权、独家电力交易权、电费结算权等，是问题的症结所在，也是需要改革的主要对象。政府应该抓住这个主要矛盾，把破解电网行政垄断权作为新一轮电力体制改革的突破口。(二)电网企业维护行政垄断的主要工具是电力调度权。目前我国电力调度包括指挥、计划、配置、接入、交易、信息、技术等七大功能。电网企业通过其下属的电力调度机构行使相应的职权，在电力行业和市场中具有举足轻重的影响。首先，它们组织和协调电力系统的运行，在电力安全中起着决定性的作用。二是主导各类市场主体的利益。目前，电厂与电网、厂与厂、企业与用户、中央与地方、国有与民营外资企业之间存在多种利益博弈。电网企业可以通过调度，通过发电计划和用电小时安排，以及对用户拉闸限电和收取增容费等方式直接影响发电企业和用户的权益，同时利用调度专业性强的特点，规避政府监管和社会监督。三是影响政策法规的执行。国家的相关政策措施，如多放少、转让发电权、全额购买可再生能源等，都必须由电力调度来执行，否则很难执行。电网企业正是凭借强大的、不可替代的调度权来限制发电企业，垄断电力输配电权，以维持其独占电力交易的强势市场地位。(3)打破电网垄断的根本措施是剥离以调度职能为核心的行政垄断权力。综上所述，电力调度具有很强的产品属性，本质上是一项公共行政职能。目前电网企业拥有的很多行政垄断权力都是从调度职能中衍生或扩展而来的。隶属于电网的调度机构，自觉不自觉地成为电网企业牟利的工具，使得其所扮演的角色偏离了其公共职能的本质属性。事实上，正是由于电网企业承担了更多以调度为核心的公共职能，在电力规划和管理领域政府缺位和企业越位并存，在一定程度上导致我国电力行业一些重大问题缺乏客观的评价标准，无形中干扰甚至“绑架”了政府部门的权威决策，导致UHV交流电网该不该发展等争议悬而未决，电力发展周期性波动等积弊也没有得到很好解决。调度机构在电力市场中的作用类似于执法者，而电网企业是电力市场的一部分，有自己的利益。赋予电网调度权，相当于集运动员和裁判员的角色于一身，不利于电力市场的公平竞争和电力行业的健康发展。因此，电力调度权不应由电网企业控制，而应由政府主导。调度机构从电网中独立出来后，政府将得到一个专业、中立的助手，有利于提高我国电力规划和管理水平，促进电力市场的建设和运营。三。电网改革路径对比分析从目前各种研究提出的改革措施来看，打破电网垄断，建立电力市场大致有三种方案:一是输配分开，二是配电分开，三是独立调度。这三种方法各有利弊。选择三种方式中的一种，辅以政府对电力交易相关政策的调整，可以实现“多买多卖”电力的改革目标。但毫无疑问，这三种方法都有其局限性。输配分开，配电需要对电网的组织架构、资产和人员配置进行大“手术”。因为目前输配电和配电的功能接口还不是很清晰，技术上很难分开。更重要的是，分离后会增加权钱交易环节，将内部矛盾外部化，增加管理和交易成本；分离后也会因责任不清而存在电力安全等重大隐患。此外，受当前我国经济社会发展阶段、城乡区域差距等因素影响，工农城乡用电交叉补贴在较长时间内难以完全取消，过早分拨将使售电侧竞争公开化，导致交叉补贴难以操作，农村电网建设与居民用电不均衡的矛盾凸显，进而引发新的矛盾。电力调度独立不涉及电网组织结构的物理分离，是长期必须推进的改革措施。但现阶段由于电力市场建设刚刚起步，调度机构完全独立后，电网企业将不承担电力系统安全责任，调度机构尚未建立权威的运行体系，容易出现电网运行责任模糊、调度机构与电网企业在安全问题上相互推诿、电网利用率下降等问题，最终导致电力安全风险和系统成本增加。此外，调度独立后，输配电价、准许收益等新的管理模式难以一步到位，电网企业缺乏激励机制，会加剧改革的阻力和难度。总的来说，以上三种方式都是对现行电网运行方式的“休克疗法”式改变，对现有利益格局影响较大，改革风险和成本较高，不利于平稳过渡，也会使改革决策难以形成* * *认识，从而延缓改革进程。四。启动新一轮电改的建议综上所述，目前有关方面开出的电改“药方”存在一定缺陷，需要另辟蹊径。从现实可行性出发，为推动新一轮电改尽快顺利启动，权衡利弊后，建议采用“调度逐步分离”的方式，即实施渐进式系统调整的“硬件工程”与“软件工程”相结合的改革措施。“逐步分配”中的“硬件工程”是将电力交易机构从电网中分离出来。这是对电力调度独立性的一种改进和过渡措施。从国际经验看，由于电力行业历史沿革和体制改革路径的巨大差异，各国在电力市场中选择不同的交易、调度和输电模式。基本模式有三种:一种是独立系统运营商模式，调度机构和交易机构一体化，独立于输电公司，以美国ISO/RTO模式为代表，加拿大、澳大利亚、阿根廷也采用。第二种是输电系统运营商模式(TSO)，调度系统和输电公司是同一组织，电力市场交易由独立的交易机构处理，这种模式被大多数欧洲国家采用。因为这些国家的输配电业务已经分开，输电公司不参与电力的购销。因此，调度机构隶属于输电公司并不影响电力交易的公平性。三是调度机构、交易机构、输电公司独立模式，如巴西、俄罗斯。以上三种模式虽然不同，但有一个共同点，就是电力交易机构独立于电网企业。所有率先进行电力改革的国家都选择了这种组织结构，值得我们认真思考和借鉴。从我国的情况来看，电力交易功能是电力调度的主要功能之一。目前，省级和地区电网公司都有相对独立的电力交易机构。可以考虑分离出来，由政府部门直接领导和授权，负责电力市场规则的制定、竞价上网、合同执行、电费结算等职责。电力交易以外的电力调度职能仍由电网企业行使，主要从技术角度负责电力交易的安全检查。为适应我国区域和省级电力市场的现状，可在区域和省级分别建立独立的电力交易机构。省级交易机构负责省内电力交易，区域交易机构主要负责跨省电力交易。各省级电网公司可以“特殊大用户”(代表全省电力用户)身份参与区域电力市场购电，促进西电东送、北电南送等跨省资源优化配置。采用这种过渡模式的优势在于:一是为发电企业和用户搭建了统一便捷的直接交易平台，无需输配分离，有利于降低电网的市场控制力；二是不需要另起炉灶，电力市场建设和运营管理会有专业团队和“裁判员”；第三，电力交易机构独立于电网、电厂和用户，可以从组织和制度上保证电力市场竞争的公平、公正和透明。“渐进分配”中的“软件工程”，就是对现行的电力交易、购售电资格、电价进行制度性调整，改变相应的“游戏规则”，为“多买多卖”电力创造政策条件。主要实施以下政策调整:一是改变电网监管和绩效考核模式，逐步将目前电网从购销电价差价中获利的模式改为收取网费或核定准许收入的模式。二是政府对电网的服务、成本和价格进行严格监管，批准独立输配电价作为电网收取网费的依据和标准。地区电网和省级电网之间可以实行“对标”管理，按照先进水平制定“领跑者”输配电价标准，促进电网企业主动创新，提高技术管理水平，防止其获取过度垄断利润。三是根据电压等级和用电能力，大用户被迫分批与发电企业开启双边交易，电价由双方协商或政府组织统一竞价形成，中小用户暂维持目前电网统购统销的方式。同时，赋予所有批发电力企业和其他独立于省级电网的供电企业(主要向县级及县级以下农村用户供电，类似于国外配电公司)直接购电的权利，将电力市场开放和农村供电改革作为一个整体来考虑，避免因目前孤立解决农村电力系统问题的“单兵突击”而为未来建立统一的电力市场制造障碍。由于工业等大用户用电量约占总用电量的70%(其中批发电将达到80%以上)，实行双边交易后，这部分电力的电价将由市场形成，从而打通了发电和终端电价及时传导的通道，将解决困扰多年的煤电价格矛盾。居民、农业等中小用户可在保持电价相对稳定的前提下，通过实施阶梯电价制度，合理反映市场供求变化。上述改革实施后，电网企业的独家购售电特权自然消除。这使得电网企业失去了部分既得权利，但反过来又会形成新的“制度激励”，使其更加专注于输配电主业的管理，而不用担心发电企业和用户的利益，有利于从机制上提高电网运行和安全水平。上述“硬件工程”与“软件工程”相结合的改革方式，不需要拆分电网的物理结构，也避免了电力调度独立可能带来的安全隐患。总的来说，改革震动小，成本低，风险可控，是当前形势下推进电力体制改革重启的捷径选择。在此基础上，在改革中后期，根据电力发展需要和市场发育程度，可分步实施独立调度、输配分开、配售分开等改革，进一步挖掘电网企业细分管理、降低成本的潜力，逐步放开中小用户与发电企业的双边交易，实现发电和销售的充分竞争。值得注意的是，输配分开并不是目前打破电网垄断的必要条件，但其实施有利于培育多元化竞争对手，加强监管以降低电网运营成本。即使未来实行输配分开、输配分开，也要结合引入多元化投资者(如鼓励地方政府、民营资本、外资参与电力公司的分配)和售电市场同步实施竞争，才有改革的价值。如果分离后无法进行产权重构和市场竞争，则没有必要。反而会带来电网安全隐患，增加交易成本，留下类似厂网分离的后遗症。因此，目前不宜盲目仓促实施。相比之下，“渐次分调”的改革方式更显示出其实用性和操作性的优势。五、支持政府管理方式改革从以上分析可以看出，当前电力体制的主要矛盾和症结并不是电网本身的自然垄断，而是政府相关制度设计带来的行政垄断。因此，在落实电力交易机构独立性、建设竞争性电力市场的基础上，更重要的是改革政府自身电力管理的理念、内容和方式。当前应重点做好以下几个方面的工作:一是将本应由政府行使的电网规划、标准、电网准入等行政权力收归国有，避免出现政策缺位和管理“真空”，使电网回归企业的本来角色，不再承担行政职能，真正按照现代企业制度履行职责。二是规定并监督电网向所有用户和发电企业(包括分布式能源和自备电厂)公平、非歧视性开放，制定新能源、可再生能源和分布式能源的电能质量、并网标准、调度管理办法等相关规定，为其上网消纳和可持续发展提供良好的政策环境。第三，创造条件逐步放开可由市场竞争形成的电价，如上网电价、工商业用户销售电价等，让市场机制充分发挥作用。在过渡时期，政府定价的电价也应建立科学、合理、灵活的价格机制。第四，统筹电力建设并提前公布土地、环保、能效等准入标准，逐步有序放开新建发电项目市场准入，简化电力项目审批程序，让项目业主自主决策、自担风险，避免“跑马圈地”等恶性竞争。五是区分电力企业生产经营和公共服务职责，实行不同的考核方式。建立政府主导的电力普遍服务新机制，主要支付居民、农业生产和边远地区优惠用电等政策性和公益性支出，逐步减少交叉补贴，变隐性补贴为显性补贴。(作者就职于国家能源局，本文仅代表作者个人观点。)