如何打破電力體制改革的僵局

近年來，煤電矛盾日益激烈，局部“電荒”接連發生。社會各界對電力體制改革的討論很多，其中對電網企業打破壟斷、輸配分開、自主調度，實現電力市場競爭和電價市場化的呼聲很高。但也有人認為，上述改革觸目驚心，成本高昂，會危及供電安全，帶來壹系列難以預料的後果，不宜盲目推進。還有人認為，電力是關系中國經濟命脈和民生的基礎產業，電力系統不應照搬國外模式，而應加強國有資本控制和政府監管，甚至質疑2002年以來廠網分開的有效性和必要性。由於認識不同，電力體制改革陷入兩難境地。壹、當前電力改革的主要矛盾和任務從現實情況分析，目前我國電力體制最突出的矛盾是，電力市場中最重要的兩個主體，即發電企業(生產者)和電力用戶(消費者)，在制度上是“孤立的”，無法直接“見面”進行市場交易。發電市場的供應、成本變化和價格信號無法及時傳遞給用戶，用戶的需求信息無法直接反饋給發電企業，市場機制無法發揮作用，上網電價和銷售電價無法及時調整，電價水平和上下遊產品比價關系被人為扭曲。客觀影響是，壹方面，發電企業尤其是火電企業虧損嚴重，投資熱情不足，新增裝機減少，為未來缺電留下隱患。另壹方面，低電價助長了高耗能企業的過度發展(因為大量高耗能、低附加值產品出口，實質上是間接補貼吸引了國外用戶)，強化了粗放發展模式的慣性，使我國經濟社會發展難以轉方式、調結構。同時，居民和其他用戶因為電價低，沒有節能的壓力和動力。因此，當前電改的當務之急是創造條件建立“多買多賣”的電力格局，讓發電企業直接與用戶交易，通過競爭形成電價，電網企業只承擔輸配電職能，收取相應的網費。其現實意義在於，市場機制有了發揮作用的“舞臺”，煤價變動等成本變化可以及時反映到用戶側，可以為電力緊張時電價“走高”提供市場平臺和政策空間，避免用戶高價買不到電的尷尬，在電力過剩時及時降低電價讓利用戶，為從根本上解決煤電矛盾提供制度保障；能有效規範電力生產和消費行為，避免電力供需大起大落；可以克服政府電價受宏觀調控影響，價格調整滯後或不到位的局限性，也消除了信息不對稱帶來的公眾誤解或不滿。(1)電網壟斷的本質是自然壟斷和行政壟斷權力的交織。自然壟斷是指電網輸配電業務具有規模經濟、網絡經濟和範圍經濟的特征，具有成本的次可加性(獨家供應的成本低於多家供應商)。從經濟學原理來看，電網具有典型的自然壟斷特征。行政壟斷表現為電網企業在電力規劃、投資、價格、市場準入等方面擁有很大的決策權或影響力，擁有獨家的買賣電特許經營權，換言之，電網擁有獨家的市場控制權。上述行政壟斷權是從原不分政企的電力部和不分廠網的國家電力公司繼承而來的。2002年以來的電力體制改革並沒有削弱電網在這方面的力量。相反，隨著電網規模的擴大，跨省輸電的增加，以及提高電力系統安全性的需要，再加上政府相關政策、管理和監督的缺失，電網的行政壟斷權甚至得到了加強。從另壹個角度看，目前電網企業的壟斷地位，壹定程度上是政府的“不作為”和監管職能不到位造成的。電網企業借助自然壟斷地位擴大市場控制力，使自然壟斷和行政壟斷力相互交織、緊密結合，形成了目前電網企業在電力市場的主導地位，也引起了社會各界對電網企業的批評和誤解。通過理性分析不難發現，電網的自然壟斷是其客觀屬性，不應該也不可能被打破，因為即使輸配分開，也只是壹個大壟斷變成了幾個小壟斷，壟斷性質並沒有改變。依附於電網自然壟斷特性的準行政壟斷權，如市場準入權、標準制定權、獨家電力交易權、電費結算權等，是問題的癥結所在，也是需要改革的主要對象。政府應該抓住這個主要矛盾，把破解電網行政壟斷權作為新壹輪電力體制改革的突破口。(二)電網企業維護行政壟斷的主要工具是電力調度權。目前我國電力調度包括指揮、計劃、配置、接入、交易、信息、技術等七大功能。電網企業通過其下屬的電力調度機構行使相應的職權，在電力行業和市場中具有舉足輕重的影響。首先，它們組織和協調電力系統的運行，在電力安全中起著決定性的作用。二是主導各類市場主體的利益。目前，電廠與電網、廠與廠、企業與用戶、中央與地方、國有與民營外資企業之間存在多種利益博弈。電網企業可以通過調度，通過發電計劃和用電小時安排，以及對用戶拉閘限電和收取增容費等方式直接影響發電企業和用戶的權益，同時利用調度專業性強的特點，規避政府監管和社會監督。三是影響政策法規的執行。國家的相關政策措施，如多放少、轉讓發電權、全額購買可再生能源等，都必須由電力調度來執行，否則很難執行。電網企業正是憑借強大的、不可替代的調度權來限制發電企業，壟斷電力輸配電權，以維持其獨占電力交易的強勢市場地位。(3)打破電網壟斷的根本措施是剝離以調度職能為核心的行政壟斷權力。綜上所述，電力調度具有很強的產品屬性，本質上是壹項公共行政職能。目前電網企業擁有的很多行政壟斷權力都是從調度職能中衍生或擴展而來的。隸屬於電網的調度機構，自覺不自覺地成為電網企業牟利的工具，使得其所扮演的角色偏離了其公共職能的本質屬性。事實上，正是由於電網企業承擔了更多以調度為核心的公共職能，在電力規劃和管理領域政府缺位和企業越位並存，在壹定程度上導致我國電力行業壹些重大問題缺乏客觀的評價標準，無形中幹擾甚至“綁架”了政府部門的權威決策，導致UHV交流電網該不該發展等爭議懸而未決，電力發展周期性波動等積弊也沒有得到很好解決。調度機構在電力市場中的作用類似於執法者，而電網企業是電力市場的壹部分，有自己的利益。賦予電網調度權，相當於集運動員和裁判員的角色於壹身，不利於電力市場的公平競爭和電力行業的健康發展。因此，電力調度權不應由電網企業控制，而應由政府主導。調度機構從電網中獨立出來後，政府將得到壹個專業、中立的助手，有利於提高我國電力規劃和管理水平，促進電力市場的建設和運營。三。電網改革路徑對比分析從目前各種研究提出的改革措施來看，打破電網壟斷，建立電力市場大致有三種方案:壹是輸配分開，二是配電分開，三是獨立調度。這三種方法各有利弊。選擇三種方式中的壹種，輔以政府對電力交易相關政策的調整，可以實現“多買多賣”電力的改革目標。但毫無疑問，這三種方法都有其局限性。輸配分開，配電需要對電網的組織架構、資產和人員配置進行大“手術”。因為目前輸配電和配電的功能接口還不是很清晰，技術上很難分開。更重要的是，分離後會增加權錢交易環節，將內部矛盾外部化，增加管理和交易成本；分離後也會因責任不清而存在電力安全等重大隱患。此外，受當前我國經濟社會發展階段、城鄉區域差距等因素影響，工農城鄉用電交叉補貼在較長時間內難以完全取消，過早分撥將使售電側競爭公開化，導致交叉補貼難以操作，農村電網建設與居民用電不均衡的矛盾凸顯，進而引發新的矛盾。電力調度獨立不涉及電網組織結構的物理分離，是長期必須推進的改革措施。但現階段由於電力市場建設剛剛起步，調度機構完全獨立後，電網企業將不承擔電力系統安全責任，調度機構尚未建立權威的運行體系，容易出現電網運行責任模糊、調度機構與電網企業在安全問題上相互推諉、電網利用率下降等問題，最終導致電力安全風險和系統成本增加。此外，調度獨立後，輸配電價、準許收益等新的管理模式難以壹步到位，電網企業缺乏激勵機制，會加劇改革的阻力和難度。總的來說，以上三種方式都是對現行電網運行方式的“休克療法”式改變，對現有利益格局影響較大，改革風險和成本較高，不利於平穩過渡，也會使改革決策難以形成* * *認識，從而延緩改革進程。四。啟動新壹輪電改的建議綜上所述，目前有關方面開出的電改“藥方”存在壹定缺陷，需要另辟蹊徑。從現實可行性出發，為推動新壹輪電改盡快順利啟動，權衡利弊後，建議采用“調度逐步分離”的方式，即實施漸進式系統調整的“硬件工程”與“軟件工程”相結合的改革措施。“逐步分配”中的“硬件工程”是將電力交易機構從電網中分離出來。這是對電力調度獨立性的壹種改進和過渡措施。從國際經驗看，由於電力行業歷史沿革和體制改革路徑的巨大差異，各國在電力市場中選擇不同的交易、調度和輸電模式。基本模式有三種:壹種是獨立系統運營商模式，調度機構和交易機構壹體化，獨立於輸電公司，以美國ISO/RTO模式為代表，加拿大、澳大利亞、阿根廷也采用。第二種是輸電系統運營商模式(TSO)，調度系統和輸電公司是同壹組織，電力市場交易由獨立的交易機構處理，這種模式被大多數歐洲國家采用。因為這些國家的輸配電業務已經分開，輸電公司不參與電力的購銷。因此，調度機構隸屬於輸電公司並不影響電力交易的公平性。三是調度機構、交易機構、輸電公司獨立模式，如巴西、俄羅斯。以上三種模式雖然不同，但有壹個共同點，就是電力交易機構獨立於電網企業。所有率先進行電力改革的國家都選擇了這種組織結構，值得我們認真思考和借鑒。從我國的情況來看，電力交易功能是電力調度的主要功能之壹。目前，省級和地區電網公司都有相對獨立的電力交易機構。可以考慮分離出來，由政府部門直接領導和授權，負責電力市場規則的制定、競價上網、合同執行、電費結算等職責。電力交易以外的電力調度職能仍由電網企業行使，主要從技術角度負責電力交易的安全檢查。為適應我國區域和省級電力市場的現狀，可在區域和省級分別建立獨立的電力交易機構。省級交易機構負責省內電力交易，區域交易機構主要負責跨省電力交易。各省級電網公司可以“特殊大用戶”(代表全省電力用戶)身份參與區域電力市場購電，促進西電東送、北電南送等跨省資源優化配置。采用這種過渡模式的優勢在於:壹是為發電企業和用戶搭建了統壹便捷的直接交易平臺，無需輸配分離，有利於降低電網的市場控制力；二是不需要另起爐竈，電力市場建設和運營管理會有專業團隊和“裁判員”；第三，電力交易機構獨立於電網、電廠和用戶，可以從組織和制度上保證電力市場競爭的公平、公正和透明。“漸進分配”中的“軟件工程”，就是對現行的電力交易、購售電資格、電價進行制度性調整，改變相應的“遊戲規則”，為“多買多賣”電力創造政策條件。主要實施以下政策調整:壹是改變電網監管和績效考核模式，逐步將目前電網從購銷電價差價中獲利的模式改為收取網費或核定準許收入的模式。二是政府對電網的服務、成本和價格進行嚴格監管，批準獨立輸配電價作為電網收取網費的依據和標準。地區電網和省級電網之間可以實行“對標”管理，按照先進水平制定“領跑者”輸配電價標準，促進電網企業主動創新，提高技術管理水平，防止其獲取過度壟斷利潤。三是根據電壓等級和用電能力，大用戶被迫分批與發電企業開啟雙邊交易，電價由雙方協商或政府組織統壹競價形成，中小用戶暫維持目前電網統購統銷的方式。同時，賦予所有批發電力企業和其他獨立於省級電網的供電企業(主要向縣級及縣級以下農村用戶供電，類似於國外配電公司)直接購電的權利，將電力市場開放和農村供電改革作為壹個整體來考慮，避免因目前孤立解決農村電力系統問題的“單兵突擊”而為未來建立統壹的電力市場制造障礙。由於工業等大用戶用電量約占總用電量的70%(其中批發電將達到80%以上)，實行雙邊交易後，這部分電力的電價將由市場形成，從而打通了發電和終端電價及時傳導的通道，將解決困擾多年的煤電價格矛盾。居民、農業等中小用戶可在保持電價相對穩定的前提下，通過實施階梯電價制度，合理反映市場供求變化。上述改革實施後，電網企業的獨家購售電特權自然消除。這使得電網企業失去了部分既得權利，但反過來又會形成新的“制度激勵”，使其更加專註於輸配電主業的管理，而不用擔心發電企業和用戶的利益，有利於從機制上提高電網運行和安全水平。上述“硬件工程”與“軟件工程”相結合的改革方式，不需要拆分電網的物理結構，也避免了電力調度獨立可能帶來的安全隱患。總的來說，改革震動小，成本低，風險可控，是當前形勢下推進電力體制改革重啟的捷徑選擇。在此基礎上，在改革中後期，根據電力發展需要和市場發育程度，可分步實施獨立調度、輸配分開、配售分開等改革，進壹步挖掘電網企業細分管理、降低成本的潛力，逐步放開中小用戶與發電企業的雙邊交易，實現發電和銷售的充分競爭。值得註意的是，輸配分開並不是目前打破電網壟斷的必要條件，但其實施有利於培育多元化競爭對手，加強監管以降低電網運營成本。即使未來實行輸配分開、輸配分開，也要結合引入多元化投資者(如鼓勵地方政府、民營資本、外資參與電力公司的分配)和售電市場同步實施競爭，才有改革的價值。如果分離後無法進行產權重構和市場競爭，則沒有必要。反而會帶來電網安全隱患，增加交易成本，留下類似廠網分離的後遺癥。因此，目前不宜盲目倉促實施。相比之下，“漸次分調”的改革方式更顯示出其實用性和操作性的優勢。五、支持政府管理方式改革從以上分析可以看出，當前電力體制的主要矛盾和癥結並不是電網本身的自然壟斷，而是政府相關制度設計帶來的行政壟斷。因此，在落實電力交易機構獨立性、建設競爭性電力市場的基礎上，更重要的是改革政府自身電力管理的理念、內容和方式。當前應重點做好以下幾個方面的工作:壹是將本應由政府行使的電網規劃、標準、電網準入等行政權力收歸國有，避免出現政策缺位和管理“真空”，使電網回歸企業的本來角色，不再承擔行政職能，真正按照現代企業制度履行職責。二是規定並監督電網向所有用戶和發電企業(包括分布式能源和自備電廠)公平、非歧視性開放，制定新能源、可再生能源和分布式能源的電能質量、並網標準、調度管理辦法等相關規定，為其上網消納和可持續發展提供良好的政策環境。第三，創造條件逐步放開可由市場競爭形成的電價，如上網電價、工商業用戶銷售電價等，讓市場機制充分發揮作用。在過渡時期，政府定價的電價也應建立科學、合理、靈活的價格機制。第四，統籌電力建設並提前公布土地、環保、能效等準入標準，逐步有序放開新建發電項目市場準入，簡化電力項目審批程序，讓項目業主自主決策、自擔風險，避免“跑馬圈地”等惡性競爭。五是區分電力企業生產經營和公共服務職責，實行不同的考核方式。建立政府主導的電力普遍服務新機制，主要支付居民、農業生產和邊遠地區優惠用電等政策性和公益性支出，逐步減少交叉補貼，變隱性補貼為顯性補貼。(作者就職於國家能源局，本文僅代表作者個人觀點。)