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據權威部門透露，7月9日就從國辦批復的電價改革方案，伴同6月底發改委《電力廠網價格分離實施辦法》一起，作為對電價改革方針的細化，為電價改革制定了穩妥的框架。同時，也表明近期電價穩定趨勢將保持不變。
一位權威人士說，這一方案基本上圈定了電價改革的總體情況，包括近期目標和長期目標，過渡時期的電價形式，以及在實際推行中應該注意的問題。
據了解，近期目標總共有四個方面，第一，建立適度競爭的上網電價機制；第二，建立有利于電網健康發展的輸配電價格機制；第三，實現銷售電價與上網電價聯動，優化銷售電價結構；第四，在具備條件地區，合理制定輸配電價基礎上實行大用戶直供。長期目標主要體現在上網、輸、配、售電價分開；發電、售電價格由市場競爭形成；輸配電價格由政府制定；建立規范透明的電價管理制度。
在目前的推行中，要注重的是價格信號對投資的引導作用；電價改革與整個電改協調推進；循序漸進，搞好試點，分步實施；競價上網在供大于求情況下實施，確保電價平穩。
該人士透露，在過渡時期選定兩部制電價，意味著該時期的上網電價改革框架現在已經初步成型。容量電價由政府制定，原則上同網同價；電量電價競爭形成，競價方式可選，同區域電力市場應保持一致。
在實際推行中，總共有7個方面的要求：允許競價者采用差價合同等規避風險；現貨市場出現大幅波動可制定最高和最低限價；競價初期可對價格進行適當調控；固定回報外資企業盡量按新體制運行；擱淺成本通過企業重組和存量變現解決；原電網內部核算企業執行臨時電價；競價前嚴格按照價格部門定價執行。
摘 要 自從我國改革開放以來，電力體制已經有了翻天覆地的變化。但是從長遠來看，我國電力體制的改革任重而道遠，還需要不斷的深入探索。本文對中國電力體制改革當前面臨的主要問題進行了簡單的博弈剖析，初步提出了深化中國電力企業改革的對策建議，并提出了要想切實實施這一改革對策：就是必須實現中國電力工業以市場機制調控市場，配置資源，以政府間接調控、依法監管取代直接干預的最終目標。
關鍵詞 電力體制 電力企業 博弈
一、我國電力體制改革對發電企業發展的初步成果
（一）電力產業組織結構的改變有利于發展我國經濟
2002年12月，我國成立了11家新的電力企業集團，這些電力企業集團是由原國家電力公司重組分拆的；2002-2006年，年發電裝機和發電量增長率均達到13.2％和13.7％，僅用不到四年的時間就扭轉了我國大面積區域缺電的局面；2003年底，按照我國電力體制改革所規定的要求，國家電網公司所屬東北區、華東區、華中區、西北區、華北區五個區域電網公司進行了重組，以各個區域電網公司為運營主體的輸電運營框架逐漸形成。自從成立南方電網公司后，其積極組織省與省之間的交易，有力地保障了廣東省電力供應，同時也拉動了貴州、云南等西部地區電力建設和經濟發展。
（二）電力管理體制改革有了新的突破
2003年3月，國家電力監管委員會正式掛牌，這標志著適應社會主義市場經濟要求的電力管理體制框架的雛形開始形成；2006年，我國電力市場建設穩步向前推進，開始建立了市場配置電力資源的有效機構。華北區域、西北區域、華中區域的市場建設方案框架已經明確；2006年11月，廣東省臺山市直購電試點工作簽約啟動，年直購電量2億kWh，大用戶向電力企業直接購電試點工作早已開始積極推進。實踐證明區域電力市場發揮了市場配置資源的基礎性作用，促進了我國發電企業降低成本和提高效率。
（三）電力價格、投資改革穩步推進
2003年7月，國務院批復了《電價改革方案》。2005年5月1日，《電力監管條例》正式頒布施行。《電網調度管理條例》、《電力供應與使用條例》及《電力設施保護條例》的修訂工作已經啟動。適應電力市場化需要的電力法規體系逐步完善，為全面深化電力市場化改革創造了條件。
二、我國電力體制對發電企業發展的束縛
（一）電力壟斷的局面未從根本上得以改變
雖然2002年底，原國家電力公司拆分重組為國家級大型發電集團和國家級電網公司,其中包括五個國家級大型發電集團，兩個國家級電網公司，但是，我國電力壟斷局面并沒有因此消失，只是從單一型壟斷變為了寡頭型壟斷，同時形成了兩大電網公司相互盲目攀比的情況，這樣的后果會使電力企業不顧自身的經濟效益和社會效益，盲目的投巨資建設特高壓等級電網，重組后，五大發電集團爭相在全國建電廠，造成了我國電力市場混亂的競爭局面。
（二）電力行業主輔分離政策實施效果不樂觀
從表面上來看，我國電力企業主輔分離似乎已取得一定的進展，輔業基本上以獨立法人的形式出現，主業人員與輔業人員基本上是分離狀態。但是，從本質上來看，我國電力系統企業關聯交易不但沒去除，反而被繼續強化了，嚴重妨礙了我國電力建設施工市場的公平競爭秩序，加大我國電力的經營成本，用電價格不斷上漲，直接損害了我國廣大電力消費者的利益。我國電力輔業很大程度上受制于電力主業，是電力主業企業員工收入的來源之一，一部分主業的經營成本，經過輔業轉移，變為電力員工的個人福利。
（三）我國用電價格形成機制存在爭議
我國電力價格一直沿用過去計劃經濟年代的計價模式，由我國政府物價管理部門通過綜合測算發電、輸電和供電的成本，以電力機組為單元對各電廠上網電價和各省區電網銷售電價進行相關的統計和審批。用電價格水平完全由少數人人為控制，沒有直接很好的反映出市場供需形勢和生產企業的供應成本，最后導致國家宏觀調控政策失靈，調整了電價煤價就漲，再調電價煤價又漲，周而復始，循環往復，我國電力企業的生產成本成了一個巨大的無底洞。雖然我國電價管理部門和電力監管部門都在大力改進輸電、配電成本分開測算的方法，但由于測算方法各有不同，難以統一，電力的利益格局被電力企業集團左右，因此，此項工作進展十分緩慢，短期內難以在全國的電價管理工作中予以實施。
三、深化我國電力體制改革，促進電力企業發展的對策建議
（一）堅持我國電力體制向市場化改革
縱觀當今世界政治經濟局勢，我國堅定地選擇了建立社會主義市場經濟體系的改革方向。電力體制改革作為我國經濟體制改革重要的一部分，必須要與經濟體制改革同步進行，以科學發展觀統領大局，以建立和諧電力、環保電力為目標。《電力體制改革方案》出臺實施到今天，經歷了南方冰雪災害、汶川大地震，以及2003 年以來全國電力供應緊張等困擾，面對困難，是否能堅持電力體制市場化改革方向成為我們電力工作者必須做出的重大決擇。
（二）加快電力體制改革的步伐
從過去5年的實踐經驗來看，《電力體制改革方案》確定的我國電力改革的方向，闡明了深化我國電力體制改革的首要任務：以最快的速度處理廠網分開的遺留問題，逐步推進電網企業主輔分離改革；加快我國電力市場建設任務，構建符合我國國情、開放有序的電力市場體系；繼續深化我國電力企業改革，逐步理順電價機制等。現在，我國電力改革必須抓住有利時機，根據制度經濟學的觀點，任何體制都有自我強化的“路徑依賴性”特點。因此，我國電力體制改革的成本將隨著時間的推移而愈來愈大。因此，我國電力體制改革宜早不宜遲，否則改革的成本和代價將不斷加大。
參考文獻：
[1]王永干,劉寶華.國外電力工業體制與改革.中國電力出版社.2001.1.
不過，一位知情人士稱，正在完善中的水電價格形成機制進展緩慢，近期難以出臺。
據介紹，新機制難產主要是因為利益訴求不同所致——地方政府希望延續低水電價格，支持當地經濟發展；發電企業希望上調電價提高收益；中央政府從生態保護的角度也想改變水電價格機制。
地方想維持低電價
2013年5月，國務院常務會議提出，要出善水電上網價格，形成機制改革方案，作為資源性產品價格改革的要點之一。
目前，我國對水電價格實行“一廠一價”、“一站一批”的定價方法，即根據每個水電站的成本核定水電上網價格，生態補償和環境保護并沒有納入成本考慮，造成水電價格普遍低于火電價格。
按照國家發改委正在擬議的水電價格新機制方案之一，水電上網電價將參照消納地平均上網電價核定。
這意味著現行按投資額及發電量等因素成本綜合加成的定價方式將會轉變為參照電力消納地（區域）平均上網電價水平核定水電上網電價，核定后的電價將隨消納地平均電價調整而調整。
但是，在水電的大盤子中，還包括地方政府和發電企業。國電集團副總經理謝長軍說，發電企業想提高上網電價，目前移民問題支出大幅增加了企業投資，電價卻維持著以往水平，水電的效益普遍不好。
地方政府從經濟發展角度考慮，希望維持低電價，吸引投資發展工業，甚至高耗能產業。一位地方官員稱，除了吸引投資發展經濟，水電站本身也能帶動地方投資，改善經濟狀況。
上述企業人士認為，地方更加愿意維持水電低價，對上調水電價格態度曖昧，造成水電價格新機制遲遲難以推出，未來也不樂觀。
企業在非主要河流上建水電站的核準權，已經下放給地方投資主管部門，地方政府的籌碼也將增加，水電價格形成機制的推出更加復雜。
企業投資積極性不高
在2013年7月舉行的中國清潔能源電力峰會上，國電集團副總經理謝長軍認為，水電開發受到移民投資增加、電價低、效益不好的影響，企業的投資積極性不高，呼吁實現同網同價。
據了解，目前水電裝機規模不斷提高，增速明顯。原因在于水電站的選址資源稀缺，作為清潔電力，也在國家支持范圍內，所以投資還在增加。
水電裝機集中在西南、中部諸省，四川水電裝機占到該省總裝機的70%左右。作為全國政協委員、四川電力公司總經理王抒祥在今年“兩會”間提議加強建設特高壓輸電設施，便利川電外送。同時，應架設疆電入川的輸電線路，以新疆火電調劑四川水電。
不過，受到特高壓爭論不休的影響，特高壓建設滯后。以四川、云南等省為代表的西部水電資源豐富地區的水電利用情況不容樂觀。
國家能源局原局長張國寶曾公開表示，2012年水電“被棄”電量在100億～200億千瓦時。
健全水電氣價改制度
在保障群眾基本生活需求的前提下，建立健全居民生活用電、用水、用氣等階梯價格制度，出善水電上網價格形成機制改革方案。
解讀：隨著我國資源消費總量的不斷增加，推行資源產品階梯價格制度成為迫切的選擇。2012年7月1日，階梯電價率先在全國范圍內實施，截至2012年8月7日，全國29個試行居民階梯電價的省區市均已對外公布執行方案，九成提高了首檔電量標準。階梯水價、階梯氣價雖然還沒有在全國實施，湖南、河南等地已經開始試點施行。
廈門大學中國能源經濟研究中心主任林伯強表示，目前我國水電價格采取的是成本加成定價方式，不能反映出市場需求和清潔能源的優勢，完善水電上網價格形成機制改革方案，有利于使水電價格更加市場化，同時體現出作為清潔能源的優勢。
鐵路投融資改革方案年內出臺
今年將形成鐵路投融資體制改革方案，支線鐵路、城際鐵路、資源開發性鐵路所有權、經營權將率先向社會資本開放，并引導社會資本投資既有干線鐵路。
解讀：國務院發展研究中心副主任劉世錦表示，鐵路方面的改革是否會成功的標志之一，是看外部投資者能不能、愿意不愿意進入。據了解，鐵道部門近年投資規模迅速膨脹，但其融資渠道卻主要限于銀行貸款和鐵路債券，鐵路部門面臨著高負債率和低盈利的現狀。在北京交通大學經濟管理學院教授趙堅看來，鐵道部政企分開后形成的依然是一個高度壟斷的鐵路公司，在此前提下形成的鐵路投融資體制改革方案將難以觸及鐵路市場化改革最根本的問題。
加快制定政府購買服務指導意見
制定實施嚴控新設行政許可和規范非許可審批項目的措施，加快出臺政府向社會組織購買服務的指導意見。
解讀：據了解，北京在國內較早嘗試政府購買公共服務。從2010年起，北京市社會建設工作領導小組每年都利用社會建設專項資金，向社會組織購買社會公共服務。2010年市財政出資4000多萬元，購買了近300項社會組織服務；2011年，這份專項資金提高到5000萬元，支持了363個社會組織服務項目。
社科院勞動和社會保障研究中心主任張車偉表示，政府不可能直接承辦或提供所有服務，通過向社會組織購買服務，不失為解決社保、養老問題的一個好方式。同時，可以有效促進政府職能轉變、加快建設服務政府、增強政府的社會管理能力，提高公共服務的效率與質量。
研究新型城鎮化中長期發展規劃
今年將圍繞提高城鎮化質量、推進人的城鎮化，研究新型城鎮化中長期發展規劃。出臺居住證管理辦法，分類推進戶籍制度改革，完善相關公共服務及社會保障制度等。
解讀：國家發改委規劃司副司長袁喜祿表示，城鎮化發展規劃有望在上半年推出。該規劃將涉及全國20多個城市群、180多個地級以上城市和1萬多個城鎮的建設。有分析指出，這20多個城市群中，依照規劃通過城際軌道和都市圈鐵路連接帶動城市間發展將成為發展戰略。城鎮化在人口管理方面的政策進展也備受關注。公安部副部長黃明此前透露，《居住證管理辦法》已經上報國務院，居住證制度將使長期在城市工作并連續居住、參加社會保險的流動人口公平公正有序落戶。
人民幣資本項目兌換方案將出爐
穩步推出利率匯率市場化改革措施，提出人民幣資本項目可兌換的操作方案。
解讀：盡管人民幣國際化和“雙率”的市場化是我國近年努力推進的重點金融工作，但此前無論是國務院還是央行都沒有對這兩項工作的推進進程給出具體時間表。分析人士認為，此次國務院常務會議要求提出人民幣資本項目可兌換方案，這也意味著年內人民幣資本項目可兌換的具體方案有望出爐。
不過，在業界看來，目前推進人民幣資本項目的可兌換當務之急是防范熱錢帶來的沖擊。在境外熱錢推動下，人民幣近期連創新高，對我國外貿形勢造成了不少壓力。專家預計，一旦實現人民幣資本項目自由兌換，將為國際熱錢進入中國打開綠燈，如何防范由此帶來的風險也是即將出臺的操作方案不得不考慮的現實難題。
股民權益保護上升至國家層面
要建立個人投資者境外投資制度，制定投資者尤其是中小投資者權益保護相關政策。
解讀：這被市場認為具有重大的積極意義。A股市場的股民權益維護一直備受各方詬病，此前證監會雖明確表態要加強股民權益保護，但這一表態仍長期停留于“只打雷不下雨”的狀態。此次國務院常務會議提出這一要求，無疑也將股民權益維護上升至國家層面，這在此前較為罕見。
分析人士預計，在國務院的明確要求之下，今年的股民維權局面有望獲得較大實質性突破，這也是億萬投資者的急切期待。而在開放個人境外投資方面，個人境外投資制度早在去年溫州、深圳等地率先開啟的金融改革中開始試點，預計今年試點范圍可能會擴大。
“看得見、摸得著”的經濟體制改革讓人振奮
之所以說九項經濟體制改革內容讓人“看得見、摸得著”，皆因為都是提煉于基層百姓最基本的需求，同時又是國家在這個時展的必經路徑。總理曾在履新之初表示，要讓政府伸向市場的手縮回來，市場能辦的事情政府絕不插手干預；此次會議，決定再取消和下放62項行政審批事項，制定實施嚴控新設行政許可和規范非許可審批項目的措施。對市場放權，而對政府壓縮行政空間，使得政府能發揮好自己“服務者”的身份，用硬性規定來約束自己權力的膨脹，這將加大市場積極自主的流通性。
在城鎮化改革牽動著城市和農村之間的人口流動，不解決“人”的問題，城鎮化的質量和意義就要大打折扣。而此次會議把分類推進戶籍制度改革、完善相關公共服務及社會保障制度等相關內容擺在首要位置對待，是讓城鎮化進程中“人”的合法權益得到充分保障。這也將助力城鎮化中長期發展規劃，讓改革重點落地有聲。
近日，有關國家電網公司一拆為五的改革方案在坊間流傳。盡管國家電網公司稱，國家發改委深化2013年經濟體制改革征求意見稿中，并沒有拆分國家電網的內容，但“拆分國家電網的消息表明了一種社會輿論的走勢。”一位電力行業的資深人士表示。
記者在國家能源局采訪時得到的消息是，目前新國家能源局的重組只確定了高層人選，各司處的設置還沒有確定。有關國家電力體制改革的問題，要等到國家能源局重組完成后才有定論。
掃清障礙？
在吳新雄任職不到兩年的時間里，電監會連發了多份有關電力交易與市場秩序監管、供電監管以及市場準入監管等一系列報告。這些報告直面電網壟斷、企業間利益沖突等矛盾和問題。
“只有深化電力體制改革，電監會才有干事創業的更好舞臺和平臺。”在2012年電力監管年中工作會議上，吳新雄提出了“以改革促監管，以監管促改革”的基本思路，把“建立和完善電力市場體制機制”作為電監會推進電力體制改革的著力點和切入點。
吳在職期間，電監會組織研究了“十二五”電力改革頂層設計和實施路徑，提出了“十二五”深化電力改革的操作方案，并形成了階段性成果報告。吳也因此被業內認為是改革的代表人物。然而，電改并沒有像吳新雄預想的那么順利。
“據我了解，確實有很多人覺得，如果不動國家電網，電力改革就推不下去。” 上述電力行業的資深人士說。
國家電網掌門人劉振亞素有“鐵腕人物”之稱，在外界看來，電力快速發展，劉振業有首功，電改10年未動，也與劉的鐵腕有關。劉振亞一直堅持輸配一體化、調度和電網一體化的觀點。他曾表示，電力改革不能走部分國家以全面拆分和私有化為導向的“破碎式”改革道路，而是要維護國有經濟在電力工業中的主導地位，培育具有規模優勢和國際競爭力的電力企業。
劉振亞認為，目前國家的電力體制可以最大限度地降低電力系統瓦解和大面積停電的風險，實施輸配電網結構分拆反而會帶來效率損失，中國若實行輸配分開將增加成本600億至1800億元。
“把運營權下放到各個區域電網公司，是拆分國網的本質。”一位曾參與電力改革的電力行業人士對《財經國家周刊》表示，拆分國家電網，實際上就是落實了2002年的電力改革方案。
上述曾參與電力改革的電力行業人士說，按照“5號文”設計，國家電網是原國家電力公司管理的電網資產出資人代表，負責區域電網間電力交易、調度和事務協調，參與投資、建設和經營相關跨區域輸變電和聯網工程，受國家有關部門委托協助制定電網發展規劃。
當時的設計是，國家電網公司作為母公司控股五個子公司，各子公司是獨立運營的企業。由于當時國家電力公司堅決反對，只把南方電網公司獨立出去，其他四大區域電網公司繼續保留，原則上運營權在區域電網公司。然而，國家電網公司成立后，逐步把各個區域電網公司變成了分部，他們不再是獨立運營的主體。同時，國家電網公司把各省電力公司的干部任命、經濟核算等權力上收，相當于國網總部直管各省公司。
“拆分的真正意義在于多個主體可以互相競爭，就像現在的五大發電集團一樣。盡管五大發電集團都是國企，但在清潔能源發展、裝機容量、降低煤耗等方面都在競爭。”五大發電集團之一的一位負責人表示，國家電網分拆后，政府的發言權就增強了，電網間也有了競爭，發電企業的投資方向、電廠選址等都可以比較，這個區域的電網不好，可以去另外一個區域建廠，而現在，我們沒有選擇。區域電網分開后，即使輸配暫時不分開，也可以對電網的建設和發展起到很大的作用。
改革時機
力推電力體制改革的電監會主導國家能源局重組，給10年未能完成的電力體制改革帶來了新的機遇。
在今年兩會期間，電改的呼聲也日漸高漲。尤其是電力行業的兩位重量級人物――全國政協委員、中國電力國際有限公司董事長李小琳，全國政協委員、電監會副主席王禹民的建言，掀起了新一輪電改的熱潮。
在李小琳的提案中明確提出，購售電應逐步放開，增加電廠、用戶的選擇權和議價權，實現電能買賣從管制壟斷型向競爭服務型轉變；成立各級購售電服務公司，提供過渡期內的購電服務，成立獨立的電力交易中心；出立輸配電價；實施容量、電量和輔助服務三部制的電價機制，建立相應的容量、電量和輔助服務市場……
李小琳的提案內容幾乎涵蓋了電力體制改革的所有重點和難點問題。
而王禹民則表示，電改“最難啃的骨頭”在于電價形成機制改革。目前的現狀是上網電價已經獨立，但輸電、配電、售電仍然一體化。如果上網電價和輸配電售電環節電價不變，價格就不能疏導出去。電價形成機制改革，應在體制和機制上雙重突破，簡單地說，就是輸電的不賣電，即由政府制定出立的輸配電價，電網企業負責把電網這條“公路”建好，按輸配電價收取“過路費”，用于電網投資建設和維護。
政企分開、調度獨立是電改的另一個難點。“國家電網公司改革的關鍵是要政企分開，把政府職能、社會管理職能和經營職能分開。”一位電力行業的資深人士說，國家電網公司既有政府職能又是企業性質，要防止其利用社會管理職能謀利，其中最典型的就是電力調度。
原國家電監會副主席邵秉仁也提出，電力調度中心應當獨立，可以在新成立的政府管理機構下設一個全國電力調度中心，其分支機構負責每一個區域的電力調度。這樣，既有利于解決調度公平問題，也有利于新能源的接入，并有利于各個區域根據其自身的區域特點發展出自己的模式。
中國電力工業改革，最早是為解決缺電的難題而開始的。
1978年之前，全國經歷了十幾年的長期缺電局面，各省(區)市大城市的企業經常停三開四，拉閘限電。經電力部調查1978年全國缺電1000萬千瓦，缺電原因就是缺乏投資。當時電力仍由國家制定計劃、立項撥款，電力部一家獨辦。“一家辦電”，“多家用電”各省(區)市爭搶總量不大的“電力蛋糕”。
在此情況下，國家計委建議中央和地方合作辦電，實行“誰投資，誰用電，誰受益”的辦法。1981年山東龍口電廠一期2臺10萬千瓦機組開工建設，總投資2.05億元。中央和地方各出部分投資，中央投資從國家計劃內解決，地方投資從地方全民企業、鄉鎮企業、生產大隊分年集資。
龍口電廠開工是中國電力工業發展史上具有開創意義的一件大事，它打破了電力部門獨家辦電，實行中央和地方合作辦電，并且初步試探了股份制辦電。自2003年以后，江蘇諫壁，上海閘北以及其他省(區)市相繼仿效，從合作辦火電，到合作力冰電，如廣西巖灘、湖北清江、四川二灘、云南漫灣等大型水電站都采取中央、地方合資辦電方式。
1983年水電部根據中央指示，召開農村電氣化試點縣座談會，國務院批轉了水電部“關于積極發展小水電建設中國式農村電氣化試點縣的報告”。
之后，全國縣以下用電量從1978年的242億千瓦時，增長到1998年的4599億千瓦時。20年農村用電增長19倍。1998年6月前全國約2400個縣，其中760個縣級電力企業由中央電力部門直管直供，1040個地方所屬縣級供電企業由省級電力公司采取躉售方式供電，其余600個縣級電力企業是地方自建、自管、自供、枯水期從大電網補充供電的、以小水電為主的供電企業。這次會議形成了以地方為主發展農村電氣化事業的模式和政策措施。
改革方向之爭
1978年之前，電力經營實行統收統支政策，即經營收入上繳國家財政、基本建設及維持簡單再生產的支出由層層編制生產基本建設計劃、逐級進行審批調撥。從建國以來到1978年一直實行低廉的銷售電價，中央、省(市)區各級電力部門都稱不上是有自主經營、自我發展、自我改造能力的企業。1978年后經過放權讓利，承包經營，下放企業自的改革后，各級電力企業才逐步獲得活力。
1978年以來，電價改革主要出臺了三項改革措施：一是實行“新電新價”，1985年6月國務院批轉國家經委“關于鼓勵集資辦電，實行多種電價的暫時規定”，對集資新建自的電力項目實行還本付息的原則核定電價水平，打破了單一的電價模式，培育了按照市場規律定價的機制；二是出臺了“二分錢”的電力建設基金，為各省(區)市地方電力企業擴大再生產提供了穩定的資金渠道；三是實行“燃運加價、煤電聯動”，隨著燃料、運輸價格上升相應提高上網電價，2003年國務院又批準了國家發展改革委制定的“電價改革方案”，方案中規定配合電力體制改革將逐步推行發、輸、配、售電價四個環節的電價形成機制和電價管理原則，為電力工業市場化改革奠定了基礎。
1987年7月國務院負責人在“全國電力體制改革座談會”上提出“政企分開，省為實體，集資辦電，聯合電網，統一調度”的電力體制改革20字方針，強調為了解決缺電，在中國以各省(區)市為主體發展經濟的情況下，以省(公司)為實體，有利于加快電力建設。同時，電網是跨省的，跨省電網采取聯合電網方式，便于“同舟共濟、團結治網”。跨省電網和省電網都要成為各種所有制、各種不同形式電網的聯合體。而電網仍要維持統一調度，分級管理的體制。
1989－1991年，中國五大區域電力公司除東北成立電力總公司外，華東、華北、華中、西北四大區域電力公司都通過各區域電網領導小組的討論，決定成立區域電力聯合公司，確定了區域電力公司和各省(區)市電力公司都為公司法人實體，并且實行在區域聯合電網內水、火互擠、互通有無，削峰填谷、互為備用、穩定頻率，安全供電等“同舟共濟、團結治網”的管理模式。
1997年國務院發出通知組建國家電力公司，通知規定：“國家電力公司是國家授權的投資主體及資產經營主體，是經營區送電的經濟實體和統一管理國家電網的企業法人。國家電力公司不是一個行政性公司，而是一個以資產為紐帶，按現代企業制度組建的一家大型國有公司。”
國家電力公司組建后，電力部隨之撤銷。而國家電力公司新任領導，卻不是遵照國務院的要求去辦企業的。同家電力公司強調電力工業具有“自然壟斷”特性，不僅要對電網、骨干電廠、調峰調頻電廠都要“管住”，而且還要對核電、天然氣及新能源都要“管住”，“管住”了安全才不出問題；還強調對電網實行四統一，即：“統一規劃、統一建設、統一調度，統一管理”，電網經營企業要“集市場單一購賣者、市場交易中心，生產調度中心為一體”等等，回復到改革前電力工業部“集中、垂直、一體化”的壟斷管理體系，國務院的通知成為一紙空文。
20世紀末21世紀初，電力工業大戰環境發生了明顯變化，一是集資辦電發展迅速，二是國家電力公司統一管理電網，又有直屬發電廠在電網調度上偏重直屬，輕視非直屬，廣大地方電力企業要求在電量、電價、電費上給予“公平、公正、公開”待遇。
中央要求改革的總體目標是：“打破壟斷，引入競爭，提高效率，降低成本，健全電價機制，優化資源配置，促進電力發展，促進全國聯網，構建政府監督下的政企分開，公平競爭，開放有序，健康發展的市場體系。”
根據中央的要求，從2000年開始到2002年，“電力體制改革方案”在國家發改委牽頭下，廣泛征求電力系統內外人士的意見，醞釀了整整兩年。而電力系統卻認為：電力行業是壟斷行業，電力生產運行特性是“發、輸、配一體運行，產、供、銷同時完成”，擔心改革影響電網安全穩定運行，因此，電力工業需要集中管理……等等。
2002年初，國務院常務會議討論，最終才通過了“電力體制改革方案”，自當年3月正式公布施行，電力工業進入了市場化改革的新時期。
重發輕供不管用
從2003年到2008年，“電力體制改革方案”頒布施行已經5年，5年內重組了國家電力公司，成立國家電網公司，南方電網公司，五大發電集剛公司和四大輔業集團公司，共11個集團公司。2003年成立國家電力監督管理委員會和頒布了“電力監管條例”。
但是改革并不足一帆風順的，電網企業
主輔分離、主“多”分離的改革滯后；電網輸配分開及農電體制改革停滯不前；電價改革仍需要積極推進。
中國是發展中國家，面對長期缺電瓶頸，在電力發展上卻一直存再“重發輕供不管用”的問題。在電網建設上，則更加朝著遠距離、超高壓乃至特高壓輸電方向發展，電網結構特別是受端系統和廣大農村電網規劃建設十分滯后，城市配網和農網建設更是遠遠落后于主網建設，歷史欠賬甚多。
在管理體制上，追求直管、代管、控股，而缺乏真誠幫助、扶植農村電網的思想。對于大電網、大城市一旦發生停電，固然應該十分重視，緊急組織搶修保電，而對農村停電有時甚至十天半月沒有及時修復的問題卻長期忽略，并且這種事件并不鮮見。
事實上，國有大中型電力企業都應該要堅持公用事業性質，堅持“以人為本”的理念，不能利用壟斷地位侵占國有資產，轉移國企利潤，更不能在壟斷條件下“私有化”發電企業和電網企業。而對待地方電力企業，則不能采取壓制的辦法，廉價購電、高價賣電、殺價收購小水電和地方電網、謀取小集剛利益的這些行為，需要被明令禁止。
從上世紀90年代起，各省(區)市陸續建立地方電力、能源、建設投資公司，形成地方辦電的生力軍。30年電力工業改革開放的歷史就是打破獨家辦電、實行投資主體多元化的歷史。30年歷史證明電廠可以大家辦，尤其是廠網分開后，五大電力集團和眾多地方投資企業合作興辦電廠互相參股、控股，按“公司法”組成有限責任公司或股份有限公司，正在走向現代企業制度。拖后腿的電網問題
既然電廠可以大家辦，電網為什么不能按股份制的辦法大家來辦呢?目前，電網發展嚴重滯后于電源發展，其原因是電網仍沒有打破一家獨辦的局面。
廠網分開后，電源投資主體猛增，從2002年－2006年，電源年投資額從747億元，增加到3122億元，平均增長高達43％，而同期電網投資從1578億元增加到2106億元，年均增長僅8％。
目前，電網公司是一家擁有1.3萬億巨額國有資產的獨資企業，名義上是所謂的“集團化運作，集約化經營，精細化管理”，但實質是傳統的“集中、垂直、一體化”高度壟斷的管理體制。從上到下，各級電網企業都沒有進行現代化企業制度改造，因此大小腐敗案件不斷產生，缺乏有效監督。
因此，需要按照發電廠實行現代企業制度的經驗，按照國務院文件所確定的改革方針和步驟對國家電網公司、區域電網公司、各省(區)市電力公司和縣級供電企業逐級進行現代企業制度的改造。
對電力企業進行現代企業制度改造是中央和國務院的既定方針，多元投資主體集資、合資、互相控股、參股辦電、客觀上需要按照公司法組成股份制公司。而對電網公司來說，為了扭轉電網發展滯后局面，勢必也要實行多元化投資主體集資、合資、互相控股、參股辦網，堅持“一家辦網，一家管網”，已經走進死胡同，電網滯后局面永遠擺脫不了的。
因此，對國家電網公司、區域電網公司到各省(區)市電力公司、縣一級電力公司企業實行現代企業制度改造，是一項必須進行的改革措施。
30年改革特別是廠網分開的改革，證明電力體制改革和電力運行特性可以得到完美的結合。擔心改革是否會把電力系統搞亂，影響電網安全穩定運行的疑慮可以完全打消。全世界多數國家的發、輸、配、售電力企業，有眾多投資主體主要是私營企業組成，他們都是分開管理經營的。
關鍵詞:上網電價；自然壟斷；政府規制
一、我國電力行業的“五加二”格局
隨著我國電力行業的改組，發電企業和電網企業實行 “廠網分開，競價上網”，原國家電力公司擁有的發電資產改組為規模大致相當的五個獨立的發電企業、兩家電網公司和四家輔業集團公司。五個發電企業分別是中國華能集團公司、中國大唐集團公司、中國華電集團公司、中國國電集團公司、中國電力投資集團公司。兩家電網公司分別是國家電網公司和南方電網公司，國家電網公司作為原國家電力公司管理的電網資產出資人代表，按國有獨資形式設置，管理除南方電網公司以外的原國家電力公司管理的所有電網資產。這就是所謂的“五加二”格局。五家發電公司的主要職能是從事電源的投資、建設、經營和管理，組織電力的生產和銷售。兩家電網公司的經營范圍主要是從事電力銷售的業務，負責所管轄各區域電網之間的電力交易和調度，參與投資、建設和經營相關的跨區域輸變電和聯網工程等。之所以形成“五加二”的格局，其目的就是在五家發電公司之間和兩家電網公司之間的業務形成競爭。
二、我國電價定價機制的形成和演變
1995年以來，受國內經濟高速發展和宏觀調控政策雙重的影響，一些地區在部分時間段出現了電力供大于求的情況。此時，以個別成本為基礎定價的還本付息電價政策顯示出了弊端。隨著電力項目造價的不斷提高，“八五”期間的發電機組平均造價比“七五”提高了約一倍。小火電盲目發展，劣化了資源配置。電價節節攀升，90年代中后期新投產機組的平均上網電價己超過每千瓦時0.4元。為改變成本無約束、價格無控制的狀況，國家適時調整電價政策。
1996年國家計委規定對地方指導性電價實行提價申報制度，并于1996年調整了各地的指令性目錄電價和地方指導性電價，同時在推行統一銷售電價制度和峰谷分時電價制度方面作了大量的工作。1997年的電價調整方案中，燃運加價由按總量改為按單耗計算，并要求電力企業消化30%。新建電力項目的發電成本，由按個別成本改為按平均成本核定。繼續推行統一銷售電價制度，全國2/3的地區指令性與指導性電價并軌，執行統一的目錄電價。取消了一切價外亂加價和亂收費，到目前為止只保留了三峽工程建設基金和城市公用事業附加等少數經過國務院批準的收費項目。1998年，以經營期電價政策取代還本付息電價政策。這一政策主要是將按電力項目還貸期還本付息需要定價，改為按社會平均先進成本定價，同時統一規范了電力企業的資本金收益率水平。這一政策實行后，原來的一廠一價、一機一價的定價方式逐步向按社會平均成本的定價方式過渡，新項目的上網電價平均每千瓦時降低了5分錢左右。此舉使電力項目還貸高峰期保持了電價水平的基本穩定，為保持我國經濟競爭力創造了條件，同時，對促進電力企業加強管理、提高效率發揮了積極作用。
2002年，電力體制改革步入實質性操作階段，中央層面上實現了廠網分開，建設競爭性電力市場的改革試點也正在穩步推進。原有的政府定價方式受到空前挑戰,管理環節擴展為發、輸、配、售四大環節，利益主體也由電力企業、用戶擴展為電廠、電網和消費者等，電力市場競價模式的研究也與原有的單一政府定價發生矛盾。進入2003年，電力供求形勢也發生巨大變化，許多地區電力供應緊張，18個省區市采取拉閘限電措施。新形勢要求盡快建立新的電價形成機制，既刺激供給，吸引電力長期投資，提高效率，又通過價格杠桿抑制不合理的需求，以達到電力供求的動態平衡。在2003年7月，國務院了《電價改革方案》，相繼開展了上網電價、輸配電價和銷售電價改革試點。2005年國家發展改革委同時出臺了《上網電價管理暫行辦法》、《輸配電價管理暫行辦法》和《銷售電價管理暫行辦法》，是對2003年國務院出臺的《電價改革方案》進行了細化，這是近年來電力市場改革邁出的重要一步，新的電價管理辦法確定了上網電價和銷售電價的市場競爭機制，明確了輸配電價格的成本決定機制，標志著作為電力體制改革核心問題的電價改革己經從政策層面上開始破題。
目前，我國的現行電價是一種以企業個別成本為基礎的成本推進型價格形成機制，由于投產時間、籌資條件、造價成本不同，出現了一廠一價、一機一價，在同一電網內，定價水平會相差一倍以上，甚至幾倍，造成小火電建設失控和電站建設造價失控，各類電廠上網電價水平懸殊不公平的復雜狀況。據國電公司1999年的統計，國有電廠、集體電廠、聯營電廠、股份制電廠、中外合資電廠、中外合作電廠、外資電廠的平均上網電價之比為1:l.27:l.56:l.46:1.94:l.54:4.17。這些不合理現象的存在必然導致發電環節的效率下降和上網電價水平的急劇上升，對于國家提出的“同網同質同價”目標的實現從一開始就增大了難度。
由于物價管理部門制定或調整電力價格，基本上是以企業上報的成本為主要依據，但是這種成本是在一定范圍內壟斷的一家或少數幾家企業的個別成本，而不是社會平均成本。按企業的個別成本定價，會導致成本越高，價格也就越高，企業因此沒有降低成本的動力和壓力。雖然物價部門會對企業上報的成本資料進行審核，但由于沒有向企業那樣了解真實成本，就主要審核其合法性，而其合理性卻難以審核。通常憑主觀判斷對企業的調價幅度“砍一刀”，難以避免主觀隨意性而且這也會刺激企業虛報成本缺乏努力降低成本的動力。 三、電網差價形成的原因
電網公司的職能主要是從事電力銷售的業務，負責所管轄各區域電網之間的電力交易和調度，因此對電網差價的理解應該從上網差價和銷售差價兩個方面來分析。
1.上網差價形成的原因
上網電價是指獨立核算的發電企業向電網經營企業提供上網電量時與電網經營企業之間的結算價格。我國現行的上網電價是執行政府定價，即政府根據各發電企業的實際發電成本、合理的發電利潤、稅金等確定發電企業的電價水平，實行一廠一價，甚至一機一價。造成上網差價的根本原因在于各發電企業由于發電類型、建設時期、資金來源渠道、社會環境、設備的技術水平、地理位置的不同，使各發電企業的，每千瓦造價、還本付息的負擔、人員的配備、燃料的運輸價格等方面存在較大差異，由此形成了現行的上網電價在發電企業之間形成的較大差別。
但時至今日，彼時確定的“廠網分離、輸配分離、主輔分離、競價上網”等改革目標僅第一項基本實現。
在這段時間內，世界上絕大多數國家基本完成了電力體制改革。基本思路是對發電、輸電、調度、售電垂直一體的傳統電力體制進行切割。除在發電環節實現競爭之外，還成立了獨立開放的輸電公司和調度系統，并將售電環節剝離出來，建立競爭性的電力交易市場。
電力市場化改革是世界性難題。改革中既有電價下降、效率提升的成功案例，也有電力市場失衡，大面積停電的慘痛教訓。
總結電改的國際經驗，或可為中國新一輪電改提供鏡鑒。 政府推進是關鍵
“先立法，后改革”是各國電力市場化改革的通行做法。依法改革，目標明確，有章可循，可以克服改革的隨意性，減少改革的風險。電改立法完成后，在各國政府的主導下，改革逐步在各領域展開。
在諸多進行電力體制改革的國家中，俄羅斯的電力工業體制和中國最為相近。改革前，俄羅斯統一電力公司（RAO）是俄電力工業中的巨無霸，其角色與此前中國國家電力公司相似。2000年俄政府準備推行新一輪電力體制改革，但由于電改牽扯的利益太廣，在改革方案的論證階段，俄政府高層、電力公司和經濟學家之間爆發了激烈爭論。
在此情況下，俄總統普京決定親自掛帥電改。
2001年1月，普京組建了 “電力行業改革工作小組”，小組成員來自不同單位，代表不同的利益集團。5月，改革草案即告出臺。年底，俄政府提交了改革時間表。2003年，普京簽署了五項法案以拆分統一電力公司、放開電價、建立競爭性電力市場。
2008年7月1日，統一電力公司壽終正寢。該公司旗下的火力發電資產被拆分為6家電力批發公司和14家區域發電公司，參與市場競爭；輸電資產中220千伏以上的骨干電網由新成立的聯邦電網公司所有；區域配電公司成立負責電力零售業務，獨立的電力系統調度公司也宣告成立。
2012年11月，俄總統普京簽署命令，又對俄聯邦電網公司和地方配電公司進行合并。
俄政府稱，此舉是為了提升電力行業的效率。輸配合一完成后，發電側和售電側的競爭態勢并未改變，輸配電依然被視為自然壟斷領域受到嚴格監管，其收入由聯邦政府核定并監督。
調整后，俄羅斯的輸配電網依然采取準許收入的模式，獨立的系統調度公司依然被保留，俄羅斯市場化的電改方向并未受到影響。
中國電改基本上與俄羅斯同時起步，但十年蹉跎，進展緩慢。現行的《電力法》是1995年底頒布的，嚴重滯后于現實，并非改革的法律依據，有些規章條文甚至會阻礙改革的推進。
2002年“5號文”和2007年的“19號文”（[2007]19號，《關于‘十一五’深化電力體制改革的實施意見》）是目前改革可以依據的兩份綱領性文件。
但這兩份文件并非法律法規，甚至不是行業條例，不具有法律法規的約束性。隨后的實踐證明，這兩份文件中大部分內容流于形式，未被落實。
綜合各國經驗來看，政府始終是改革的主導力量，只有在政府的強力推動下相關改革法案才能落到實處。
但在中國，過去十年經濟以每年10%左右的速度發展，低電價是主要支撐因素之一。作為政府調控經濟的手段之一，電力的商品屬性被摒棄，上網電價和銷售電價被鎖死。電力市場無法形成，以致煤電矛盾愈演愈烈，電荒頻發，火電投資連年下降，改革不進反退。 電網定位有共識
電力市場的重要組成部分電網公司在整個電力工業中應該扮演什么樣的角色？
這是所有致力于電力市場化改革的國家必須回答的問題，因為這直接牽扯到電力工業發、輸、配、售四大環節之間的關系。
由于發電和售電并不具有自然壟斷的性質，因此大多數國家在推行電力改革的過程中均開放了這兩個領域的競爭，但輸電和配電是否分離卻存在不同的路徑。
無論是哪種模式，在大多數成功進行電力市場化改革的國家，電網的角色非常清晰——“一個獨立的，傳送電力的高速通道。”
“只有獨立的電網，才能在兩側形成充分的競爭，進而組織起有效的電力市場”，“改革即便要保有輸、配一體化模式，也應該對壟斷部門進行嚴格的監管，以引導其向公用基礎性方面發展。”國家電監會負責電力監管方面的人士在接受《財經》記者采訪時表示。
如何確定電網公司的收益？世界電改經驗顯示采用“成本+收益”的模式最為合理。
在這種模式下，處于自然壟斷地位的電網企業凈資產收益率不如競爭行業高，但常年穩定，這對于現金流充沛、實力強勁的投資者十分有吸引力。
2012年11月，中國國家電網公司（下稱國網）以5.24億美元的價格贏得澳大利亞昆士蘭州電聯公司所持南澳輸電網公司ElectraNet 41.4%的股權。國網在澳大利亞采取的是和國內完全不同的兩種盈利模式。
在澳大利亞，電網企業的收益模式為“成本+收益”。電網投資者憑借其輸電資產所獲得收入總稱為監管收入。監管收入由折舊費用、運維費用、稅費、資產收益和運營激勵五部分構成。
其中前三者為成本，后兩者為收益。澳大利亞能源監管委員會（AER）根據核算出的數據將成本和收益按年發放給輸電公司。
其中，資產收益率部分由AER確定，通常比銀行利率略高。在此模式下，電網的收入和輸電量無關，供需雙方直接對話交易，協議簽訂后，電量通過電網傳輸。
國網成為南澳項目的投資方之后，可以通過內部結構調整，降低折舊、運維費用等成本；通過必要的財務手段和提升供電可靠性獲得較高的資產回報率和運營激勵，進而獲得利潤。 電力監管無特區
建立有效的監管制度是電力市場化改革的另一項重要內容。隨著電力市場化改革的推進，中國也按照國際通行的方法，設立電力監管委員會。
在此前的體制下，發改委和電監會均可對電力工業行使管理權，但電監會缺乏具體的監管手段，無力推動電力市場的形成，又在關鍵的電價方面無發言權，處于邊緣化地位。
國家電監會前副主席邵秉仁在接受《財經》記者采訪時感嘆，“沒有市場，何來監管？”
2013年，中國進行新一輪大部制改革，電監會被撤銷，并入國家能源局。
雙層監管在國際上并非沒有成功的經驗。英國國家電網公司董事長John Parker告訴《財經》記者，在英國的電力監管體系中，政府機構主要在宏觀層面負責規劃電力發展和制定相關法規、政策。而具體價格監管和準入許可均由天然氣與電力市場辦公室（OFGEM）負責執行。宏觀調節與微觀監管分工明確，相互獨立，互為補充。
從整體上看，各國電力監管體制改革的總趨勢是放松對競爭環節（發售環節）的管制，發揮市場在資源優化中的基礎性作用，而對壟斷環節（輸配環節），則加大監管力度，防止壟斷企業隨意擴張。
在世界電力改革的進程中，并不乏監管方制衡壟斷企業，迫使其做出改變的例子。
法國是少數改革后仍保持垂直一體化模式國家的代表，由政府100%控股的法國電力公司（EDF）負責管理全國的發電、輸電和配電業務，在電力市場上形成了單一買方的格局。
選擇這樣的模式緣于法國70%以上的電力源自核電，將這些敏感且頗具戰略意義的核電站交給私人經營是否可行，多數法國人持懷疑態度。
但在歐盟的強大壓力下，法國最終還是在2000年2月出臺了“新電力法”，明確要求EDF將發、輸、配三大資產賬目分開，獨立核算。
其中，輸電資產成立子公司法國電網公司（RTE），專職負責電網運營和電力調度，其總裁由法國工業部長直接任命，并向法國國家能源監管委員會（CRE）匯報。
由于RTE是高度壟斷企業，受到了法國監管當局的嚴格監管，其運行的最終目的就是保證各電廠公平地接入電網，供需雙方可以通過期貨或者分包商建立關系，自由買賣。電網則以輸電量為基數收取過網費，過網費的標準由國家法律規定統一測算確定。 電力市場須平衡
建立有效電力市場是改革的核心目標。與傳統的壟斷電力系統相比，電力市場具有開放性和競爭性的特點，用戶擁有自由選擇供電商的權利。
在成熟的電力市場中，用戶的參與和自主選擇不僅可以在售電領域形成競爭，同時還能傳導至發電側，引導資源優化配置。
英國電力市場化改革之初，實行的是單一買方的電力庫（POOL）模式：發電商賣電給電力庫，電力庫賣電給供電商，所有的電廠都必須加入電力庫，形成全國統一的交易市場。
電力庫的模式在初期促進了英格蘭和北愛爾蘭電力市場的發展，成為世界電力市場化改革的典范，至今仍然為許多國家效仿。
不過，電力庫模式在英國發展到后期，弊端逐漸顯現。在該模式下，定價依據主要取決于發電商的報價，用戶的選擇權未得到充分的強調，而英格蘭和北愛爾蘭地區發電商集中度較高，容易形成事實上的“賣方市場”，大型發電集團有能力對電價形成操縱。
2001年3月，英國方面開始對電力庫模式進行優化升級。新的電力交易系統NETA（New Electricity Trading Arrangements）誕生。
NETA系統一方面引人發電商和用戶直接見面的雙邊合同交易，用戶選擇權得到重視，同時也遏制了潛在的壟斷行為。
世界電力市場化改革中也有慘痛教訓，美國加州電力危機就是忽視用戶作用的反面案例。
改革之初，加州政府為了提升公眾對改革的信任度，對零售電價進行了嚴格限制，但同時卻放開了對批發電價的管制。
這套方案割裂了發電側和用戶側的價格聯動機制。與此同時，發電投資受到政治社會因素抑制以及美國用電負荷增長超出預期，這兩大因素已為電力危機埋下伏筆。
2000年夏，加州開始出現發電供應不足，發電公司進而哄抬批發電價，而零售價格又被凍結，處于夾縫中的配電公司入不敷出，瀕于破產。
從2001年1月到5月，加州共發生了五次大范圍的停電，但即使最嚴重的那次停電，電力缺口也只有30萬KW，這在5000萬KW加州電力系統總容量中只是很小一部分。
電力多邊交易試點,是地方政府迫于發電能力過剩的壓力,而試圖推動電價改革的嘗試。
12月上旬,停工數月的包頭鋁業二期工程終于面臨復產。
就在11月中旬,作為全國惟一試點,開始在自治區范圍內啟動電力多邊交易市場,即多個電廠和多個用電企業同時在一個交易中心進行交易,電廠和用戶各自報價,由交易中心對報價進行處理后,達成交易。由此,有可能在同一時期根據用電量的多少和時間的長短,形成多個市場價格。
內蒙古為此設立了一個領導小組,交易中心的職能由設在經貿委的一個領導小組辦公室來承擔。內蒙古宣布,將對符合國家產業政策和環保要求的鐵合金等企業推行生產用電多邊交易價格。按此價格,每千瓦時(即每度)電價下調0.04元至0.08元不等。包頭鋁業有限公司(下稱包頭鋁業)成為第一個簽約大用戶。
此前,由于國際鋁產品價格一路下滑,包頭鋁業二期電解鋁項目自建成后一直沒有投入生產。加入多邊交易試點后,包頭鋁業生產成本大幅降低。
不過,目前大多數當地企業和發電電廠仍處于觀望之中。由于電網長期處于強勢地位,他們主要擔心成本核算的透明度,也擔心這一試點究竟能堅持多久。監管部門對試點前景也態度謹慎。內蒙古電力多邊交易市場啟動一周后,國家電監會市場部一位負責人向《財經》記者表示,目前對這一政策的效果還在“研究”中。
電力需求“滑鐵盧”
此次內蒙古推行電力多邊交易試點,直接動力是經濟放緩導致電力需求大幅下滑;與此同時,前兩年電力短缺時期上馬的發電項目卻紛紛投入運營。由此,在以內蒙古為代表的西部省份,大量發電能力閑置。地方政府不得不設法大幅降低電價,以低價吸引用電大戶增加用電。
對于這種情況,一位電力行業資深專家總結為:每到經濟出現滑坡的時候,政府就有改革的動力;電廠和電網為了增加用電負荷,也有推進的積極性。但這種改革動力并不長久,往往經濟好轉,利益各方就不愿意再繼續。
內蒙古的電價素來不高。根據國家發改委公布的《2007年各省級電網輸配電價和銷售電價標準》,2007年,內蒙古西部電網平均輸配電價為83.04元/千度,平均銷售電價為342.06元/千度,是全國電價水平最低的省份之一。
一位業內知情人士告訴《財經》記者,內蒙古對高耗能企業實行低電價的做法,一直受到來自國家發改委的壓力。2007年,全國單位GDP能耗比上年下降了3.66%,內蒙古是少數未能完成降耗任務的省份之一。在中央節能減排的壓力下,2008年9月,內蒙古將鐵合金等高耗能行業用電價格提高0.07元/度,使得硅鐵企業生產成本每噸驟增600元至700元。
內蒙古一家鐵合金企業負責人也告訴《財經》記者,今年9月中國經濟已經開始下滑,很多企業都在抓緊時間清理庫存。電價上調后,企業更加不敢接單,能停工的生產線全部停工,電網電力負荷驟減,企業和政府意見都很大。
上述擔憂很快反映到了統計數據上。根據中國電力企業聯合會(下稱中電聯)的最新統計,今年1月至10月,全國發電設備累計平均利用時間為3981小時,同比下降200小時。10月,全國社會用電量同比下降0.46%,多年來首度出現負增長;其中內蒙古社會用電量更是驟降13%,降幅居全國前列。
嚴峻的經濟形勢,迫使內蒙古地方政府在提價一個月后,緊急推出電力多邊交易試點。不過,其實質則在于根據新的市場形勢調低電價,以緩和電力負荷下降的壓力。
10月,內蒙古成立了電力多邊交易市場領導小組,名列其中的均是內蒙古主管經濟的“重量級人物”:自治區經濟委員會主任牙薩寧擔任組長,副組長為自治區發改委副主任王秉軍、內蒙古電力公司總經理張福生,組員包括自治區經濟委員會、發改委、電力公司及發電企業主要負責人。政府以降價促需求的意愿相當迫切。
核算難題
內蒙古一家鐵合金企業負責人告訴《財經》記者,除了包頭鋁業,很多小企業也已經開始執行上述多邊交易價格,但真正復產的企業并不多。簽約企業普遍擔心,這只是政府為遏制電力需求下滑采取的臨時性措施,一旦經濟好轉,需求上升,很可能就會取消。
事實上,上述多邊交易價格并非長期政策,只有三個月試點期限。根據方案,此次電價調整的成本,將由各方分攤。鐵合金、多晶硅、單晶硅、工業硅、電石、氯堿化工、氟化工企業等用電大戶生產用電價格,在現行基礎上下浮0.08元/度。
每度電下浮的這0.08元,將由地方財政承擔0.01元,電網公司承擔0.02元,火力發電企業承擔0.03元,煤炭企業通過降低電煤供應價格的方式承擔0.02元。此外,黑色金屬冶煉、有色金屬冶煉及深加工企業生產用電價格,在現行基礎上每度下調0.04元,降價的成本同樣按上述比例分攤。
方案還規定,電網企業將安排參與多邊交易的發電企業多發電、多上網,以保障發電企業的積極性。不過,出于對成本核算機制的擔憂,內蒙古幾家大型發電企業目前沒有一家參與簽約試點。
內蒙古北方聯合電力公司一位內部人士告訴《財經》記者,方案雖然規定了電廠必須承擔每度電0.03元的降價成本,但究竟如何核算,并無明確說法。由于電廠和用戶之間并無“物理鏈接”,也沒有透明的外部監管機制,成本確認只能通過電網企業來進行,難保不出現貓膩。何況,即使參加多邊交易,電網企業也并不能保證電廠發電量就一定增加;即使增加,也無從證明究竟是由于多邊交易帶來的,還是電力需求增長帶來的。
根據方案確定的成本分攤原則,煤炭企業供應電廠的高熱值煤將不得超過320元/噸,低熱值煤不得超過180元/噸。包括神華在內的當地大型煤炭生產企業均已表示接受。不過多位電力企業人士認為,這一限價措施對多邊交易價格影響有限。目前煤炭價格已經大幅下行,很難說這一限制是市場自發形成,還是政府通過行政力量干預的結果。
輸配電瓶頸
電力多邊交易試點,是地方政府迫于發電能力過剩的壓力,而試圖推動電價改革的嘗試。不過,這種倉促實施的改革,在很多電力分析師看來,并非真正意義上的多邊交易,因為其交易價格并不是由市場競價而來,而是政府安排的。
前述國家電監會人士則指出,在內蒙古現在的試點中,中國電力市場基本的格局仍然沒有改變。電力改革之后,發電側市場已引入競爭,而輸、配、售電市場還沒有放開,使得電力市場仍然只有電網公司一個購買者,缺乏競爭。這正是中國電價改革長期裹足不前的主要原因。
2008年9月,國家電監會價格與財務監管部主任鄒逸橋在回答《財經》記者的提問時曾表示,近年來電力體制改革的步伐有所放緩,但相關工作并未停止,主管部門一直在討論輸配電價等方面的改革方案。
近年來,國家電監會幾次推行大用戶直供電改革試點,即用電大戶直接與發電企業直議價格,簽訂長期用電合同。但這些試點的進展并不順利。
2005年3月,吉林碳素集團與吉林龍華熱電股份有限公司、吉林省電力有限公司簽訂合同,首次嘗試大用戶向發電企業直接購電;2006年12月,廣東省江門市臺山電廠與廣東電網公司、神華國華臺山發電公司等六家大用戶簽訂了“點對多點”的直購電試點合同。不過,這些合同最后都難以為繼。
中電聯一位專家透露,直供電改革的最大難題是輸配電價難以確定,“電網公司的態度是,你們都把便宜電買走了,我們貴的電賣給誰?”等到最終與電網艱難協商達成一致,最后發電企業和用戶一核算,發現成本低不了多少。
2008年11月17日,國家發改委首次公開了2007年度各省級電網輸配電價和銷售電價標準,要求以此為基礎,開展大用戶向發電企業直接購電試點和“主輔分離”工作;同時健全財務會計和電力負荷統計制度,為實施新的輸配電價機制做好準備。
這一標準在實際執行中,仍有不小難度。中國能源網信息總監韓曉平表示,按照發改委規定的輸配電價標準強制執行,等于把電網的收入封死,電網企業肯定不同意,而由于售電側缺乏競爭,實際輸配電價也遠遠高于這一水平。此前各地在執行“峰谷電價”政策,就出現過核算不公開、不透明,電網克扣發電企業利潤的情況。他認為,下一步電價改革的重點,應該讓電網輸配電價格像高速公路收費一樣公開透明,并在終端售電側也形成多個運營主體,將電網變成比較單純的輸電主體。
此次內蒙古推行的電力多邊交易試點,電價優惠僅限于鐵合金等少數行業,如何精確統計這些行業用了多少電、每家電廠分攤多少成本,同樣也遭遇到過去大用戶直供面臨的核算難題。
一家發電企業負責人舉例說,電廠發電到底有多少是給了優惠8分錢的鐵合金廠,有多少是給了優惠4分錢的有色金屬廠,有多少是給了沒有優惠的企業;這些電中,多少是甲電廠供應的,多少是乙電廠供應的,各自需要承擔多少成本,全是電網一家說了算,無法證明,也無法監督。他直言不諱地指出,這種情況下,“又是一筆糊涂賬!”
截至2007年年末,華能、華電、內蒙古能源、神華四家電力企業,共占內蒙古電力市場80%以上的份額。內蒙古華電卓資發電有限公司總經理工作部部長梁俊韜告訴記者,目前內蒙古幾家大型發電企業都處于觀望狀態中,沒有一家正式參與多邊交易試點。