辉煌40年 | 电力市场化改革的回顾与展望 ——从社会主义市场经济体系建设角度看40年电力工业发展

　　电力工业整体上是典型的自然垄断行业，自然垄断行业在市场经济体系下主要以政府管制的形式体现。政府管制与计划经济虽然都强调政府的作用，但是在方式上有根本的区别。政府管制强调规则的作用，计划经济强调个人决策价值；政府管制的精神是法制经济，而计划经济的实质是人治经济，因此，政府管制是市场经济体系下政府对自然垄断行业或企业管理的特殊形式，而计划经济则属于完全不同的计划经济制度。20世纪80年代以来，国外对电力工业进行纵向分离重组，把发电和售电环节纳入市场竞争的范围，而将输电和配电保留在自然垄断领域，维持传统的政府管制形式。

　　目前许多文献把改革开放以来我国电力工业发展分为三个阶段，即集资办电阶段，政企分开阶段和市场化改革阶段。表面上看，我国电力工业只是在第三个阶段才开始市场化改革。其实，如果正确理解自然垄断行业市场经济体系的特殊性，以上三个阶段其实都是市场体系建设或市场化改革阶段，只是内容上有所不同。

　　运用市场价格机制动员资金解决电力供应短缺阶段（1978～1987年）

　　1978年改革开放初期，随着社会主义市场经济改革的深入进行，我国经济发展呈现高速发展的态势，产生了强劲的电力需求，并造成了持续而严重的电力短缺。针对这个问题，当时的解决办法无非是增加中央政府电力建设投入。但是，在国民经济长时间停滞之后，各行各业都对资金有强烈需求，而且当时开放程度不高，引入国外资金相对有限。进一步分析，电力工业资金密集，资金缺口非常大。因此，中央政府实际上不可能独立和集中解决资金投入问题。在这种情况下，1985年国家出台《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》，提出了集资办电政策，期望地方政府、个人和国（境）外企业投资建设电厂。表面上看，集资办电仅仅只是投融资政策的变化，还有市场主体的开放，实际上，如果市场主体不能获得利益，仅仅有开放的政策还是不能吸引资金，真正起作用的政策是与集资办电配套的还本付息电价政策。当时国家对还本付息电价政策并没有规定统一的还本付息年限，各省在集资办电过程中，根据电力短缺程度不同，对还本付息年限实际上就是电价做了非常大的差异化选择，有些电厂的还本付息年限是5年，这样，还本付息电价水平较高，有些电厂的还本付息年限按10年计算，这样，还本付息电价水平相对较低。与此同时，中央投资电厂的还本付息电价年限至少按20年计算。这样，形成了当时一个特有的电价现象，即电价水平高低与电厂的所有制有关，电厂私有化程度越高，电价水平也越高。笔者曾经做过统计，1999年全国平均上网电价174.03元/ 千千瓦时，按经济类型把电厂分为国有、集体、联营、股份制、中外合资、中外合作、与港澳台合资、与港澳台合作、外资9种形式，相应形式电厂的平均上网电价分别为159.68、203.45、249.88、232.80、309.70、246.08、307.26、304.55、665.28元/ 千千瓦时，最高电价是最低电价的4.16倍，也就是说，当时的资金动员本质上是通过高电价实现的。当商品供不应求或短缺时，价格上涨，这是市场规律。按照这个思路理解，“集资办电”运用了最基本的市场价格机制，只不过当时不敢明确提出来。因此，电力工业市场经济体系建设从改革开放初期的集资办电时期就已经开始，并且已经形成了计划经济与市场经济并存的“双轨制”。

　　市场主体塑造阶段（1988～2014年）

　　以“集资办电”形式体现的电力市场改革取得了明显的成效，同时也坚定了政府在电力工业中建立市场经济体系的决心和信心。政府决定扩大市场经济改革的范围，目标是在整个电力工业中建立市场经济体系。在这个背景下，政府首先开始了政企分开改革，塑造市场竞争和政府管制的市场主体，然后实施“厂网分开”等，为发电企业参与市场竞争奠定基础。

　　政企分开改革的时间集中在1988～2001年。1988年华东等五大区域联合电力公司成立，由能源部直接管理；同时在各省成立了省电力公司，由能源部和省政府管理。1991年五大区域联合电力公司改组为五大区域电力集团，负责各区域电力的生产、建设与经营。1993年国务院撤消能源部，重组电力工业部。1997年成立国家电力公司，与电力工业部同时运行，电力工业从形式上实现了政企分开。1998年电力工业部被撤销，国家电力公司承接了电力工业部所管的全部资产，作为国务院出资的企业独立运营，电力工业正式从中央层面实现了政企分开。1998年国务院出台《关于深化电力工业体制改革有关问题的意见》，开始各省电力工业政企分开改革试点工作；2001年全国大部分省份完成了电力工业政企分开改革，电力企业基本具备了接受政府管制的主体条件。

　　考虑到2002年国家正式启动电力体制改革后至2014年时期，电力市场改革除厂网分开外并没有取得实质性的进展，笔者把这个时期也纳入市场主体塑造阶段。2002年，国务院出台关于电力体制改革的5号文件，按照确定“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的原则，将原国家电力公司一分为十一，成立国家电网、南方电网两家电网公司和华能、大唐、国电、华电、中电投五家发电集团和四家辅业集团公司，为发电侧市场塑造了市场主体。

　　市场化改革阶段（2015年至今）

　　在总结2002年以来电力市场竞争改革长期停滞不前教训的基础上，2015年中共中央、国务院出台新的关于深化电力体制改革的九号文件，核心内容可概括为“三放开、一独立、三强化”，即有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；推进交易机构相对独立，规范运行；继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究；进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。同时，在电力市场改革方式上作了重大调整，即中央政府出政策，省级地方政府组织实施。许多省份结合电力供求情况，大力推进以售电市场竞争为核心的电力市场改革，电力市场交易品种多样化，交易机制结合我国电价政策实际呈现明显的中国特色，市场交易范围和主体数量扩大化，尤其是市场交易规模大幅度增加，2017年约占全国交易电量的26%。电力市场交易促进了风电、光电等新能源的消纳，降低了电价，市场机制在优化配置资源中的决定性作用日益体现。

　　从市场体系建设和改革的角度看，我国电力工业发展的成就主要有以下三个方面。

　　初步形成了协调运行的计划（管制）+市场的“双轨制”。电力工业具有公用性、资金密集、网络化生产、产供销同时等技术经济特征，这些特征决定了在电力工业中完全采用市场竞争机制会出现失败，完全采用计划经济体制又会出现效率损失。事实上，由于这方面的原因，国外电力工业体制不仅经常发生变化，而且在不同国家甚至相同国家不同地区也表现出很大的差异性。改革开放前，我国电力工业完全采用计划经济体制，随着社会主义市场经济体系建设，国家充分认识到电力工业的特殊性，对电力工业采取了逐步引入市场经济制度的改革，形成了目前具有中国特色的以计划经济与管制经济体制为主，市场经济体制为辅的“双轨制”经济体制。在具体运行方面，计划经济与管制经济主要瞄准电力工业的公用性和基础性目标，而市场经济侧重于资源配置目标和效率目标。实际运行过程中，两种体制有矛盾和适应的过程，比如可再生能源的消纳，从无条件的全额消纳到规定利用小时内的全额消纳和剩余部分的市场消纳，充分说明了两种体制协调运行的形成过程及有效性。从目前我国电力工业的适用性、安全性和经济性分析，目前我国电力工业的“双轨制”是中国特色社会主义市场经济体系的有机组成部分。

　　运用市场机制优化了电力供应保障机制和电源结构。电力供应保障机制体现在两个方面，既不能供不应求，因为缺电损失太大；也不能供过于求，因为资金密集导致过剩的生产能力损失也很大。国外电力工业以私人投资为主，政府总是担心出现短缺，市场机制设计首先关注激励容量投资，如设计容量市场等。改革开放以来，我国电力工业在运用市场机制方面主要取得了三项成就：

　　第一，在改革开放初期运用市场机制迅速解决了电力供应短缺问题，比中央政府投资电厂高4倍的电价吸引了各种资本进入，短期内不仅迅速解决了短缺问题，甚至还出现了脆弱性的过剩，以至中央政府不得不规定三年内不再批准新的常规火电项目。

　　第二，运用市场机制改善了电源结构。改革开放以来，由于电力需求不足等因素，我国电源主要以常规火电为主，虽然有优先发展水电的政策，但是由于投资大、工期长等原因，水电开发相对于资源储备而言，优先地位并没有落实。20世纪以来，国家开始关注能源生产革命，出台了可再生能源补贴政策，实际上也是运用价格机制引导可再生能源开发，使我国可再生能源装机容量和发电量迅速增加，2000年，我国风电装机仅有30多万千瓦，2010年突破4000万千瓦，超越美国成为世界第一风电大国。

　　第三，运用市场价格机制控制电力生产能力。2015年新电力体制改革以来，国家经济发展速度相对降低和产业结构调整导致电力需求增长速度降低，我国电力生产能力开始出现新的过剩。在这种情况下，国家没有出台2001年时的项目审批管制政策，而是充分利用电力市场改革机会，总体上以降低电价的方式传递减少投资的信号，各省电力市场竞争中的市场主体直接以降价报价等，相比于集资办电时期通过提高电价吸引投资，目前通过降价控制投资，已经产生了较好的效果。

　　建立了电力工业技术进步机制。电力工业也是技术密集型行业，建立和完善技术进步机制的效果也能反映电力工业运行的健康程度。改革开放以来，我国发电和电网领域技术进步作用十分明显。主要表现在：第一，高参数、大容量发电机组比例大。以火电机组为例，改革开放初期，我国只有为数不多的20万千瓦火电机组，30万千瓦火电机组尚需进口，2017年底单机100万千瓦及以上容量等级的火电机组容量占比达到10.2%，30万千瓦、60万千瓦及以上机组分别占火电总装机容量的34.7%和34.5%。第二，电力能效水平持续提高。1978年全国供电煤耗471克/千瓦时，电网线损率为9.64%，厂用电率6.61%。改革开放以来，受技术进步，大容量、高参数机组占比提升和煤电改造升级等多因素影响，供电标准煤耗持续下降。截至2017年底，全国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗309克/千瓦时，比1978年降低162克/千瓦时，煤电机组供电煤耗水平持续保持世界先进水平；电网线损率6.48%，比1978年降低3.16个百分点，居同等供电负荷密度国家先进水平；全国6000千瓦及以上电厂厂用电率4.8%，比1978年降低1.81个百分点。第三，多项电力技术达到世界领先水平。改革开放40年来，我国电力技术走出了一条引进、消化吸收、再创新的道路，电力技术自主创新能力和装备国产化水平显著提升，目前多项自主关键技术跃居国际领先水平。首先，火电技术达到世界领先水平。超超临界机组实现自主开发等项目实施，使我国火电生产技术在高效、清洁、低碳方面达到国际领先水平。其次，电网技术水平整体处于国际前列。掌握了具有国际领先水平的长距离、大容量、低损耗的特高压输电技术，使之成为我国大范围资源优化配置的重要手段。最后，清洁能源发电技术达到了国际先进水平。水电、光伏、风电、核电等产业化技术和关键设备与世界发展同步。中国水电工程技术挺进世界一流，形成了规划、设计、施工、装备制造、运行维护等全产业链高水平整合能力。

　　电力工业的复杂性和我国经济体制改革的挑战性和过度性决定了我国电力工业市场体系建设仍然存在明显的不足和问题。

　　效率目标还没有完全建立和运行起来。市场体系建设的根本目标是提高经济运行效率。关于电力体制改革的五号和九号文件都提出发挥市场配置资源的决定作用，但是，在政府管理和电力企业运行中，并没有明确的资源配置评价指标和企业效率指标，要求和引导相关利益主体实现这个目标，通过市场化改革提高电力工业效率的政策和制度还没有充分建立起来，或者说由于所有制原因还存在缺陷，需要有意识地去补充和完善。比如，省级电力市场竞争中发电企业降低电价实现交易，是利益转移还是效率改善？如果只是利益转移，站在国家层面上，这种竞争就没有意义。如何实现效率提高，相应的必须完善国有资产管理制度。进一步分析，目前电力市场改革相对集中在省内市场，跨省跨区市场能够在更大范围内优化资源配置，虽然增长很快，但是还缺乏相应的基本制度作为配合和支持。由于缺乏效率机制，目前我国电力资产的利用率不高，也缺乏系统和精准的改进和提高机制。

　　市场体系中各种管理职能的边界不清晰，体制运行成本大。由于电力工业的特殊性，电力工业的市场体系包括许多管理职能，目前对这些职能缺乏一个清晰的边界，具体表现在计划与市场机制作用范围之间，政府与企业之间，政府内部各职能部门之间，政府管理职能与政府监管职能之间，作为决策标准的经济效益与社会效益，产业政策和竞争政策之间等，没有明确的界定和游戏规则。比如，“放开两头，监管中间”只是一个原则性意见，具体实施上缺乏明确的规定，导致经常出现电网企业与发电企业和售电企业的矛盾；政府计划或行政管理与政府管制在方式上有什么区别，各自的责任与权力范围是什么？目前也不清楚，这样造成即使在政府内部也出现了矛盾和内耗。电力交易决策经济目标、资源目标和社会目标之间按什么规则协调，也只有原则性的意见，没有具体规则；另外，市场主体的开放按用电特性如电压等级还是按行业属性，实质上反映了产业政策与竞争政策混淆不清的问题。这些问题都需要在深化改革中进一步改进和完善。

　　市场化改革方法欠科学。任何改革的核心都是利益调整，关键是要分析调整的结果，制定和执行利益调整的处置方案。国外电力市场改革方案中就有对不同利益主体利益影响的评估及有区别的处置安排。有些收益或损失需要政府承担责任，政府就应该享受和补偿；有些收益或损失应该由市场主体承担，就明确指出和要求市场主体承担。我国电力市场改革方案设计中普遍回避了这个核心问题，五号文件出台后至九号文件出台前，中央政府推行的区域电力市场改革、直接交易改革都没有很好的完成，主要原因就是缺乏利益调整分析及处置安排，一个利益受损主体的否定意见就可以否定一个社会最优的改革方案。九号文件出台后，省级政府组织电力市场改革过程中，通过增量改革和事后补偿机制设计，在一定程度上注意并解决了这个问题，这是省级电力市场改革能够相对顺利进行的根本原因。但是，这种增量式改革，局部最优、帕累托优化而不是整体社会福利最大化改革，方法上欠科学，效果上有限制。需要强调的是，这不是激进改革与渐进改革的区别问题，而是改革实施方法的选择问题，激进改革方案可以通过事后补偿机制获得最大的整体效益。

　　根据国家能源革命的战略思想，针对上述问题，我国电力工业市场经济体系的改革和完善还有许多工作要做。

　　能源生产革命中要突出效率目标。由于电力工业的特殊性，电力工业的效率与一般行业有区别。总体上看，要在保证电力供应平衡和履行政府要求的社会责任的基础上，通过市场化改革提高电力工业生产经营效率和资源配置效率。要制定相应的指标体系，在传统的供电煤耗、线损率、劳动生产率、净资产收益率等指标的基础上，提出更多的反映效率的技术经济指标，如发电机组利用小时、电力系统负荷率、用户负荷率与同时率、电网资产利用率和电耗强度等指标，采取有力措施提高效率，促进电力工业高质量发展。比如，目前我国省级电力系统负荷率较低，一般年负荷率在80%左右，发电利用小时偏低，但是在冬季和夏季居民用电高峰时期，许多省份不同程度出现了电力供应紧张和备用不足的问题，怎么解决这个问题？传统思路就是投资建设新电厂，改造升级电网，这样必然会导致负荷率和利用小时等效率指标更低，电价相对更高。事实上，完全可以在不新增项目和投资的情况下，通过扩大市场范围等增加供应和备用能力，利用分时电价和可中断电价等减少需求，在提高效率的基础上解决这个问题。电力工业资本密集，产量特别巨大，细小的节约或效率上一点点提高都会产生巨大的经济效益。过去我们一直以保证电力供应或外延式生产为主，在内涵生产上欠账太多。

　　能源体制革命中要深化管理体制改革。改革开放以来，我国电力工业管理体制改革力度已经很大，但是，与中国特色社会主义市场经济体系相适应的电力工业管理体制还没有完全建立起来。要围绕两项任务进行体制改革：一是要围绕从行政管理到政府管制的转变优化和调整政府职能及内部分工。目前我国体制中没有严格区分政府行政管理和政府管制，根本原因是政府不愿意放弃权力。对于相同的管理事项，行政管理反映的是人的权力，政府管制反映的是制度或政策的权力。这项改革符合当前政府改革方向，但是需要政府自我革命。二是围绕专业性监管提高政府管理水平和有效性。国外电力工业都有专门监管机构，这些机构还依赖大量的中介机构开展工作，这是开展专业性和有效性监管的前提。我们现在连最简单的监管都难以到位，比如在有些省份，发电企业给自己的售电公司更低的批发电价，这种有损售电市场公平性的做法却没有得到监管；还有市场竞争产生的收益被省级政府以各种补贴的方式补偿给相关利益主体，却没有采取类似平衡账户的做法公开、规范和合理的实施。

　　此外，能源体制革命中还要改进电力市场改革方法。要在电力市场改革方案中增加利益调整评估与处置建议的内容，并且对利益调整提出分类处理意见，并且形成相应的制度或规则。首先，要对电力市场改革中相关利益主体的利益调整结果进行评估，并以一定方式明告知。其次，要明确利益调整结果的责任承担主体。有些应该由中央政府或省级政府承担的，就要提出解决方案，比如通过专项基金补偿，或者在上缴国资委分红中相应扣减等。有些应该由电力企业承担的，就明确要求电力企业承担。好比原来的煤电价格联动改革方案，煤价上涨的70%由政府承担，通过提高上网电价传导出去，但是30%部分由发电企业承担，通过技术进步解决。任何含糊都只会增加改革的曲折和难度，比如电力交易机构改革，如果从一开始就要求按有限公司模式做，就不会出现今天的反复。增量配电改革也是这样，国家的原意肯定是让非在位电网企业参与，就是要在位电网企业牺牲部分市场或利益，但是由于规定不明确，结果事与愿违。完善电力市场改革方法可以尽可能地避免和减少这种折腾。

　　能源消费革命中要加强宏观和系统管理。电力工业是国民经济的基础产业，如何在市场经济体系建设中完善和发挥其基础产业作用，过去我们系统地从宏观管理方面考虑较少。比如，在电耗强度即单位QDP的电能消耗数量上，我们认为其结果只与产业结构有关，而与电力工业或企业无关，结果造成电力工业生产电和国民经济用电脱节，电力企业不管用电效率高低希望用户多用电，这在一定程度上导致我国电耗强度难以有效降低。2014年我国单位GDP电耗为6510千瓦时/万美元，是世界平均水平的2倍，是美国的2.5倍，是英国的5.1倍，远远超出世界平均水平和西方发达国家的水平。国外通过电力需求侧管理等措施要求电力企业参与用户节约用电。美国早就采用电力公司售电量和准许收入脱钩（Decoupling）促使电力公司积极参与需求侧管理，节约用电效果非常显著。我国要制定电力企业参与需求侧管理的促进政策，让电力企业在节约用电中发挥作用，因为由此产生的效益十分巨大。另外，在电价交叉补贴政策方面，国家也要进行统筹调整，交叉补贴不是简单的利益转移，还会产生巨大的净损失，可以通过生命线电价或直接明补解决普遍服务问题，不能长期保留这样高比例的交叉补贴。