电改试金石

　　“主辅分离”缩水

　　电网科研、电网工程被剔出主辅分离对象，国资委又不顾国家能源局反对批准国家电网收购上游设备制造企业，“主辅分离”距最初的改革目标大为缩水

　　电力是影响最大的基础产业，电力体制也是新中国成立以来各工业部门中体制变化最多、管理机构调整最多的行业之一，共进行了十次重大变革，两设水电部、三设电力部，还经历了燃料工业部、能源部、经贸委、电监会、能源局等复杂的沿革。

　　上世纪80年代，电力市场化改革成为全球潮流。因为时常发生“电荒”，中国政府鼓励社会集资办电，多元投资；90年代中后期，中国未并入电网的独立电厂的装机容量，约占到当时总装机容量的一半，“电荒”局面大为缓解。

　　1998年国家电力总公司开始进行“省为实体”的组织结构调整，即建立省级电力公司，打破原有的大区电网结构。实践表明，省公司各自为政，严重影响了电力资源的有效利用。

　　二滩水电站“弃水事件”正是当年省间壁垒的典型案例，成为2002年电力改革的导火索。四川省二滩水电站利用世界银行贷款建造，是当时中国最大的水电站，投产之初即陷入亏损。清华大学国情研究院主任胡鞍钢2000年4月撰写的一份调研报告显示，1998年-2000年，二滩水电站实际发电量仅占其可发电量的41％。

　　该事件引起了中国高层的关注。2000年6月8日，时任中共中央总书记江泽民就此表态。第一，二滩事件反映的是体制问题，国家电力公司“既打篮球，又吹哨子”造成机会不均等，必须进行改革；第二，授权国务院总理朱镕基全权负责电力改革。

　　2002年2月，国务院颁发了《关于印发电力体制改革方案的通知》，提出“厂网分开、主辅分离、输配分离、竞价上网”的十六字改革方针，成立了电监会和国务院电力体制改革领导小组。这就是著名的5号文。5号文第一次以国务院文件的方式明确了电力改革的市场化方向，是指导电改的纲领性文件。

　　5号文发布当年，即实现了发电、输电环节的纵向拆分，成立了五大发电公司，以及国家电网和南方电网两大输电公司。在国有独资的国家电网公司之下，成立了华北、东北、西北、华东、华中五家区域电网有限责任公司或股份有限公司。国网公司负责跨区域的电力交易和调度，区域公司负责本区域电网运营。至此，电改开局良好。

　　“厂网分开”后的任务是“主辅分离”，这是为了厘清电网运营成本，为下一步的输配单独定价做准备。“主辅分离”的任务是将电力设计、修造、施工等辅助性业务单位，脱离电网企业。但由于辅业单位的界定问题和辅业职工的安置问题，这项本应在2004年完成的改革直到2010年才形成方案。

　　2004年，电力改革小组向决策层上报“主辅分离”方案，但因辅业单位反对，发电企业反对等原因而搁置。2007年“主辅分离”方案终于在各部委间基本达成一致，暂时保留在电网企业内的电力设计、施工和修造等企业与电网企业分离，与先期剥离的四家电力辅业单位重组。

　　2008年初，一场突如其来的雨雪冰冻灾害使电网受到严重破坏，再次打乱了电力改革的既定方案。国家电网公司强调，送变电和电力设计对电网建设和维护事关重要，影响到重大事件中的抢修及效率，不应剥离出电网主业。这一主张得到了政府的认可。

　　2010年4月，电力体制改革工作小组召开电网主辅分离工作会，同意送变电施工企业不再参与主辅分离改革重组，按照这一思路，国资委提出《电网主辅分离及电力设计、施工企业一体化方案》（下称《方案》），国家能源局关于“电网科研、电网工程施工，即送变电、电网设备制造、非调峰调频发电机组的常规能源等机构企业，应与电网企业脱钩”的建议未得到采纳。

　　送审稿中，《方案》提出“已完成分离的电网企业不得再从事已分离的业务或再投资、控股已分离业务的企业”，对能源局建议分离的辅业表述含混，仅要求“进一步开放送变电市场，为实现送变电施工领域的公平竞争创造条件”。

　　电网科研、电网工程等辅业剔出主辅分离改革后，“主辅分离”演变为“在电力建设领域的设计、施工、修造企业实施改革重组”，这显然偏离了5号文的方向。2010年2月，国资委不顾国家能源局反对，批准国家电网收购许继、平高两家输变电设备企业，国网公司不断向上游延伸的触角，在业内引起轩然大波，被视为电力改革的倒退。

　　2011年9月，在国资委主持下，中国电力建设集团和中国能源建设集团两大辅业公司挂牌，仅仅将电网企业中的电力建设、勘察设计、施工业务重组到上述两家企业。

　　延宕多年并被大打折扣的“辅业分离”，让心系改革的业内人士不禁对电力改革的前景感到悲观。最容易做的环节都如此艰难，下一步的输配环节单独定价岂不是难上加难？

　　“输配分开”止步

　　政府已经习惯于将电价当作调控经济的手段，是否真的希望厘清输配电价从而为放开上网电价和销售电价创造条件，值得怀疑

　　“输配分开”，本是电力体制改革的“重头戏”。

　　输配电是指输电网和配电网。将众多电源点与供电点连接起来的主干网及不同电网之间互送电力的联网网架称为输电网；而在一个供电区之内，将电力分配至用户并直接为用户服务的支网为配电网。

　　所谓输配分开，则是将输电和配电环节或实施产权分开、或实施法人分开、或实施财务分开，输电环节由电网管理，而配售电环节，将把地方供电局改组为多个独立的法人实体，再辅之以购电大户与电厂签订直供合同，把配电网的建设运行下放地方。

　　原国家电监会副主席邵秉仁多次指出，输配分开作为深化电力体制改革的“纲”，纲举才能目张。没有这一步，厂网分开的效果就不会充分显现，也很难建立一个有效的电力市场体系。

　　十年下来，电力体制改革始终未向输配分开领域真正迈进一步。

　　输配电价无法核定，是这项改革举步维艰最重要的原因。电监会和发改委2006年曾下达文件要求各地测算输配电价，准备在华东电网以及广东电网首先实行输配电价格改革，但未能实现。

　　2002年国家电力公司被拆分后，电网公司仍为输配售一体化的巨无霸公司。其中输配一体被电改专家认为模糊了电网的真实成本，影响了下一步更为关键的电价改革。他们认为，只有输配分开，才能打破电网作为唯一购方和售方的现有市场格局，形成购电方和发电方的自由选择。届时，电网才能成为纯粹进行电力输送的“电力高速公路”，公开、透明的定价机制才能形成。

　　国家发改委价格司副司长李才华在书面回复《财经》记者的问题时表示， “我们已布置各地进行研究和测算，当前的难点主要是电网资产不清晰。”

　　据他分析，电网资产不清晰主要原因有二：一是主辅分离后，电网资产中仍保留一部分发电资产、科研机构和工程建设单位，这需要进一步界定；二是，电网企业间资产调拨频繁，使得输配电价机制缺乏稳定的基础。

　　国家电网财务部副主任冯来法则在接受《财经》记者专访时回应称，国网公司一直严格执行电监会输配电价核算办法，成本管理相当规范，年年被国资委评为先进，各省级电力公司的输配电成本都是清晰的。

　　他澄清，输配定价真正的难点在于如何算清不同电压等级、不同用户的输配成本。“大量的交叉补贴存在着，东部补贴西部，城市补贴农村，工商业补贴居民，如何确定工商业、居民和农业用电各自的输配成本，十分复杂。”即便如此，如果政府真的想核算，也是可以算清楚的。

　　这本不是问题。在世界大多数国家采取的电网收益“成本加成”模式中，无需厘清电网各种不同等级电压的输电成本是多少。例如在澳大利亚，监管机构只需核定电网的输电资产总额，并确定合理的资产收益率（详见本期“电改国际镜鉴”）。国网的其他海外投资项目所在国，巴西、葡萄牙和菲律宾等都采用这种电网收益模式。

　　也有专家指出，长期以来，政府已经习惯于将电价当作调控经济的手段，因此政府是否真的希望厘清输配电价从而为放开上网电价和销售电价创造条件，值得怀疑。

　　根据5号文中“打破垄断、引入竞争”的总体目标，华东、华北、华中、东北、西北五大区域电网公司作为实体经营性公司，履行对各省电力公司及其资产的管理和经营职能；同时，成立中国南方电网公司（下称南方电网）作为试点探索区域电网公司独立运作的经验，模式成熟后将在其他五大区域电网公司推广；从而最终打破电网公司的输配电一体化以及电网与调度一体化。

　　但随后几年，国家电网公司逐步收回了几大区域电网公司所有的电网资产、经营权以及调配权。这一举动曾被业界称为“削藩”。

　　国家电网公司相关文件称，上述区域电网公司此后将以国家电网公司西北、华东、东北、华中分部的形式由国家电网公司总部授权行使安全管理、审计部分职能，区域电网公司调度中心也将作为国家电网公司调度分中心存在。

　　当时，一位原电监会的资深员工曾向《财经》记者表示，尽管目前还未确定输配分开后，电网设定为几个层级（由中央到县），但国家电网的此举无疑将对输配分开的实施造成影响。

　　电监会对输配分开模式的设想是，独立的配电公司将作为购电主体划拨给地方政府。地方还有很多大用户等其他购电主体，可以直接和发电企业签合同。

　　由此，电力从输电高速公路下来后就面临多个买方的两种批发，一种是大用户批发，一种是政府控股下的配电公司批发。力争在配电环节能够产生多个市场主体，使得一个地区至少有一个甚至更多独立配电公司，互相竞争，提高服务以降低电价。

　　然而，电网企业坚持目前不具备输配分开的条件和必要性，认为放开售电市场更具现实可行性。

　　2008年，国家电网公司旗下智囊机构国网能源研究院进行了一项电网功能和自然垄断属性的课题研究，报告得出结论：“输配分离将带来巨大的成本增加，很难获得明确的收益，输配分离本身不符合改革的成本效益原则。”

　　国网公司体改办主任贾福清近日在接受《财经》记者采访时强调，电网企业目前实行的三位一体化体制在功能上很难拆分，在经济上能促进交易成本降低，在安全上则更加可靠。特别是智能电网发展之后，一些低电压配电网也承担了输电功能，因此让发电市场和售电市场充分竞争更符合实际。

　　针对上述情况，“改革派”强调，输配成本核算是启动输配分离的关键一步。当前最为紧迫和实际的工作就是核算、核定输配电价。由此，厘清输配电价后的电网，将从现在的差价收入模式（上网电价与销售电价的差价）转变成准许收入模式。

　　随后，将售电业务从电网中剥离并开放竞争，从而打破售电端的政府定价模式，建成一个“放开两头，管住中间”的电力市场。

　　售电端的放开并非将供电局等主体切分出去，而是成立多个电力分销商，在购售电竞争中确定销售电价。此时，输配一体的电网与进行大用户直购电的发电厂可在售电侧进行直接竞争。这是一个国家电网公司也能接受的方案。

　　电价改革走样

　　电价改革的核心是用市场定价模式取代政府定价模式，但由于冠以改革之名的政府之手日益强势，政府对价格的审批权日益巩固

　　中国电价改革肇始于2002年。当时的国家计委组成电价改革研究小组，在对国内竞价上网试点地区进行调研和对英国、北欧电力市场考察的基础上，形成了中国的电价改革方案，并于年底提交国务院电力体制改革工作小组讨论并获通过。

　　2003年7月，国务院出台《电价改革方案》（国办发[2003]62号文），明确了电价改革的目标、原则及主要改革措施。提出在改革初期厂网分开后，建立与发电环节适度竞争相适应的上网电价机制；初步建立有利于促进电网健康发展的输配电价格机制；实现销售电价与上网电价联动。长期目标则是将电价划分为上网电价、输电价格、配电价格和终端销售电价；发电、售电价格由市场竞争形成；输电、配电价格由政府制定。

　　国家能源局新能源和可再生能源司司长王骏曾撰文指出，电力体制改革的核心是电价改革，而电价改革的核心是用市场定价模式取代政府定价模式，让消费者具有选择权。

　　1996年施行的《电力法》中即规定了“同网同质同价”这一最基本的电价原则，却长期未能实行。发电环节本是典型的竞争性领域，但中国的发电价格却长期由政府根据企业成本和利润审批决定。而由于各发电企业的成本、利润各异，且不断变化，因此成本高的企业获批高电价，而成本低的企业反而得到低电价。

　　由于冠以改革之名的政府之手日益强势，政府审批的电价形成机制日益巩固，使得电价改革后继乏力。

　　因此，电价审批制成为了中国历次电价改革走入怪圈的主因——不论电力消费形势高涨或低迷，电价的走势从来都是单边上扬，违反了市场规律。

　　2004年3月，62号文出台不到一年，主管部门即推出标杆上网电价政策，由政府统一制定并颁布各省新投产机组上网电价。国家发改委价格司副司长李才华认为，这实现了从计划定价向模拟市场定价过渡的跨越，减少了政府自由裁量权，由此前“一机一价”的个别成本定价过渡到了社会平均成本定价。

　　但标杆电价仍是单独以企业成本为基础的人为安排，是一种不考虑用电户需求情况的单向规定。中电联研究室主任潘荔坦言，政府定的标杆电价并没有体现价值概念。她举了个极端案例——河南与山西省界两侧紧邻的两个电厂却适用完全不同的标杆电价。尽管两个电厂所用电煤来自同一产地，价格、运费也几乎相同，但标杆电价每度却相差了1角多钱。

　　同时，标杆电价的政府指导价格方式显然无法纾解上网电价单边上扬的困局。因此急于疏导电价矛盾的主管机构在2004年12月出台了煤电价格联动机制措施。该措施规定，以不少于六个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5％，便将相应调整电价。

　　这一联动机制的实质，是将不断上涨的煤炭价格与单边上扬的上网电价向终端电力消费者疏导，而不是让后者具有选择权。

　　截至2012年，煤电价格联动仅实施四次，却接连陷入险境。2008年7月初秦皇岛港5500大卡市场煤平仓价最高曾逼近1000元/吨，导致众多发电厂资金链接近断裂而无力购煤。主因即在于政府通过煤电联动政策承诺：上网电价与销售电价将在一定时期内跟随煤价的上涨，最后向终端消费者疏导。因此，业界专家将煤电联动评价为，“无丝毫市场因素的纯行政手段，且几次把中国经济推向崩溃边缘。”

　　美国加州电力改革之初，政府为了减少改革阻力，冻结了零售电价，但却放开了对批发电价的管制，这套方案割裂了发电侧和用户侧的价格联动机制。2000年夏天，加州开始出现发电供应不足，发电公司进而哄抬批发电价，而零售价格又被冻结，处于夹缝中的配电公司入不敷出，濒于破产，无法从现货市场购电卖给用户，连锁反应之下触发了著名的加州电力危机。

　　有鉴于此，国务院研究室综合经济司副司长范必主张，除了用电量占全社会用电量15％的居民生活和农业生产用电仍实行政府直接定价，对工业和商业用户，按电压等级从高到低，逐级、限期实行与发电企业直接交易，自行商定交易电量和电价，用电方向电网企业支付规定的输配电价。

　　这是一个抓大放小的思路，既然居民和农业用电只占15％，那就不应该因为次要矛盾而耽误了市场化的启动。

　　电力市场落空

　　电力市场建设的核心，是改变供需两不见面，电网独买独卖的垄断交易格局。迄今为止，这一格局并未改变

　　今年元月1日，以建立跨省区电力双边交易为内容的《跨省跨区电能交易基本规则(试行)》开始实施。

　　这份新政规定，“符合条件的独立配售电企业和电力用户”，可以通过双边协商方式，和发电企业自主协商确定交易电量和价格。而输电环节收费，“按照国家有关规定执行。支持具备条件的地区，逐步探索形成市场化的价费形成机制”。

　　很明显，国家电监会又欲以“电力市场建设”的名义，“倒逼”独立的输配电价尽快出台。

　　不想未经三个月，制定该规则的电监会却被摘牌。

　　有人戏称，电监会的职能是对电力市场进行监管，但是中国从来就没有电力市场，“不知道电监会在监管什么”。

　　电力市场建设的核心，是改变供需两不见面，电网独买独卖的垄断交易格局。自2003年以来，电监会穷尽所能，在东北培育区域电力市场、实行竞价上网，在数省市开展大用户直供，力推内蒙古电力多边交易，但或遭惨败，或被屡屡叫停。

　　其中，固有垄断势力强大、监管手段缺乏之故，但更多的原因，恐是时运不济。

　　破除省际壁垒、实现在区域电网范围内配置电力资源，是本轮电改的一大设计。电监会认为，以黑吉辽为主体的东北电网具有在整个区域市场竞价上网的潜力。因为62号文特别提示，“竞价上网应在电力供大于求的情况下实施”，而在华北、华中、华东、西北、南方等六大区域电网中，东北供需最为宽松。

　　2004年1月15日，“东北区域电力市场模拟运行启动仪式”在国家电网辽宁省电力公司办公大楼前低调举行。

　　这个市场有着先天的缺陷。其一，电网依然是单一买主，电厂和用户并不直接交易；其二，销售电价仍是政府定价，且不与上网电价发生联动。为弥补这一明显缺陷，电监会2003年底出台了《东北区域电力市场平衡资金监督管理暂行办法》，规定“实际上网电价低于或高于国家有关部门核定的销售电价时，计入竞价机组基准上网电价的差额资金，作为东北区域电力市场平衡资金，专用于平衡、稳定销售电价”。

　　2004年底，煤价狂涨中，东北电力市场正式试运行。因预期燃料涨价，竞价电厂纷纷报出高价，导致固定不动的销售电价无法覆盖成本，2005年一年平衡账户亏空3.5亿元；2005年底，仅两轮对2006年年度的竞价后，平衡账户预亏空逾30亿元！东北电力市场被迫进入“试运行总结阶段”。2005年的亏空则由发改委上调销售电价来弥补。

　　“大家都认为搞竞价上网，电价应该下降，但最后结果相反，不降反升。”对东北电力市场的失败，华北电力大学校长助理张粒子认为，“电煤成本上升快，而政府和电力用户对价格波动特别是对价格上涨的容忍度很低。”

　　张粒子称，当初设计区域电力市场时，为减少五大发电集团的市场操纵力，“在每个区域电力市场中，各发电公司所占市场份额有一定比例，且装机容量原则上不超过20％”。

　　就省域分布而言，这种市场操纵力其实大量存在。譬如华能占到辽宁竞价机组的31％，华电占黑龙江的62％。区域竞价上网引发的电网不合理潮流，完全不同于“省为实体”的就地平衡，脆弱的省间输电线路一时拥堵不堪，这无形中放大了市场操纵力。

　　张粒子认为，参与竞价的多是大型国企，会联手给市场定价，所以“东北试点失败说到底还是体制问题”。

　　在启动东北电力市场试点同时，电监会还启动了华东和南方两个电力市场试点，亦无疾而终。

　　在接受《财经》记者采访时，国家发改委价格司副司长李才华总结了竞价上网的五大问题：区域电力市场模式与以省为单位的行政体制存在冲突，地方政府对建立区域电力市场没有积极性，一旦出现竞争导致电价上涨的情况，地方政府不同意通过调整销售电价进行疏导，使得改革难以为继；电力供需状况时松时紧，供应紧张时价格上涨风险很大；市场主体遵守市场规则的意识较差，容易出现联手涨价行为；部分地区电网发展滞后，电力输送存在网络堵塞，堵塞地区只能按发电企业报价，竞争形成电价的机制失灵；政府监管力量较弱。

　　李才华认为，这些问题如不能得到有效解决，竞价上网很难成功。

　　2011年1月，《财经》记者实地探访了位于沈阳市宁波路18号的东北区域电力市场交易中心旧址。这里的牌匾已换成了“国家电网辽宁电网电力交易中心”，负责辽宁省内的电力交易，辽宁省电力公司员工称其为“新交易中心”，以别于已成明日黄花、无人问津的区域交易中心。

　　在区域电力市场面临尴尬的同时，电监会另一项关于电力市场建设的尝试也遭遇瓶颈。

　　2006年3月全国“两会”期间，内蒙古自治区代表团正式递交了“在内蒙古开展大用户直接交易试点”的提议，呼吁建立“电力多边交易试点”。尽管电力市场在国际上只有单边、双边之分，但瑕不掩瑜，其政府不再拉郎配、建立多买多卖电力市场的设想，还是让业界眼前一亮。

　　随即，内蒙古自治区政府向国家电监会上报了《关于商请开展直接购电试点工作的函》。

　　内蒙古这样做，自有其内在逻辑。这个能源大区电力充裕，电价低廉，招商引资得天独厚。

　　更关键的是，这个区保留了唯一独立于国家电网和南方电网的省级电网——内蒙古电力公司，具有自我操盘的便利。

　　根据华北电力大学所做的设计方案，内蒙古电力公司此次建立多边电力交易市场属于“自我革命”，打破了由电网独家购电的垄断格局。

　　除此，方案还首次提出采用计划电量与市场电量并行、市场电量逐步扩大并最终平稳过渡到市场电量的发展目标，实施大用户直接交易、区外电能交易、发电权交易等多项交易品种，通过逐步引入中间商、经纪商等中介机构，形成双向选择、多买多卖、价差联动、浮动电价的长期交易平台。

　　渴望改革和抓手的电监会，对此一拍即合。2008年10月，在发改委未予表态的情况下，电监会单方面复函同意内蒙古上报的方案，电监会主席王旭东批示：“积极、探索、推进”。

　　自2008年11月17日起，内蒙古全区范围内符合产业政策的铁合金、多晶硅、单晶硅、工业硅、电石、氯碱化工(600618,股吧)、氟化工等耗电大户，每度0.2849元的上网电价下浮8分，对黑色金属冶炼、有色金属冶炼及深加工企业生产用电价格，则下浮4分，实施期限为三个月。

　　降价效果立竿见影。三个月间，蒙西地区共启动用电设备容量308.73万千伏安，遏制了用电负荷急剧下滑趋势，保住了集中供暖。

　　三个月试用期后，经济仍不见回暖，该临时政策开始长期化。2009年7月1日，内蒙古自治区电力多边交易市场开始模拟运行，18家电厂和14家用电企业被首批批准进入多边市场。

　　2010年5月6日，内蒙古电力多边交易中心正式鸣锣运行，时任电监会主席王旭东和内蒙古自治区政府主席巴特尔到场祝贺。据内蒙古官员介绍，他们亦邀请了国家发改委领导和国家电网高管参加，但双方均未到场。

　　数日后，国务院在京召开全国节能减排工作会议。为保障“十一五”节能减排目标实现，中国掀起了一轮行政力量主导的节能减排风暴，把内蒙古电力多边交易市场推至风口浪尖。

　　2010年6月，国家发改委价格检查组赴内蒙古检查；7月，国家发改委、电监会、监察部、工信部等六部委组成的更高规格的全国节能减排督查组再次赴内蒙古督查。因为审批材料健全，督查组最后提出了两点意见：其他省优惠电价都已停，内蒙古若不停，其他省会仿效；参与多边交易的用电企业多是高耗能，不能搞优惠用电。

　　2010年7月，内蒙古自治区副主席赵双连率队拜访电监会和国家发改委。电监会副主席王禹民重申，电监会此前对内蒙古电力多边交易市场下发的各项审批文件真实有效。

　　但发改委一位副主任认为，内蒙古电力多边交易市场虽符合电力市场改革方向，但在节能减排大势下，内蒙 必须尽快停止多边市场运行，未来可按规定履行审批程序后再行启动。

　　事实上，“十一五”期间综合能耗下降22％的目标，内蒙古已经完成。但迫于压力，运行了三个多月的内蒙古电力多边交易市场停市。

　　2011年3月1日，内蒙古电力多边交易市场重启。不料，国家发改委再次下发通知，“未经国家发改委、国家电监会、国家能源局批准，擅自开展大用户直供电试点，或者以其他名义变相降低企业用电价格的，要立即停止执行。”

　　发改委价格司称，从大用户与发电企业直接交易试点看，有些地方政府将之当成对高耗能企业实行电价优惠的手段，强制规定交易的电量与电价，发电企业与电力用户难以自由谈判协商定价。此外，当前工商企业对居民和农业用户提供了大量交叉补贴，如果工商企业参与试点的规模较大，势必减少交叉补贴，导致居民和农业电价上升，但提高这两类电价的难度很大。

　　针对第二点，多位接受《财经》记者采访的专家指出：普遍服务是政府义务，其支出也应纳入政府的财政性安排，政府授予国企垄断经营权，换取其代行政府的普遍服务义务，这是一种最坏的选择，将使价格引导资源配置的基础作用永远无法发挥。

　　改革不进反退

　　外资集体撤出中国电力市场，火电投资连年下降，可再生能源的产销始终衔接不畅，发电企业连年巨亏不得不“不务正业”、煤电联动这一短期行政手段长期化，电力行业出现改革回潮之势

　　按照电力改革设计者的预想，改革可以在发电侧引入竞争，从而解决电力短缺的问题。电改初期也的确出现了电源装机快速增长，基本解决了长期困扰中国经济的电力短缺问题。

　　此后，改革进入僵持阶段，电力市场建设无功而返，合理的电价机制亦未建立。这使得发电企业陷入严重亏损，此后外资电企撤离，五大发电集团被迫多元化。发电装机增长速度趋缓，改革无果致使中国电力行业不进反退。

　　电改启动之后，随着中国经济的发展，电煤价格大幅上涨，但由于电价并未市场化，多数时间火电企业只能内部消化燃料上涨的压力。

　　2008年之后，火电企业陷入越发越亏的困境。2011年一季度开始，部分火电厂以检修为名，停止发电，罕见的春季电荒在中国出现。

　　为疏导火电企业的经营压力，国家发改委曾在2004年出台了“煤电联动”政策，该政策的基本逻辑是“煤价涨多少，就让电价涨多少”。

　　这一政策原本被业内定位为电改未完成时疏解煤电矛盾的应急性措施。但是由于电改迟迟未能到位，却被作为应对煤电矛盾的长久之计延续了下来。

　　行政审批式的煤电联动政策被证明效果不佳。从出台至今，电煤价格上涨超过4倍，但上网电价上调幅度不超过40％，发电企业的压力不减反增。

　　有国家能源局人士在接受《财经》记者采访时称，煤电联动政策依然是在用政府行政手段干预价格，“没有建立市场，让供需反映价格，而是用滞后的行政手段审批价格，这只能让价格与供需脱节”。

　　持续的亏损使得“十一五”期间火电投资逐年下降。《电力监管年度报告（2011）》则显示，“十二五”期间火电投资额亦逐年下降，2011年的数据不足2005年的一半。

　　作为电力供应的主力，占电源比例超过70％的火电新增装机量持续多年下降，恐将对未来的电力供应形势产生影响。多位电力行业人士在接受《财经》记者采访时称，如果经济回暖，用电需求增大，电荒可能重来，“软缺电”也将变为“硬缺电”。

　　在煤电关系最为紧张的2011年，以火电为主业的五大发电集团出现巨额亏损。电监会数据显示，当年五大电力业务合计亏损151.17亿元，利润同比下降348.32％，负债率达85.71％。煤炭价格攀升，财务成本增多，是导致发电经营困难的重要因素。

　　巨亏之下，五大集团谋求多元化发展，上游的煤炭，下游的铝业、煤化工、冶金，以及金融和物流等都是五大涉足的领域。对此业界多有批评，称五大“不务正业”。华电集团公司政策法规部主任陈宗法在接受《财经》记者采访时称，五大走多元化之路多有无奈，“五大是央企，是要接受国资委考核的”。

　　他表示，“如果没有多元化业务，五大的情况将更加糟糕。”

　　在国际上，能源集团多元化发展，并不乏案例。杜克能源和BP石油均是横跨电力、石油、管道和天然气等业务的综合能源集团。实力强劲，现金流充沛，是它们进入其他领域寻求更多利润的动因。而五大的多元化却是在主营业务巨额亏损下的无奈之举。

　　目前，除国有发电集团火电资产出现大面积亏损之外，外资企业也因为中国电力市场无利可图选择了撤离。

　　2012年4月，全球最大的供电商AES宣布出售其在华全部业务。至此，外资火电资产全部撤离中国。

　　上世纪90年代，中国为解决电力投资不足的问题，给予外资超国民待遇，部分地区投资回报率高达15％至20％，吸引外国投资者纷至沓来。但十多年后，一路上涨的煤炭价格和扭曲的电价体制让它们入不敷出。

　　这期间，西门子、太平洋(601099,股吧)顶峰、美国迈朗公司和赛德能源等外资电企纷纷出售其在华电厂股权。

　　电改初期，五大发电集团的装机量占比不足40％，而如今已接近50％。“外资撤出最能反映市场的情况。”中电联人士在接受《财经》记者采访时称，“五大发电公司的扩张也许有政治因素，外资则完全根据市场而动。”

　　近年日益涌现的新能源并网问题，亦是电改不到位的另一表象。今年2月16日，国家能源局发文要求各方必须在2013年做好风电并网工作。该份文件显示2012年风电弃风限电总量已达200亿千瓦时。

　　弃风限电在业内已不是新闻，电网因此饱受各界的指责。国家电网财务部副主任冯来法在接受《财经》记者采访时称，限电原因主要是风电发展太快，超出了电网建设的规划。此外，新能源发电本身具有间歇性，可能会瞬时对电网产生强大冲击，这也是风电经常性调峰让路的重要原因。

　　风电行业人士并不同意这样的说法，他们认为，风电建设速度过快是次要原因。“电网改革不到位，这才是根本原因。”

　　中国风能行业协会人士告诉《财经》记者，在输配分开的电力体制下，电网是输送电力的高速通道，风电场发电后可直接通过电网传输至电力库，需求方则直接在电力库中买电。

　　在此种模式下，风电需要考虑控制自身发电成本以提升与其他发电形式的竞争力。而在国内，电网作为市场单一买方，对于风电有权力决定“买或者不买”。因此，电网不再是输送电力的通道，而是利益相关方，因此当新能源与其他电源形式出现竞争的时候，电网通常选择对自身有利的一方。

　　“火电单机容量大，利用小时数高，可以在电网内部保持平衡，因此电网倾向于选择火电。”上述人士表示。此外，风电机组为火电机组完成计划电量调峰让路的情况屡见不鲜，《可再生能源法》中对电网清洁能源全额收购规定已沦为一纸空谈。

　　至于风电的间歇性问题，欧洲风能协会编制的《欧洲大规模风电并网研究》一书指出，“到目前为止，已经得到公认的看法是风能可以满足大型电网电力需求的20％，而不会造成任何严重的技术和实际问题。”

　　研究者还表示，风电并网面临障碍并非因为风电的不稳定性，而是因为不公平的电力市场存在障碍。中国风能协会方面表示，风电和光伏新能源并网，技术上不存在问题，将弃风归咎于风电间歇性的特点，是在找借口。

　　光伏遇到问题与风电相同。此前业界曾对新能源寄予很大希望，希望具有分布式特点的新能源，能够掀起一场自下而上的革命，改变电网的垄断地位。

　　2012年10月，国网宣布将接纳分布式光伏发电，并进行免费并网服务。但是国网又对分布式光伏的规模（6兆瓦）和计入电压等级（10千伏）进行了严格限制。国网方面在接受《财经》记者采访时承认，限制规模和电压等级目的在于将分布式光伏限于自发自用，而非远距离传输。

　　如此一来，分布式光伏无力对大电网的改造形成影响，这与分布式能源革命相去甚远。

　　改革路径分合

　　与激进人士“万事俱备、只欠东风”的表述不同，电力体制改革仍有具体的路径分歧，“新电改”仍需经历缩小分歧、扩大共识、破解矛盾的过程

　　电力体制改革虽然十年逡巡不进，但业内人士一直在进行反思和讨论，一些曾经争执不下的问题，业内已经达成共识。而5号文的参与者们，也已经对电改方案进行了微调，以适应新形势的改革需要。

　　首先，5号文件所涉及的竞价上网和容量电价，业内已经取得共识，不再是改革的方向，应直接“绕行”。

　　源自英国的竞价上网模式曾经风靡全球。这个竞价模式引入了“电力池”的概念：在上网段用了所有机组报价，然后选则一个最高的作为同价，有一个边际价格作为电力时段的价格。这个创新使得电力这种特殊的商品可以进行竞争。2001年3月，英国取消了竞价上网制度，转而采用大用户的合同交易。

　　“这并不是说英国的改革失败了，而是它升级了。”一位接近国家电监会的专家告诉《财经》记者，“中国与英国的情况类似，有80％以上的电量是高一级电压等级的工业和商业用电，具备合同交易的条件。”

　　容量电价的概念来自BOT电厂。BOT是严重缺乏资金、缺乏设备的情况下适用，而中国早已度过这一阶段。

　　其次，调度独立，亦已经成为电力行业的共识。

　　调度、交易、电网（输电）这三大环节的制度安排，是世界各国电力市场化改革的核心。各国中，有交易独立，调度、输电一体的；也有输电分离，调度、交易打捆的；也有调度、交易、输电各自独立的。只有中国，仍然保持着调度、交易、输电三合一的体制。

　　第三，区域电力市场仍需要坚持。5号文件中规定，区域电网应有全国六个交流异步电网。但在近年国网“削藩”之后，区域电网公司已成“空壳”。

　　第四，必须厘清现存电网公司的公益性环节和可竞争环节。公益性的输配环节由政府以“成本+合理收益”的准许收入模式单独定价，可竞争环节尽快引入竞争机制，由市场决定价格。

　　经过十年的反思、争论与总结，电力体制改革的市场化方向已经达成共识。不过与激进派人士“万事俱备，只欠东风”的表述不同，电力体制改革仍有具体的路径分歧。“新电改”仍需经历涉及各方缩小分歧、扩大共识、破解矛盾的过程。

　　目前业界持有的改革方案可以总结为“国网版”、“温和版”、 “激进版”和“折中版”。

　　“国网版”对未来的设想是三个“一体化”：输配一体化、电网调度一体化、电网与交易机构一体化。

　　国网总经理刘振亚在其所著的《中国电力能源》一书中表示，支持国家为输配单独定价，并称电力市场应该放开两头，监管中间，推进发电侧竞争，有序放开售电侧市场，最终形成多买多卖的市场格局。

　　而国家电网也应该是多买多卖中的一员，不仅传输电力，而且继续买卖电力。

　　“温和版”的改革方案是“输配合一，网售分开”。将销售环节从电网中剥离，以区域、省为建制组建独立的售电公司，承担普遍服务义务。输配仍属于统一的电网企业，电网的收入来源由购销差价改变为过网费（输配电价×过网量）。调度机构则可保留在电网内，其管理体系不变。

　　“激进版”改革方案的核心是输配分开。将跨区（省）输电资产和功能分离出来，组建独立的国家输电公司，负责输电业务，收入来源为输电价格×输送电量。以省为单位，组建配电公司，负责区域内电力营销，承担普遍服务工作。主要收入来源分为两种：一是对大用户直接购电收取过网费；二是为其他用户供电时收入为购销差价×输送电量。国家输电公司承担区域间调度任务，省级配电公司承担省内调度业务。

　　“折中版”的改革方案是：将跨区输电资产分离出来组建国家输电公司，专门负责从事跨区域输电业务，收入来源为输电价格×输电量。将国家电网拆分为独立的华东、华中、华北、西北和东北电网公司。区域电网公司负责区域内电能输送，承担普遍服务；国家输电公司负责区域间调度业务，区域电网公司负责区域内调度。

　　上述三种方案孰优孰劣？原电监会政策法规部体改处处长刘建平点评说：激进方案收效大、成本高、风险中；温和方案收效中、成本中、风险小；折中方案收效中、成本高、风险中。

来源：财经2013年第9期