對電力體制進行市場化改革是中國最高層11年前的決策，延宕至今，電力改革的理論準備、輿論準備、國際經驗、國內探索都已非常充分，改革能否繼續，是中國政府推進市場化改革意愿和能力的試金石

電力改革延宕十年而未決，堪稱中國改革的一面鏡子，改革的得失興替，均可在鏡中一窺端倪。

簡言之，改革理念是否清晰，改革決心是否堅定，決定了改革進程是否順利。理念清晰、決心堅定，所有的問題都不是問題。反之，所有的不成問題都會成為無法逾越的問題。

20年來，中央文件反復重申，中國經濟改革的目標，是建立并完善社會主義市場經濟體制。何謂建立并完善社會主義市場經濟？三句話：把市場建起來，讓價格起作用，政府依法監管。前兩句話講的是市場，第三句話講的是法治，合起來就是法治的市場經濟。說得再通俗點就是自由競爭的同時必須守規矩。誰來保證市場主體守規矩？政府。

2000年6月時任中共中央總書記江澤民對此非常清楚，他用一句話就平息了電力體制要不要改革的爭論——不能既打籃球又吹哨子。當時，國家電力公司一統中國電力行業江山，仍然政企不分，是不掛電力部牌子的電力部。

“不能既打籃球又吹哨子”，這就是市場經濟的理念。既然決定了要搞市場經濟，就必須厘清政府與市場的邊界，政府既當運動員又當裁判員，自己先壞了規矩，如何讓別人守規矩？

接下來由時任總理朱镕基負責實施電力改革。他同樣用一句話就平息了電力改革無比復雜、不可輕舉妄動的阻力——七個常委中有四個學電的，搞不好電力改革豈不讓人笑話！

這就是改革決心。有決心才能有行動，一年多后電力改革方案（國發[2002]5號文）出臺——廠網分開、重組電網、競價上網、設立電監會。

廠網分開重組電網是打破壟斷，打破壟斷才能有競爭，有競爭才能有市場。競價上網是要變政府定價為市場定價，完成這個轉變價格才能起作用，才能發揮引導資源配置的杠桿作用。電監會就是監督各市場主體是否守規矩的裁判員。

2003年溫家寶繼任總理后，國務院又出臺了電價改革方案（國辦發[2003]62號文）、深化電力體制改革的方案（國辦發[2007]19號文），確立了“發電、售電價格由市場競爭形成；輸電、配電價格由政府制定”的電價改革目標，和“加快電力市場建設、實施輸配分開試點、全面推進電價改革”的電力體制改革總體目標。19號文甚至對“十一五”期間的電改任務給出了時間表。

至此，電力改革的頂層設計已經完善，電改完成理當指日可待。然而誰都沒想到，此后六年，電改竟在互相推諉中一事無成。電監會認為自己想改革但沒權力，價格部門認為電網企業成本不厘清就沒法放棄政府定價，電網企業認為先改的應該是電價而非電網，地方政府則認為經濟增長是硬道理，不管怎么改，都不能漲電價。

爭執聲中，一些原本清晰的問題又變模糊了。比如電是不是商品，要不要遵循市場經濟下供求決定價格的規律？

顯然，沒有頂層執行，再好的頂層設計都白搭！電力體制改革如此，經濟體制改革如此，一切改革都是如此！

而頂層執行的前提，是清晰的改革理念和堅定的改革決心。如果網上有點牢騷就恨不得把饅頭拉面的價格都管起來，宏觀經濟有點波動就投鼠忌器，游說聲音一大就舉棋不定，那只能說明頂層對什么是市場經濟認識模糊。沒有認識，何談決心？沒有決心，何談建立和完善市場經濟？

電改蹉跎之中，中國迎來領導人交接。新的領導人反復宣示：改革是中國最大的紅利，要以更大的勇氣和決心推動改革，要把錯裝在政府身上的手換成市場的手，要壯士斷腕、言出必行。

盛哉斯言！拭目以待。

——編者

電力改革雖然自2008年起即陷入停頓，但卻從未淡出人們的視野。隨著新政府的成立，“重啟電改”再次成為輿論焦點。

3月18日，國家電監會剛剛摘牌并入國家能源局，一則“最高決策層決心把國家電網公司一拆為五”的傳聞便引發行業震蕩。國網系上市公司股價應聲大跌，發電企業上市公司股價則大漲。

國家電網公司如何定位，的確是電力改革的關鍵環節，但“一拆為五”并非既定方案。

原電監會政策法規部體改處處長劉建平3月初撰文評價三種主要的備選方案，認為電網分拆方案是“收效中、成本高、風險中”。“收效中、成本中、風險小”的方案是網售分開，剝離電網的售電環節，輸配環節仍保留在電網企業。“收效大、成本高、風險中”的方案是輸配分開，原國家電網公司只負責跨區輸電，配售環節由以省為單位的獨立配電公司完成。

記者問詢了多名接近決策層的官員和學者，均被告知：在能源管理機構調整基本到位之前，不可能決策具體選項。

按照國務院機構改革方案，重組后的國家能源局負責研究并提出能源體制改革的方案建議，具體方案由國家發改委經濟體制綜合改革司擬定，決策權則在國務院和中央高層。

據記者了解，拆分國家電網的方案被熱炒，并非來自決策層“自上而下”的意志，而是來自電力業內人士“自下而上”的推動。

“電力行業需要新企業，新位置。”一位了解內情的人士告訴記者，新能源局的三定方案正在制定，不可能全盤接受原國家電監會300人的編制，向企業分流是必然的選擇。除此之外，五大發電公司的高層中也有人有向電網公司流動的意愿。

無論如何，新一屆領導班子表達了強烈的改革意愿，在剩下的經濟改革“硬骨頭”里，電力改革的理論準備、輿論準備、國際經驗、國內探索都已非常充分，因此相對“好啃”。而在“下嘴”之前仔細梳理檢討過去十年的成敗得失，對未來的改革實踐無疑意義重大。

“主輔分離”縮水

電網科研、電網工程被剔出主輔分離對象，國資委又不顧國家能源局反對批準國家電網收購上游設備制造企業，“主輔分離”距最初的改革目標大為縮水

電力是影響最大的基礎產業，電力體制也是新中國成立以來各工業部門中體制變化最多、管理機構調整最多的行業之一，共進行了十次重大變革，兩設水電部、三設電力部，還經歷了燃料工業部、能源部、經貿委、電監會、能源局等復雜的沿革。

上世紀80年代，電力市場化改革成為全球潮流。因為時常發生“電荒”，中國政府鼓勵社會集資辦電，多元投資；90年代中后期，中國未并入電網的獨立電廠的裝機容量，約占到當時總裝機容量的一半，“電荒”局面大為緩解。

1998年國家電力總公司開始進行“省為實體”的組織結構調整，即建立省級電力公司，打破原有的大區電網結構。實踐表明，省公司各自為政，嚴重影響了電力資源的有效利用。

二灘水電站“棄水事件”正是當年省間壁壘的典型案例，成為2002年電力改革的導火索。四川省二灘水電站利用世界銀行貸款建造，是當時中國最大的水電站，投產之初即陷入虧損。清華大學國情研究院主任胡鞍鋼2000年4月撰寫的一份調研報告顯示，1998年-2000年，二灘水電站實際發電量僅占其可發電量的41％。

該事件引起了中國高層的關注。2000年6月8日，時任中共中央總書記江澤民就此表態。第一，二灘事件反映的是體制問題，國家電力公司“既打籃球，又吹哨子”造成機會不均等，必須進行改革；第二，授權國務院總理朱镕基全權負責電力改革。

2002年2月，國務院頒發了《關于印發電力體制改革方案的通知》，提出“廠網分開、主輔分離、輸配分離、競價上網”的十六字改革方針，成立了電監會和國務院電力體制改革領導小組。這就是著名的5號文。5號文第一次以國務院文件的方式明確了電力改革的市場化方向，是指導電改的綱領性文件。

5號文發布當年，即實現了發電、輸電環節的縱向拆分，成立了五大發電公司，以及國家電網和南方電網兩大輸電公司。在國有獨資的國家電網公司之下，成立了華北、東北、西北、華東、華中五家區域電網有限責任公司或股份有限公司。國網公司負責跨區域的電力交易和調度，區域公司負責本區域電網運營。至此，電改開局良好。

“廠網分開”后的任務是“主輔分離”，這是為了厘清電網運營成本，為下一步的輸配單獨定價做準備。“主輔分離”的任務是將電力設計、修造、施工等輔助性業務單位，脫離電網企業。但由于輔業單位的界定問題和輔業職工的安置問題，這項本應在2004年完成的改革直到2010年才形成方案。

2004年，電力改革小組向決策層上報“主輔分離”方案，但因輔業單位反對，發電企業反對等原因而擱置。2007年“主輔分離”方案終于在各部委間基本達成一致，暫時保留在電網企業內的電力設計、施工和修造等企業與電網企業分離，與先期剝離的四家電力輔業單位重組。

2008年初，一場突如其來的雨雪冰凍災害使電網受到嚴重破壞，再次打亂了電力改革的既定方案。國家電網公司強調，送變電和電力設計對電網建設和維護事關重要，影響到重大事件中的搶修及效率，不應剝離出電網主業。這一主張得到了政府的認可。

2010年4月，電力體制改革工作小組召開電網主輔分離工作會，同意送變電施工企業不再參與主輔分離改革重組，按照這一思路，國資委提出《電網主輔分離及電力設計、施工企業一體化方案》（下稱《方案》），國家能源局關于“電網科研、電網工程施工，即送變電、電網設備制造、非調峰調頻發電機組的常規能源等機構企業，應與電網企業脫鉤”的建議未得到采納。

送審稿中，《方案》提出“已完成分離的電網企業不得再從事已分離的業務或再投資、控股已分離業務的企業”，對能源局建議分離的輔業表述含混，僅要求“進一步開放送變電市場，為實現送變電施工領域的公平競爭創造條件”。

電網科研、電網工程等輔業剔出主輔分離改革后，“主輔分離”演變為“在電力建設領域的設計、施工、修造企業實施改革重組”，這顯然偏離了5號文的方向。2010年2月，國資委不顧國家能源局反對，批準國家電網收購許繼、平高兩家輸變電設備企業，國網公司不斷向上游延伸的觸角，在業內引起軒然大波，被視為電力改革的倒退。

2011年9月，在國資委主持下，中國電力建設集團和中國能源建設集團兩大輔業公司掛牌，僅僅將電網企業中的電力建設、勘察設計、施工業務重組到上述兩家企業。

延宕多年并被大打折扣的“輔業分離”，讓心系改革的業內人士不禁對電力改革的前景感到悲觀。最容易做的環節都如此艱難，下一步的輸配環節單獨定價豈不是難上加難？

“輸配分開”止步

政府已經習慣于將電價當作調控經濟的手段，是否真的希望厘清輸配電價從而為放開上網電價和銷售電價創造條件，值得懷疑

“輸配分開”，本是電力體制改革的“重頭戲”。

輸配電是指輸電網和配電網。將眾多電源點與供電點連接起來的主干網及不同電網之間互送電力的聯網網架稱為輸電網；而在一個供電區之內，將電力分配至用戶并直接為用戶服務的支網為配電網。

所謂輸配分開，則是將輸電和配電環節或實施產權分開、或實施法人分開、或實施財務分開，輸電環節由電網管理，而配售電環節，將把地方供電局改組為多個獨立的法人實體，再輔之以購電大戶與電廠簽訂直供合同，把配電網的建設運行下放地方。

原國家電監會副主席邵秉仁多次指出，輸配分開作為深化電力體制改革的“綱”，綱舉才能目張。沒有這一步，廠網分開的效果就不會充分顯現，也很難建立一個有效的電力市場體系。

十年下來，電力體制改革始終未向輸配分開領域真正邁進一步。

輸配電價無法核定，是這項改革舉步維艱最重要的原因。電監會和發改委2006年曾下達文件要求各地測算輸配電價，準備在華東電網以及廣東電網首先實行輸配電價格改革，但未能實現。

2002年國家電力公司被拆分后，電網公司仍為輸配售一體化的巨無霸公司。其中輸配一體被電改專家認為模糊了電網的真實成本，影響了下一步更為關鍵的電價改革。他們認為，只有輸配分開，才能打破電網作為唯一購方和售方的現有市場格局，形成購電方和發電方的自由選擇。屆時，電網才能成為純粹進行電力輸送的“電力高速公路”，公開、透明的定價機制才能形成。

國家發改委價格司副司長李才華在書面回復記者的問題時表示， “我們已布置各地進行研究和測算，當前的難點主要是電網資產不清晰。”

據他分析，電網資產不清晰主要原因有二：一是主輔分離后，電網資產中仍保留一部分發電資產、科研機構和工程建設單位，這需要進一步界定；二是，電網企業間資產調撥頻繁，使得輸配電價機制缺乏穩定的基礎。

國家電網財務部副主任馮來法則在接受記者專訪時回應稱，國網公司一直嚴格執行電監會輸配電價核算辦法，成本管理相當規范，年年被國資委評為先進，各省級電力公司的輸配電成本都是清晰的。

他澄清，輸配定價真正的難點在于如何算清不同電壓等級、不同用戶的輸配成本。“大量的交叉補貼存在著，東部補貼西部，城市補貼農村，工商業補貼居民，如何確定工商業、居民和農業用電各自的輸配成本，十分復雜。”即便如此，如果政府真的想核算，也是可以算清楚的。

這本不是問題。在世界大多數國家采取的電網收益“成本加成”模式中，無需厘清電網各種不同等級電壓的輸電成本是多少。例如在澳大利亞，監管機構只需核定電網的輸電資產總額，并確定合理的資產收益率（詳見本期“電改國際鏡鑒”）。國網的其他海外投資項目所在國，巴西、葡萄牙和菲律賓等都采用這種電網收益模式。

也有專家指出，長期以來，政府已經習慣于將電價當作調控經濟的手段，因此政府是否真的希望厘清輸配電價從而為放開上網電價和銷售電價創造條件，值得懷疑。

根據5號文中“打破壟斷、引入競爭”的總體目標，華東、華北、華中、東北、西北五大區域電網公司作為實體經營性公司，履行對各省電力公司及其資產的管理和經營職能；同時，成立中國南方電網公司（下稱南方電網）作為試點探索區域電網公司獨立運作的經驗，模式成熟后將在其他五大區域電網公司推廣；從而最終打破電網公司的輸配電一體化以及電網與調度一體化。

但隨后幾年，國家電網公司逐步收回了幾大區域電網公司所有的電網資產、經營權以及調配權。這一舉動曾被業界稱為“削藩”。

國家電網公司相關文件稱，上述區域電網公司此后將以國家電網公司西北、華東、東北、華中分部的形式由國家電網公司總部授權行使安全管理、審計部分職能，區域電網公司調度中心也將作為國家電網公司調度分中心存在。

當時，一位原電監會的資深員工曾向記者表示，盡管目前還未確定輸配分開后，電網設定為幾個層級（由中央到縣），但國家電網的此舉無疑將對輸配分開的實施造成影響。

電監會對輸配分開模式的設想是，獨立的配電公司將作為購電主體劃撥給地方政府。地方還有很多大用戶等其他購電主體，可以直接和發電企業簽合同。

由此，電力從輸電高速公路下來后就面臨多個買方的兩種批發，一種是大用戶批發，一種是政府控股下的配電公司批發。力爭在配電環節能夠產生多個市場主體，使得一個地區至少有一個甚至更多獨立配電公司，互相競爭，提高服務以降低電價。

然而，電網企業堅持目前不具備輸配分開的條件和必要性，認為放開售電市場更具現實可行性。

2008年，國家電網公司旗下智囊機構國網能源研究院進行了一項電網功能和自然壟斷屬性的課題研究，報告得出結論：“輸配分離將帶來巨大的成本增加，很難獲得明確的收益，輸配分離本身不符合改革的成本效益原則。”

國網公司體改辦主任賈福清近日在接受記者采訪時強調，電網企業目前實行的三位一體化體制在功能上很難拆分，在經濟上能促進交易成本降低，在安全上則更加可靠。特別是智能電網發展之后，一些低電壓配電網也承擔了輸電功能，因此讓發電市場和售電市場充分競爭更符合實際。

針對上述情況，“改革派”強調，輸配成本核算是啟動輸配分離的關鍵一步。當前最為緊迫和實際的工作就是核算、核定輸配電價。由此，厘清輸配電價后的電網，將從現在的差價收入模式（上網電價與銷售電價的差價）轉變成準許收入模式。

隨后，將售電業務從電網中剝離并開放競爭，從而打破售電端的政府定價模式，建成一個“放開兩頭，管住中間”的電力市場。

售電端的放開并非將供電局等主體切分出去，而是成立多個電力分銷商，在購售電競爭中確定銷售電價。此時，輸配一體的電網與進行大用戶直購電的發電廠可在售電側進行直接競爭。這是一個國家電網公司也能接受的方案。

電價改革走樣

電價改革的核心是用市場定價模式取代政府定價模式，但由于冠以改革之名的政府之手日益強勢，政府對價格的審批權日益鞏固

中國電價改革肇始于2002年。當時的國家計委組成電價改革研究小組，在對國內競價上網試點地區進行調研和對英國、北歐電力市場考察的基礎上，形成了中國的電價改革方案，并于年底提交國務院電力體制改革工作小組討論并獲通過。

2003年7月，國務院出臺《電價改革方案》（國辦發[2003]62號文），明確了電價改革的目標、原則及主要改革措施。提出在改革初期廠網分開后，建立與發電環節適度競爭相適應的上網電價機制；初步建立有利于促進電網健康發展的輸配電價格機制；實現銷售電價與上網電價聯動。長期目標則是將電價劃分為上網電價、輸電價格、配電價格和終端銷售電價；發電、售電價格由市場競爭形成；輸電、配電價格由政府制定。

國家能源局新能源和可再生能源司司長王駿曾撰文指出，電力體制改革的核心是電價改革，而電價改革的核心是用市場定價模式取代政府定價模式，讓消費者具有選擇權。

1996年施行的《電力法》中即規定了“同網同質同價”這一最基本的電價原則，卻長期未能實行。發電環節本是典型的競爭性領域，但中國的發電價格卻長期由政府根據企業成本和利潤審批決定。而由于各發電企業的成本、利潤各異，且不斷變化，因此成本高的企業獲批高電價，而成本低的企業反而得到低電價。

由于冠以改革之名的政府之手日益強勢，政府審批的電價形成機制日益鞏固，使得電價改革后繼乏力。

因此，電價審批制成為了中國歷次電價改革走入怪圈的主因——不論電力消費形勢高漲或低迷，電價的走勢從來都是單邊上揚，違反了市場規律。

2004年3月，62號文出臺不到一年，主管部門即推出標桿上網電價政策，由政府統一制定并頒布各省新投產機組上網電價。國家發改委價格司副司長李才華認為，這實現了從計劃定價向模擬市場定價過渡的跨越，減少了政府自由裁量權，由此前“一機一價”的個別成本定價過渡到了社會平均成本定價。

但標桿電價仍是單獨以企業成本為基礎的人為安排，是一種不考慮用電戶需求情況的單向規定。中電聯研究室主任潘荔坦言，政府定的標桿電價并沒有體現價值概念。她舉了個極端案例——河南與山西省界兩側緊鄰的兩個電廠卻適用完全不同的標桿電價。盡管兩個電廠所用電煤來自同一產地，價格、運費也幾乎相同，但標桿電價每度卻相差了1角多錢。

同時，標桿電價的政府指導價格方式顯然無法紓解上網電價單邊上揚的困局。因此急于疏導電價矛盾的主管機構在2004年12月出臺了煤電價格聯動機制措施。該措施規定，以不少于六個月為一個煤電價格聯動周期，若周期內平均煤價較前一個周期變化幅度達到或超過5％，便將相應調整電價。

這一聯動機制的實質，是將不斷上漲的煤炭價格與單邊上揚的上網電價向終端電力消費者疏導，而不是讓后者具有選擇權。

截至2012年，煤電價格聯動僅實施四次，卻接連陷入險境。2008年7月初秦皇島港5500大卡市場煤平倉價最高曾逼近1000元/噸，導致眾多發電廠資金鏈接近斷裂而無力購煤。主因即在于政府通過煤電聯動政策承諾：上網電價與銷售電價將在一定時期內跟隨煤價的上漲，最后向終端消費者疏導。因此，業界專家將煤電聯動評價為，“無絲毫市場因素的純行政手段，且幾次把中國經濟推向崩潰邊緣。”

美國加州電力改革之初，政府為了減少改革阻力，凍結了零售電價，但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。2000年夏天，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，無法從現貨市場購電賣給用戶，連鎖反應之下觸發了著名的加州電力危機。

有鑒于此，國務院研究室綜合經濟司副司長范必主張，除了用電量占全社會用電量15％的居民生活和農業生產用電仍實行政府直接定價，對工業和商業用戶，按電壓等級從高到低，逐級、限期實行與發電企業直接交易，自行商定交易電量和電價，用電方向電網企業支付規定的輸配電價。

這是一個抓大放小的思路，既然居民和農業用電只占15％，那就不應該因為次要矛盾而耽誤了市場化的啟動。

電力市場落空

電力市場建設的核心，是改變供需兩不見面，電網獨買獨賣的壟斷交易格局。迄今為止，這一格局并未改變

今年元月1日，以建立跨省區電力雙邊交易為內容的《跨省跨區電能交易基本規則(試行)》開始實施。

這份新政規定，“符合條件的獨立配售電企業和電力用戶”，可以通過雙邊協商方式，和發電企業自主協商確定交易電量和價格。而輸電環節收費，“按照國家有關規定執行。支持具備條件的地區，逐步探索形成市場化的價費形成機制”。

很明顯，國家電監會又欲以“電力市場建設”的名義，“倒逼”獨立的輸配電價盡快出臺。

不想未經三個月，制定該規則的電監會卻被摘牌。

有人戲稱，電監會的職能是對電力市場進行監管，但是中國從來就沒有電力市場，“不知道電監會在監管什么”。

電力市場建設的核心，是改變供需兩不見面，電網獨買獨賣的壟斷交易格局。自2003年以來，電監會窮盡所能，在東北培育區域電力市場、實行競價上網，在數省市開展大用戶直供，力推內蒙古電力多邊交易，但或遭慘敗，或被屢屢叫停。

其中，固有壟斷勢力強大、監管手段缺乏之故，但更多的原因，恐是時運不濟。

破除省際壁壘、實現在區域電網范圍內配置電力資源，是本輪電改的一大設計。電監會認為，以黑吉遼為主體的東北電網具有在整個區域市場競價上網的潛力。因為62號文特別提示，“競價上網應在電力供大于求的情況下實施”，而在華北、華中、華東、西北、南方等六大區域電網中，東北供需最為寬松。

2004年1月15日，“東北區域電力市場模擬運行啟動儀式”在國家電網遼寧省電力公司辦公大樓前低調舉行。

這個市場有著先天的缺陷。其一，電網依然是單一買主，電廠和用戶并不直接交易；其二，銷售電價仍是政府定價，且不與上網電價發生聯動。為彌補這一明顯缺陷，電監會2003年底出臺了《東北區域電力市場平衡資金監督管理暫行辦法》，規定“實際上網電價低于或高于國家有關部門核定的銷售電價時，計入競價機組基準上網電價的差額資金，作為東北區域電力市場平衡資金，專用于平衡、穩定銷售電價”。

2004年底，煤價狂漲中，東北電力市場正式試運行。因預期燃料漲價，競價電廠紛紛報出高價，導致固定不動的銷售電價無法覆蓋成本，2005年一年平衡賬戶虧空3.5億元；2005年底，僅兩輪對2006年年度的競價后，平衡賬戶預虧空逾30億元！東北電力市場被迫進入“試運行總結階段”。2005年的虧空則由發改委上調銷售電價來彌補。

“大家都認為搞競價上網，電價應該下降，但最后結果相反，不降反升。”對東北電力市場的失敗，華北電力大學校長助理張粒子認為，“電煤成本上升快，而政府和電力用戶對價格波動特別是對價格上漲的容忍度很低。”

張粒子稱，當初設計區域電力市場時，為減少五大發電集團的市場操縱力，“在每個區域電力市場中，各發電公司所占市場份額有一定比例，且裝機容量原則上不超過20％”。

就省域分布而言，這種市場操縱力其實大量存在。譬如華能占到遼寧競價機組的31％，華電占黑龍江的62％。區域競價上網引發的電網不合理潮流，完全不同于“省為實體”的就地平衡，脆弱的省間輸電線路一時擁堵不堪，這無形中放大了市場操縱力。

張粒子認為，參與競價的多是大型國企，會聯手給市場定價，所以“東北試點失敗說到底還是體制問題”。

在啟動東北電力市場試點同時，電監會還啟動了華東和南方兩個電力市場試點，亦無疾而終。

在接受記者采訪時，國家發改委價格司副司長李才華總結了競價上網的五大問題：區域電力市場模式與以省為單位的行政體制存在沖突，地方政府對建立區域電力市場沒有積極性，一旦出現競爭導致電價上漲的情況，地方政府不同意通過調整銷售電價進行疏導，使得改革難以為繼；電力供需狀況時松時緊，供應緊張時價格上漲風險很大；市場主體遵守市場規則的意識較差，容易出現聯手漲價行為；部分地區電網發展滯后，電力輸送存在網絡堵塞，堵塞地區只能按發電企業報價，競爭形成電價的機制失靈；政府監管力量較弱。

李才華認為，這些問題如不能得到有效解決，競價上網很難成功。

2011年1月，記者實地探訪了位于沈陽市寧波路18號的東北區域電力市場交易中心舊址。這里的牌匾已換成了“國家電網遼寧電網電力交易中心”，負責遼寧省內的電力交易，遼寧省電力公司員工稱其為“新交易中心”，以別于已成明日黃花、無人問津的區域交易中心。

在區域電力市場面臨尷尬的同時，電監會另一項關于電力市場建設的嘗試也遭遇瓶頸。

2006年3月全國“兩會”期間，內蒙古自治區代表團正式遞交了“在內蒙古開展大用戶直接交易試點”的提議，呼吁建立“電力多邊交易試點”。盡管電力市場在國際上只有單邊、雙邊之分，但瑕不掩瑜，其政府不再拉郎配、建立多買多賣電力市場的設想，還是讓業界眼前一亮。

隨即，內蒙古自治區政府向國家電監會上報了《關于商請開展直接購電試點工作的函》。

內蒙古這樣做，自有其內在邏輯。這個能源大區電力充裕，電價低廉，招商引資得天獨厚。

更關鍵的是，這個區保留了唯一獨立于國家電網和南方電網的省級電網——內蒙古電力公司，具有自我操盤的便利。

根據華北電力大學所做的設計方案，內蒙古電力公司此次建立多邊電力交易市場屬于“自我革命”，打破了由電網獨家購電的壟斷格局。

除此，方案還首次提出采用計劃電量與市場電量并行、市場電量逐步擴大并最終平穩過渡到市場電量的發展目標，實施大用戶直接交易、區外電能交易、發電權交易等多項交易品種，通過逐步引入中間商、經紀商等中介機構，形成雙向選擇、多買多賣、價差聯動、浮動電價的長期交易平臺。

渴望改革和抓手的電監會，對此一拍即合。2008年10月，在發改委未予表態的情況下，電監會單方面復函同意內蒙古上報的方案，電監會主席王旭東批示：“積極、探索、推進”。

自2008年11月17日起，內蒙古全區范圍內符合產業政策的鐵合金、多晶硅、單晶硅、工業硅、電石、氯堿化工、氟化工等耗電大戶，每度0.2849元的上網電價下浮8分，對黑色金屬冶煉、有色金屬冶煉及深加工企業生產用電價格，則下浮4分，實施期限為三個月。

降價效果立竿見影。三個月間，蒙西地區共啟動用電設備容量308.73萬千伏安，遏制了用電負荷急劇下滑趨勢，保住了集中供暖。

三個月試用期后，經濟仍不見回暖，該臨時政策開始長期化。2009年7月1日，內蒙古自治區電力多邊交易市場開始模擬運行，18家電廠和14家用電企業被首批批準進入多邊市場。

2010年5月6日，內蒙古電力多邊交易中心正式鳴鑼運行，時任電監會主席王旭東和內蒙古自治區政府主席巴特爾到場祝賀。據內蒙古官員介紹，他們亦邀請了國家發改委領導和國家電網高管參加，但雙方均未到場。

數日后，國務院在京召開全國節能減排工作會議。為保障“十一五”節能減排目標實現，中國掀起了一輪行政力量主導的節能減排風暴，把內蒙古電力多邊交易市場推至風口浪尖。

2010年6月，國家發改委價格檢查組赴內蒙古檢查；7月，國家發改委、電監會、監察部、工信部等六部委組成的更高規格的全國節能減排督查組再次赴內蒙古督查。因為審批材料健全，督查組最后提出了兩點意見：其他省優惠電價都已停，內蒙古若不停，其他省會仿效；參與多邊交易的用電企業多是高耗能，不能搞優惠用電。

2010年7月，內蒙古自治區副主席趙雙連率隊拜訪電監會和國家發改委。電監會副主席王禹民重申，電監會此前對內蒙古電力多邊交易市場下發的各項審批文件真實有效。

但發改委一位副主任認為，內蒙古電力多邊交易市場雖符合電力市場改革方向，但在節能減排大勢下，內蒙 必須盡快停止多邊市場運行，未來可按規定履行審批程序后再行啟動。

事實上，“十一五”期間綜合能耗下降22％的目標，內蒙古已經完成。但迫于壓力，運行了三個多月的內蒙古電力多邊交易市場停市。

2011年3月1日，內蒙古電力多邊交易市場重啟。不料，國家發改委再次下發通知，“未經國家發改委、國家電監會、國家能源局批準，擅自開展大用戶直供電試點，或者以其他名義變相降低企業用電價格的，要立即停止執行。”

發改委價格司稱，從大用戶與發電企業直接交易試點看，有些地方政府將之當成對高耗能企業實行電價優惠的手段，強制規定交易的電量與電價，發電企業與電力用戶難以自由談判協商定價。此外，當前工商企業對居民和農業用戶提供了大量交叉補貼，如果工商企業參與試點的規模較大，勢必減少交叉補貼，導致居民和農業電價上升，但提高這兩類電價的難度很大。

針對第二點，多位接受記者采訪的專家指出：普遍服務是政府義務，其支出也應納入政府的財政性安排，政府授予國企壟斷經營權，換取其代行政府的普遍服務義務，這是一種最壞的選擇，將使價格引導資源配置的基礎作用永遠無法發揮。

改革不進反退

外資集體撤出中國電力市場，火電投資連年下降，可再生能源的產銷始終銜接不暢，發電企業連年巨虧不得不“不務正業”、煤電聯動這一短期行政手段長期化，電力行業出現改革回潮之勢

按照電力改革設計者的預想，改革可以在發電側引入競爭，從而解決電力短缺的問題。電改初期也的確出現了電源裝機快速增長，基本解決了長期困擾中國經濟的電力短缺問題。

此后，改革進入僵持階段，電力市場建設無功而返，合理的電價機制亦未建立。這使得發電企業陷入嚴重虧損，此后外資電企撤離，五大發電集團被迫多元化。發電裝機增長速度趨緩，改革無果致使中國電力行業不進反退。

電改啟動之后，隨著中國經濟的發展，電煤價格大幅上漲，但由于電價并未市場化，多數時間火電企業只能內部消化燃料上漲的壓力。

2008年之后，火電企業陷入越發越虧的困境。2011年一季度開始，部分火電廠以檢修為名，停止發電，罕見的春季電荒在中國出現。

為疏導火電企業的經營壓力，國家發改委曾在2004年出臺了“煤電聯動”政策，該政策的基本邏輯是“煤價漲多少，就讓電價漲多少”。

這一政策原本被業內定位為電改未完成時疏解煤電矛盾的應急性措施。但是由于電改遲遲未能到位，卻被作為應對煤電矛盾的長久之計延續了下來。

行政審批式的煤電聯動政策被證明效果不佳。從出臺至今，電煤價格上漲超過4倍，但上網電價上調幅度不超過40％，發電企業的壓力不減反增。

有國家能源局人士在接受記者采訪時稱，煤電聯動政策依然是在用政府行政手段干預價格，“沒有建立市場，讓供需反映價格，而是用滯后的行政手段審批價格，這只能讓價格與供需脫節”。

持續的虧損使得“十一五”期間火電投資逐年下降。《電力監管年度報告（2011）》則顯示，“十二五”期間火電投資額亦逐年下降，2011年的數據不足2005年的一半。

作為電力供應的主力，占電源比例超過70％的火電新增裝機量持續多年下降，恐將對未來的電力供應形勢產生影響。多位電力行業人士在接受記者采訪時稱，如果經濟回暖，用電需求增大，電荒可能重來，“軟缺電”也將變為“硬缺電”。

在煤電關系最為緊張的2011年，以火電為主業的五大發電集團出現巨額虧損。電監會數據顯示，當年五大電力業務合計虧損151.17億元，利潤同比下降348.32％，負債率達85.71％。煤炭價格攀升，財務成本增多，是導致發電經營困難的重要因素。

巨虧之下，五大集團謀求多元化發展，上游的煤炭，下游的鋁業、煤化工、冶金，以及金融和物流等都是五大涉足的領域。對此業界多有批評，稱五大“不務正業”。華電集團公司政策法規部主任陳宗法在接受記者采訪時稱，五大走多元化之路多有無奈，“五大是央企，是要接受國資委考核的”。

他表示，“如果沒有多元化業務，五大的情況將更加糟糕。”

在國際上，能源集團多元化發展，并不乏案例。杜克能源和BP石油均是橫跨電力、石油、管道和天然氣等業務的綜合能源集團。實力強勁，現金流充沛，是它們進入其他領域尋求更多利潤的動因。而五大的多元化卻是在主營業務巨額虧損下的無奈之舉。

目前，除國有發電集團火電資產出現大面積虧損之外，外資企業也因為中國電力市場無利可圖選擇了撤離。

2012年4月，全球最大的供電商AES宣布出售其在華全部業務。至此，外資火電資產全部撤離中國。

上世紀90年代，中國為解決電力投資不足的問題，給予外資超國民待遇，部分地區投資回報率高達15％至20％，吸引外國投資者紛至沓來。但十多年后，一路上漲的煤炭價格和扭曲的電價體制讓它們入不敷出。

這期間，西門子、太平洋頂峰、美國邁朗公司和賽德能源等外資電企紛紛出售其在華電廠股權。

電改初期，五大發電集團的裝機量占比不足40％，而如今已接近50％。“外資撤出最能反映市場的情況。”中電聯人士在接受記者采訪時稱，“五大發電公司的擴張也許有政治因素，外資則完全根據市場而動。”

近年日益涌現的新能源并網問題，亦是電改不到位的另一表象。今年2月16日，國家能源局發文要求各方必須在2013年做好風電并網工作。該份文件顯示2012年風電棄風限電總量已達200億千瓦時。

棄風限電在業內已不是新聞，電網因此飽受各界的指責。國家電網財務部副主任馮來法在接受記者采訪時稱，限電原因主要是風電發展太快，超出了電網建設的規劃。此外，新能源發電本身具有間歇性，可能會瞬時對電網產生強大沖擊，這也是風電經常性調峰讓路的重要原因。

風電行業人士并不同意這樣的說法，他們認為，風電建設速度過快是次要原因。“電網改革不到位，這才是根本原因。”

中國風能行業協會人士告訴記者，在輸配分開的電力體制下，電網是輸送電力的高速通道，風電場發電后可直接通過電網傳輸至電力庫，需求方則直接在電力庫中買電。

在此種模式下，風電需要考慮控制自身發電成本以提升與其他發電形式的競爭力。而在國內，電網作為市場單一買方，對于風電有權力決定“買或者不買”。因此，電網不再是輸送電力的通道，而是利益相關方，因此當新能源與其他電源形式出現競爭的時候，電網通常選擇對自身有利的一方。

“火電單機容量大，利用小時數高，可以在電網內部保持平衡，因此電網傾向于選擇火電。”上述人士表示。此外，風電機組為火電機組完成計劃電量調峰讓路的情況屢見不鮮，《可再生能源法》中對電網清潔能源全額收購規定已淪為一紙空談。

至于風電的間歇性問題，歐洲風能協會編制的《歐洲大規模風電并網研究》一書指出，“到目前為止，已經得到公認的看法是風能可以滿足大型電網電力需求的20％，而不會造成任何嚴重的技術和實際問題。”

研究者還表示，風電并網面臨障礙并非因為風電的不穩定性，而是因為不公平的電力市場存在障礙。中國風能協會方面表示，風電和光伏新能源并網，技術上不存在問題，將棄風歸咎于風電間歇性的特點，是在找借口。

光伏遇到問題與風電相同。此前業界曾對新能源寄予很大希望，希望具有分布式特點的新能源，能夠掀起一場自下而上的革命，改變電網的壟斷地位。

2012年10月，國網宣布將接納分布式光伏發電，并進行免費并網服務。但是國網又對分布式光伏的規模（6兆瓦）和計入電壓等級（10千伏）進行了嚴格限制。國網方面在接受記者采訪時承認，限制規模和電壓等級目的在于將分布式光伏限于自發自用，而非遠距離傳輸。

如此一來，分布式光伏無力對大電網的改造形成影響，這與分布式能源革命相去甚遠。

改革路徑分合

與激進人士“萬事俱備、只欠東風”的表述不同，電力體制改革仍有具體的路徑分歧，“新電改”仍需經歷縮小分歧、擴大共識、破解矛盾的過程

電力體制改革雖然十年逡巡不進，但業內人士一直在進行反思和討論，一些曾經爭執不下的問題，業內已經達成共識。而5號文的參與者們，也已經對電改方案進行了微調，以適應新形勢的改革需要。

首先，5號文件所涉及的競價上網和容量電價，業內已經取得共識，不再是改革的方向，應直接“繞行”。

源自英國的競價上網模式曾經風靡全球。這個競價模式引入了“電力池”的概念：在上網段用了所有機組報價，然后選則一個最高的作為同價，有一個邊際價格作為電力時段的價格。這個創新使得電力這種特殊的商品可以進行競爭。2001年3月，英國取消了競價上網制度，轉而采用大用戶的合同交易。

“這并不是說英國的改革失敗了，而是它升級了。”一位接近國家電監會的專家告訴記者，“中國與英國的情況類似，有80％以上的電量是高一級電壓等級的工業和商業用電，具備合同交易的條件。”

容量電價的概念來自BOT電廠。BOT是嚴重缺乏資金、缺乏設備的情況下適用，而中國早已度過這一階段。

其次，調度獨立，亦已經成為電力行業的共識。

調度、交易、電網（輸電）這三大環節的制度安排，是世界各國電力市場化改革的核心。各國中，有交易獨立，調度、輸電一體的；也有輸電分離，調度、交易打捆的；也有調度、交易、輸電各自獨立的。只有中國，仍然保持著調度、交易、輸電三合一的體制。

第三，區域電力市場仍需要堅持。5號文件中規定，區域電網應有全國六個交流異步電網。但在近年國網“削藩”之后，區域電網公司已成“空殼”。

第四，必須厘清現存電網公司的公益性環節和可競爭環節。公益性的輸配環節由政府以“成本+合理收益”的準許收入模式單獨定價，可競爭環節盡快引入競爭機制，由市場決定價格。

經過十年的反思、爭論與總結，電力體制改革的市場化方向已經達成共識。不過與激進派人士“萬事俱備，只欠東風”的表述不同，電力體制改革仍有具體的路徑分歧。“新電改”仍需經歷涉及各方縮小分歧、擴大共識、破解矛盾的過程。

目前業界持有的改革方案可以總結為“國網版”、“溫和版”、 “激進版”和“折中版”。

“國網版”對未來的設想是三個“一體化”：輸配一體化、電網調度一體化、電網與交易機構一體化。

國網總經理劉振亞在其所著的《中國電力能源》一書中表示，支持國家為輸配單獨定價，并稱電力市場應該放開兩頭，監管中間，推進發電側競爭，有序放開售電側市場，最終形成多買多賣的市場格局。

而國家電網也應該是多買多賣中的一員，不僅傳輸電力，而且繼續買賣電力。

“溫和版”的改革方案是“輸配合一，網售分開”。將銷售環節從電網中剝離，以區域、省為建制組建獨立的售電公司，承擔普遍服務義務。輸配仍屬于統一的電網企業，電網的收入來源由購銷差價改變為過網費（輸配電價×過網量）。調度機構則可保留在電網內，其管理體系不變。

“激進版”改革方案的核心是輸配分開。將跨區（省）輸電資產和功能分離出來，組建獨立的國家輸電公司，負責輸電業務，收入來源為輸電價格×輸送電量。以省為單位，組建配電公司，負責區域內電力營銷，承擔普遍服務工作。主要收入來源分為兩種：一是對大用戶直接購電收取過網費；二是為其他用戶供電時收入為購銷差價×輸送電量。國家輸電公司承擔區域間調度任務，省級配電公司承擔省內調度業務。

“折中版”的改革方案是：將跨區輸電資產分離出來組建國家輸電公司，專門負責從事跨區域輸電業務，收入來源為輸電價格×輸電量。將國家電網拆分為獨立的華東、華中、華北、西北和東北電網公司。區域電網公司負責區域內電能輸送，承擔普遍服務；國家輸電公司負責區域間調度業務，區域電網公司負責區域內調度。

上述三種方案孰優孰劣？原電監會政策法規部體改處處長劉建平點評說：激進方案收效大、成本高、風險中；溫和方案收效中、成本中、風險小；折中方案收效中、成本高、風險中。

李紅兵對此文亦有貢獻