十年成绩与问题

十年来电改取得了巨大成绩。数据显示，2011年我国发电装机容量达到10.6亿千瓦，9年间新增7亿千瓦，较2002年的3.56亿千瓦增长3倍，我国先后成为世界第一的水电、风电、发电量大国，解决了困扰多年的发电装机容量“硬缺口”问题；电网建设方面220kV以上输电线路从20.7万公里增加到47.5万公里，增加2.3倍，直流输电线路总长度和输电容量跃居世界第一；发电厂用电率降低12.4％；线损降低了13.3％；CO2排放降低了14.1％；居民用电停电时间从11.72小时/年下降到7.01小时/年。

但是在此过程中，电力工业也出现了一系列的问题。特别是近几年来，煤电矛盾突出，发电企业亏损严重，工商企业用电负担沉重，新能源、可再生能源发展受到制约等问题频现。“以五大发电集团火电板块连续亏损为例，2008年至2011年共亏损921亿元，资产负债率均已超过国资委限制的85%的红线。”一位不愿具名的来自五大电力集团人士说。

十年电力体制改革的共识

一方面，电力体制改革取得了巨大成效。首先，电力体制基本实现了政企分开、厂网分开、主辅分开，电力市场化改革有了新进展、新突破。其中，厂网分开使发电侧进入竞争性行业，形成了国有、集体、民营及外资等多元化投资主体和全方位竞争的格局，竞争理念渗透到“前期项目——电厂建设——运营管理——并购重组”各个领域。竞争之激烈、发展之活跃，是“空前”的。

其次，电力工业实现了跨跃式发展，安全供电能力显著增强，基本实现了全社会电力供需的总体平衡，解决了困扰我国多年的持续性、大面积“电荒”问题。

再次，电力结构布局得到优化，技术装备水平大幅提高，节能减排取得较大成效。新能源和可再生能源取得快速发展，同时，大力发展超（超）临界机组、大型联合循环机组，采用高效、洁净煤发电技术，发展热电联产、热电冷联产和热电煤气多联供；互联电网大发展，促进了跨省区电力资源优化配置，采用先进的输、变、配电技术和设备，提高了电力系统安全可靠性，降低输、变、配电损耗。

另一方面，电力体制改革未实现规划目标，又面临很多新问题，电力市场化改革是正确方向。近几年，煤电矛盾不断加剧，电力生产减排成本上升，新能源、可再生能源并网受限,电价和电量分配仍然采用计划管理方式，市场调节供需和优化配置电力资源的作用得不到发挥等诸多新老问题交织，亟待通过深化电力市场化改革化解。

此外，业内普遍认为，单一的集中竞价市场模式不适宜。从理论和国外电力市场实践来看，多买多卖、多市场交易平台的格局是电力市场实现公平和效率的基本条件，单一的集中竞价市场模式已被验证易出现市场力行为而失效。而开展大用户与发电企业的双边交易，逐步开放用户选择权,实现从“计划电”向“双轨电”的转型，推进电力市场化改革总体进程的观点，被业内人士普遍接受。

对未来电力体制改革路径和方案选择的分歧

“就目前各方面研究提出的改革措施看，打破垄断、建立电力市场大致有三种选择，即输配分开、配售分开、调度独立。但因此三种方法均是对现行电网运营模式‘休克疗法’式的变革，对既有利益格局冲击较大，改革风险和成本较高，不利于平稳过渡，也将使改革决策难以形成共识，从而延缓改革进程。所以仍存在较大争议。”一位不愿具名的来自国家能源局人士说。

例如，输配分开、配售分开都要对电网组织结构、资产和人员配置进行大“手术”。由于目前输配、配售的功能界面并不十分清晰，分离从技术上有一定操作难度，分离后将增加交易环节，使内部矛盾外部化，加大管理和交易成本，还会由于分离后彼此职责不清带来电力安全等重大隐患，另外，配售分开将使得交叉补贴难以操作，将引发农网建设等新矛盾。

电力市场是涵括多种电力交易活动的综合体系，电力市场建设应首先重在市场体系的建设上，以规范的大用户直接购电合同、政府长期购电合同和短期平衡市场建设为深化改革的切入点，同时建立相应的法律保障体系、信用体系（如大宗购电的保证金制度）等，以保障市场的正常运行和可持续发展。

有观点认为，电力市场化改革目前面临的最突出最紧要的矛盾是，电力市场中两个最重要的主体，即发电企业（生产者）和电力用户（消费者）被制度性“隔离”，不能直接“见面”进行市场交易，市场机制基本失灵，电价水平及上下游产品比价关系被人为扭曲。“因此，下一步改革的关键是要实现大宗电力交易的买卖双方直接进入市场进行交易，相对而言，此种方法属于渐进式改革方式，改革成本和风险相对小，更易于实现。”一位不愿具名的来自中国能源研究会人士说。

对未来电力体制改革的建议

首先，电力体制改革应有顶层设计。当前电力发展困难重重，人心思改而又方向迷茫，继续推进电力改革，行业内部和社会各界纷纷要求，加强整体谋划，进行顶层设计。

其次，电力体制改革应兼顾解决现阶段面临的主要问题和战略性应对可预见的挑战。从长期、战略上看，我国电力工业面临的主要问题是：如何保障各地区电力供应安全问题；如何有效形成发电投资引导信号。大宗电力交易如何开展？没有双边交易、没有金融合同、单一购买竞价模式不适合市场可持续发展，单纯大用户直购电也不是科学的方式。大宗电力交易开展中要综合考虑“西电东送”计划、大用户直供电、短期电力平衡及系统辅助服务。大用户直接购电交易需要考虑实时平衡、输电阻塞等问题；大规模风电并网也要借助市场机制来解决。

再次，规范长期跨省区送电计划合同、开展短期跨省区电力市场交易。我国跨省跨区交易已具备多买多卖的市场结构，应在规范长期跨省区送电计划合同的基础上，建立短期跨省区电力交易市场，以保障受端地区的电力供应安全和送端地区发电企业的利益。

然后，配电网是自然垄断的，不应该参与竞争。配电网是自然垄断的，不应该参与竞争；而且，分布式能源接入配电网后面临的挑战是未知的，分布式电源接入、天然气热电联产推广以及微网等问题需要考虑。配电网和大用户直购电、双边交易等没有矛盾，输电和配的成本独立核算后，不一定要拆分输电和配电。

最后，政府管理方式的配套改革。当前电力体制的主要矛盾和症结不是电网自然垄断本身，而是政府相关制度设计带来的行政垄断权和“被动应对”式的电价形成机制。因此，在构建竞争性电力市场的基础上，更重要的是对政府自身管理电力的理念、内容和模式进行变革。当前应重点从以下几方面入手。

一是尽早颁布能源法和修改颁布新的电力法。二是将本应由政府行使的电网规划、标准、并网准入等行政权上收，避免出现政策缺位和管理“真空”，使电网回归到企业的本来角色，不再承担行政职能，真正按现代企业制度去履行职责。三是规定并监督电网对所有用户和发电企业（含分布式能源、自备电厂）公平、无歧视开放，制定新能源、可再生能源和分布式能源电能质量及并网标准，为其上网消纳及可持续发展提供好的政策环境。四是创造条件逐步放开能由市场竞争形成的电价，如上网电价和工商业用户的销售电价，使市场机制充分发挥作用。在过渡时期，对政府制定的电价，也应建立科学合理、调节灵活的价格机制。五是统一制定并预先公布电力建设规划以及土地、环保、能效等准入标准，逐步有序放开新建发电项目的市场准入，简化电力项目审批程序，使项目业主自主决策、自担风险，避免“跑马圈地”等恶性竞争。六是区分电力企业的生产经营和公共服务职责，实行不同的考核办法。建立政府主导的电力普遍服务新机制，对居民、农业生产及边疆偏远地区用电优惠等政策性、公益性支出主要由财政“买单”，逐步减少交叉补贴，变暗补为明补。