中国电力工业的场化改革.docx
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中国电力工业的场化改革
中国电力工业市场化改革的问题及展望
周波
二○○七年八月
一、中国电力工业的现状
（一）发电情况
截止2006年底，全国发电装机容量达到62200万千瓦，居世界第二位。
其中水电12857万千瓦，占总容量的20.67％；火电48405万千瓦，占总容量的77.82％；核电685万千瓦，占总容量的1.10％；风力发电187万千瓦，占总容量的0.30％；生物质能等其它发电66万千瓦，占总容量的0.11％。
2006年全国发电量达到28344亿千瓦时，同比增长13.4％，电力供应能力进一步增强，发电设备利用小时数延续了自2005年四季度开始的下降趋势，6000千瓦及以上发电厂利用小时5221小时，同比下降3.7％。
发电市场主体已多元化，初步形成竞争格局。
目前，全国6000千瓦及以上各类发电企业4000余家。
其中国有及国有控股企业约占90％。
华能、大唐、华电、国电和中电投等中央直属5大发电集团约占装机总量的38.79％；国家开发投资公司、神华集团、三峡工程开发公司、中国核电集团公司、广东核电集团有限公司、华润电力控股有限公司等其它中央发电企业约占总装机容量的10％；地方发电企业占总装机容量的45％；民营和外资发电企业占总装机容量的6.21％。
（二）输电情况
输电环节具有自然垄断性质，由国家电网公司和南方电网公司分区域垄断经营。
目前，全国从事省级输电业务的企业31家，跨省输电业务的企业6家。
截止2006年底，两大电网总资产约为15110亿元，其中国家电网公司约为12141亿元，南方电网公司约为2969亿元。
目前我国已经初步形成了以500kV（330kV）和220kV为骨干的电网结构，初步形成北、中、南三大“西电东送”通道，实现了区域内省间及跨区域电网互联。
截至2006年底，全国220千伏及以上输电线路回路长度28.15万公里，220千伏及以上变电设备容量98131万千伏安。
（三）供电情况
目前，按所有制形式划分，供电企业主要有中央国有和地方国有。
中央国有主要为国家电网公司、南方电网公司和新疆生产建设兵团等拥有的供电企业；地方国有主要为内蒙古、陕西、山西等地方电力企业和水利系统管理的供电企业；此外，还有林垦、油田和煤矿等系统拥有的自发自供企业。
截至2005年底，全国户通电率为99.20％。
全国3012家地、县级供电企业中，国家电网公司、南方电网公司直供直属的1196家，控股或代管的1353家，地方独立的662家。
（四）用电情况
全国各类电力用户超过2.3亿户，其中10千伏及以上高压用户接近100万户。
二、中国电力工业市场化的进展
自改革开放以来，针对不同发展时期，我国进行了一系列电力工业体制改革和管理模式的探索，主要经历了三个阶段。
（一）缺电形势下的集资办电
1985年之前，我国电力工业一直实行国家集中统一的计划管理体制。
中央政府是全国电力经济活动的惟一决策主体，负责全国电力资源的配置，直接组织电力生产供应和电力投资建设。
这种典型的计划经济体制严重制约了电力工业的发展，造成了全国长达20多年的严重缺电。
为迅速扭转电力短缺的局面，调动地方政府、企业、外资等方面的积极性，1985年，电力工业开始实行改革，采取了两项主要改革措施：
一是实行以“电厂大家办，电网国家管”为方针的集资办电政策，对新建电厂实行“还本付息”电价，其目的是吸引社会资金投资兴办发电厂，创造必要的投资激励机制；二是在管理体制上实行省为经营实体，中央政府逐步放松对电力工业的准入监管和价格监管，同时对地方政府适当放权。
这些改革措施极大地推动了电力工业的迅速发展，电力装机容量每年以新增1000万千瓦的速度递增，到1995年全国电力装机容量突破2亿千瓦，全国性电力短缺的矛盾基本得到解决。
（二）政企分开的改革探索
1997年3月，电力工业管理体制进入第二轮改革，进行了政企分开改革，成立了国有独资的国家电力公司，与电力工业部双轨运行一年以后。
1998年，电力工业部被撤销，国家经济贸易委员会下设电力司，原电力部的行政管理职能移交该电力司。
这一轮改革后，国家电力公司不再具有行政管理的政府职能，只是一个电力生产运营商。
但是，垂直一体化经营的国家电力公司，集发电、输电、配电、售电于一身，几乎控制着全部电网和一半的发电厂，依然保持着垂直垄断的格局。
（三）厂网分开改革
90年代末期，中国电力市场的供求关系发生了变化，电力供应不仅不再短缺，而且实现了供需基本平衡，甚至有些地区出现了阶段性的供大于求。
这一变化导致了发电市场开始出现竞争并且竞争程度逐步增强，逐渐显现出了电力工业产业组织结构垂直垄断的弊端。
在发电市场上，国家电力公司拥有电网和调度权，由于缺少“公平、公正、公开”原则的市场竞争规则，独立发电公司与国家电力公司所属电厂处在不平等的地位上。
同时，电力市场的地方保护主义即省间壁垒逐渐变得异常突出。
2002年，在国务院《关于印发<电力体制改革方案>的通知》（国发〔2002〕5号）精神和基本原则指导下，中国的电力体制进行了重大改革。
改革的重要举措：
一是拆分国家电力公司资产，重新组建为两大电网公司（国家电网公司、中国南方电网有限责任公司）、五大发电集团（华能、大唐、国电、华电、中电投集团）和四个辅业集团（电力顾问集团、水电顾问集团、水利水电建设集团、葛洲坝集团）；二是成立国家电力监管委员会，对电力工业实施监管。
2003年3月，国家电力监管委员会组建成立，按国务院授权履行全国电力监管职责，国务院有关部门依据相关法律法规履行相关监管职责，中国电力工业新的管电体制框架逐步形成，由过去的行政管理逐步走向市场监管。
经历以上三个阶段的改革，特别是2002年的以“厂网分开”为主题的改革以后，我国电力工业取得了突飞猛进的发展，主要表现在以下几个方面。
一是全国发电装机容量增长迅猛。
2002年底，全国发电装机容量约为3.6亿千瓦，而截至2006年底，全国发电装机容量已达到6.2亿千瓦，即在2002年改革后的四年中，全国发电装机增长了72％，预计到2007年底，全国发电装机将比2002年翻一番。
二是发电侧主体进一步多元化。
2002年，国家电力公司全资及控股装机为1.7亿千瓦，约占全国总容量的47％。
国家电力公司发电资产改制后的五大发电集团截至2006底装机容量为2.4亿千瓦，占全国总容量39％，即下降了8个百分点。
其他独立发电主体装机容量有所上升，发电主体进一步多元化。
三是发电工程造价大幅降低。
由于发电主体进一步多元化，发电企业在竞争环境下注重加强内部管理，不断提高效率、降低成本，发电工程造价在几年中大幅降低。
以火电工程为例，单位概算从2001年的5000元/kW下降到2005年的4000元/kW左右，下降幅度约20％；单位决算从2001年的4800元/kW左右下降到2005年的3600元/kW左右，下降幅度约25％。
四是政府管电职能逐渐从行政管理过渡到行业监管，独立电力监管机构逐渐走向成熟。
2002年改革，实现了政监分离，在全国建立了独立的、专业的、垂直一体的电力监管机构。
新体制运行四年多来，在推进竞争性电力市场建设，促进政府电力管理方式和管理观念转变、提高监管的科学性和规范性、确保电力安全等方面，取得了显著的成效。
三、存在的问题
如前所述，自2002年电力体制改革方案实施以来，我们实现了厂网分开，发电主体进一步多元化并在竞争中降低了成本、提高了效率，监管机构也初步建立，但从全社会公众角度看，这仅仅是电力工业自身结构的调整，老百姓没有享受到电力改革的成果，电力体制还存在很多问题没有解决。
（一）消费者没有享受到电力市场化改革的成果
在发电主体进一步多元化的同时，尽管各发电主体已经形成了潜在的竞争意识，但企业所节约的成本、获得的效益仍然只是企业自己享有，老百姓无法享受到电力竞争所带来的效益。
例如，根据专家测算，2003～2005年，发电企业因为造价降低节约了1400亿的投资，而2004年和2005年，销售电价分别平均上涨了2.84和2.52分钱，消费者多支付了约1600亿元，即使是考虑前几年煤炭价格上涨的因素，消费者也难免对电价上涨产生质疑。
消费者享受不到企业成本降低的成果，体制上原因是目前我们还没有真正建立电力市场化的竞争机制，还没有形成市场竞争效益的传导机制，电价机制并没有根本性的改变，市场交易模式仍然单一，缺乏多样化和可选择性，最终销售电价仍然是政府核定，用户也没有购电选择权。
（二）对电力垄断企业监管不力
虽然发电企业基本实现了主体多元化，但是整个电力行业绝大部分主体仍然是国有垄断型企业，从2002年的电力体制改革至今，电力行业的垄断不仅没有被打破，反而进一步加剧并受到公众的指责，表现出政府监管国有垄断型电力企业仍然存在着体制缺陷。
例如，我国电力投资和电价控制权仍在发展改革委，绝大部分国有电力企业绩效管理职能在中央或地方国资委，电力环保监管职能在环保总局，电力安全和电力市场监管在电监会。
这种横向职能的分散配置，看似各部门各负其责，互不影响，但从几年来的实践来看，这种多头、分散式监管，使得对电力企业的监管能力减弱，垄断电网企业进一步加强集约化管理，增强了电网的垄断势力；发电企业形成利益集团的割据局面，非公经济主体很难进入。
（三）电力企业的效益依然很低
如前所述，我国电力工业中，国有资产占绝大部分比重，由于长期处于垄断地位，企业效益长期在低水平下增长。
2006年，两大电网公司利润总额较上年提高较多，但净资产收益率平均仅为2.37％，五大发电集团中除华能净资产收益率达到6.6％，其他四家均在5％以下。
2006年两大电网公司、五大发电集团财务状况表
亿元
公司名称
资产总额
利润总额
资产回报率
净资产受益率
国家电网公司
12140.66
269.18
2.22%
3.83％
南方电网公司
2969.05
136.97
4.61%
8.24％
华能集团
2855.72
95.51
3.34%
6.60％
大唐集团
2266.16
54.70
2.41%
3.62％
华电集团
1961.00
30.50
1.56%
3.30％
国电集团
1879.72
39.51
2.10%
4.15％
中电投集团
1811.65
38.99
2.15%
4.82％
国有电力企业盈利水平低，一方面反映出国有垄断企业普遍存在的市场激励不足，另一方面也反映出对国有电力企业的绩效激励机制还需要进一步的改进和加强。
（四）电力市场建设缓慢，配套政策落实难度大
由于电力市场建设迟缓，当前电力工业落实国务院节能、降耗、减排、环保等政策措施难以通过电力市场的方式加以落实，只能用传统行政命令方式进行，缺乏统一的市场规则，执法标准不统一，执行力不强。
例如，关停高能耗、高污染小火电的节能、减排措施，若没有强有力的、统一的市场退出机制，各地方政府执行中难免受阻，也难以做到公平；如果建立了统一的电力市场准入、退出机制，关停措施的执行也可以做到一视同仁。
又比如，新近提出的通过改变电网调度方式降低能源消耗的措施，如果不与电力市场很好的结合，将可能倒退到80年代计划调度体制，明显不符合社会主义市场经济的发展方向；如果将节能、降耗措施纳入到电力市场运行统一规则下，设置能耗、污染“门槛”指标，节能、高效机组优先排序，则老小机组在市场竞争中自然淘汰，这样既能很好贯彻落实节能、降耗、环保政策，又能够实现电力工业在统一、公正、透明的电力市场规则下的和谐发展。
四、发达国家电力改革简况
（一）美国
美国电力市场化进程大体分为三个阶段：
1996年，美国联邦能源监管委员会FERC出台了888号和889号法令，提出了发电和输电领域必须在功能上实现分离，电网必须公平开放，所有发电企业具有同等待遇；1999年，FERC提出了建立区域输电组织（RTO）的设想，将RTO作为独立的区域调度机构，负责输电网调度运行和市场监督，旨在为输电网运行获取最大的区域效益；2002年，FERC颁发了《标准市场设计》，被认为是美国独立系统运行商（ISO）几年来在批发电力市场中实践经验的最好总结。
美国电力市场改革和发展的方向是：
将输电领域作为自然垄断环节独立出来，同时放开发电领域和配供电零售领域，让购售双方享受平等的输电服务，并建立电力批发市场，实现发电侧和销售侧的竞争。
目前约有50％的州（占电力负荷的三分之二）实行了程度不一的市场化改革，建立了电力批发市场，由独立调度交易机构（ISO或RTO）运行。
（二）英国
自1990年，英国电力工业实行私有化以后，英国电力市场化改革也分为三个阶段：
1990年至2001年的电力库（POOL）时代，规定了所有电力交易都要通过POOL进行，发电商受竞价规则的约束，购电商必须从POOL中购买所需的大部分电能；2001年进入了新电力交易协议（NETA）时代，为克服POOL交易模式造成的电价过高、用户无法参与电价制定等缺点，建立了用户侧和发电侧的直接见面的双边合同市场，90％以上的电能交易是在电力交易所中通过签署双边合同来实现，NETA实施后，英格兰和威尔士地区电价下降了30～40％；2005年进入了以英国电力贸易与传输协议为标志的BETTA时期，设立了一个完全独立于发电和供电业务的覆盖苏格兰、英格兰及威尔士三大区的输电系统运营机构GBSO，并将逐步实现输电运营机构GBSO与输电资产拥有者TO的分离。
英国电力市场改革和发展的方向是：
在打破电力纵向一体化、进行电力私有化改革以后，英国首先建立了基于POOL的电力批发市场；为了避免发电侧市场控制力和促进购电方参与市场，建立了发电厂和购电方之间的双边交易市场；当前，为了进一步提高输电网的有效性和公平性，开始实施输电网所有者和系统运营商的分离。
（三）澳大利亚
1991年，澳大利亚开始电力市场化改革，此后各州纷纷试点，直至1998年，国家电力市场正式启动，分为电力批发市场和电力零售市场。
发电厂通过竞争将电能卖到电力批发市场，市场再把电能批发给购电商，购电商通过零售市场将批发到的电能卖给终端用户。
发电厂和购电商在批发市场上竞争报价的同时，相互之间也签订了差价和约以避免市场风险。
（四）北欧
北欧电力市场化改革源于挪威，1991年，挪威能源法案提出通过引入竞争促进电力工业的效率和保证电力可靠供应，同时实施了垄断性输电网业务与其他竞争性业务分离。
此后十年间，瑞典、芬兰、丹麦先后加入，直至2000年，北欧四国（除冰岛）统一电力市场建立起来。
北欧电力市场包括三大类成员：
一是市场交易机构（PowerExchange），专门负责运营现货和金融期货市场交易并进行清算服务；二是输电系统运营机构（TSO），负责建设、运营和维护输电网，并负责电力系统的实时运行；三是市场主体，包括发电厂、电网拥有者、零售商、交易商和用户等。
北欧电力市场总体上包括批发市场和零售市场，其中批发市场又分为柜台交易市场OTC、双边市场、北欧电力交易所和各国输电运营机构负责的电力实时市场。
由此可见，北欧电力市场交易方式较多，购售电双方有多种可供选择的买卖电能的途径，市场较为活跃。
五、对中国电力工业市场化改革的展望
中国电力工业市场化改革的最终目标是：
确保电力工业发展适应国民经济不断增长和人民生活水平不断提高的需要，使广大电力消费者享用持续、高质、廉价的电能，实现电力工业的和谐、可持续发展。
在当前电力市场化改革形势下，如何深化电力体制改革，从而有效实现以上目标，需要我们深入思考和分析。
笔者认为，走电力市场化道路，就要使电力工业体制按照市场化的方式设置，电力的生产和消费也要充分发挥市场配置资源的基础性作用。
当前我们应抓紧完成以下任务。
（一）加强对垄断电网企业的监管
电网企业既具有自然垄断性，又是关系国家经济和人民生活的重要公用企业，着重对垄断电网企业进行监管是国际通行做法。
例如，美国888、889号和新近推出890号法案，都是专门为加强垄断性电网的监管提出的。
输电企业和独立配电企业是自然垄断企业，不能形成市场竞争，他们对发电企业和用户的输、配电价格不能通过市场竞争确定，只能由政府根据其经营成本进行核定。
因此，政府对电网企业的监管重点应放在企业财务和成本上，以便政府准确核定输配电网价格并建立良好的激励机制。
电网企业的财务状况不仅要向政府有关部门公开，一些重要财务指标还应向社会公众透明，这样既可以让公众了解政府定价依据、消除疑虑，又能充分发挥社会公众的监督作用。
除此之外，政府对电网企业的监管还应包括电网安全、调度运行、服务质量、规划执行情况、信息披露、标准的执行情况、环境保护、企业绩效等方面。
针对这些监管内容，发改委、电监会、质监总局、环保总局、国资委等国务院相关机构应进一步明晰和界定职责，切实做到职责分工合理、明确。
（二）抓紧建设和完善区域发电侧电力市场
目前，我们正在着手建设的区域电力市场是电网企业单一购买和销售的市场模式（如图），这种模式是厂网分开、发电主体多元化后必然经历的过渡模式。
发电侧上网竞价市场的建立既可以有效激励发电企业降低成本、提高效率，又可以通过市场准入等相关规则，有效贯彻国家节能、降耗、环保等政策目标。
因此，当前的首要任务是：
继续坚持发电主体多元化发展，抓紧建设和完善发电侧竞价市场，营造良好的竞争环境，贯彻落实已经国务院同意的《电力体制改革工作小组关于“十一五”深化电力体制改革实施意见》（国办发〔2007〕19号），加快区域发电侧竞价市场平台建设。
为更好地贯彻国家各项政策目标，做到公平、公正，在建设区域竞价上网平台时，除可再生能源或综合利用机组外，其他并网机组应全部参与竞价上网，并且要从规则设计和网架建设等方面确保发电企业充分竞争，避免受到发电企业报价联盟和垄断力的影响。
同时，要建立销售电价联动机制，抓紧按照《国家发展改革委关于印发电价改革实施办法的通知》（发改价格〔2007〕514号），制定输配电价，并实施销售电价联动，既保证了电网企业的“合理成本、合理盈利”，又让用户感受到市场电价波动，间接参与市场。
（三）逐步打破电网企业单一买卖电格局，建立多种交易模式并存的区域电力市场
应该看到，上述过渡模式仅仅实现了发电企业竞争上网，销售渠道只能通过电网企业，用户也只能从电网企业买电，仅仅是用电价格随发电侧市场波动，这种模式并不能真正发挥市场的作用。
市场应为买卖双方提供更多的选择机会，让更多购售电主体参与电能买卖。
打破单一购买模式、允许大用户和配电企业向发电企业直接购电，是几乎所有实现竞争性电力市场国家采用的模式（如图），我国电力市场化建设也应坚持这一发展方向。
这种模式使得大用户和配电企业既可以和发电企业实现双边交易，又可以从发电竞争市场上进行现货交易，增加了买卖电的选择性，大用户和配电企业可以通过与发电企业双边交易规避市场风险，现货市场为双边交易市场提供价格参考和备用。
从近年来开展大用户向发电企业直接购电试点情况来看，大用户对于参与电力市场的积极性很高，为了使较小用户参与进来，还需要培育更多的独立配电企业作为购电主体，让他们为小用户提供优质、价廉的供电服务。
同时，要加强对独立配电企业的监管，特别是对配电企业的供电服务质量和配电成本价格的监管。
作者所在单位：
国家电力监管委员会
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