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始於2002年的我國第二輪電力體製改革已經過去了12年，習近平同誌在中央財經領導小組第六次會議上要求"積極推進能源體製改革，抓緊製定電力體製改革和石油天然氣體製改革總體方案"，繼續推進電力體製改革已經是黨中央作出的一項戰略部署。但是，如何在當前經濟環境、能源格局和各方訴求中厘清改革主線，通過怎樣的措施和路線圖能夠以較小的成本、穩妥地實現改革目標？以下思考，期待有助於探討形成適合我國國情、行之有效的電力體製改革方案。

改革目標與亟需解決問題

2002年"5號文"提出的總體目標是："打破壟斷，引入競爭，提高效率，降低成本，健全電價機製，優化資源配置，促進電力發展，推進全國聯網，構建政府監管下的政企分開、公平競爭、開放有序、健康發展的電力市場體係。"今天來看這一目標依然具有指導意義，同時2002年以來我國電力、能源和經濟發展出現了一些新的情況和特點，結合當前實際，改革應"發揮市場配置資源的決定性作用，優化我國能源結構和布局，促進國民經濟轉型、產業結構調整升級和節能減排"。

對照以上目標，目前電力和能源領域中迫切需要解決的問題有：

電力價格和電力運行以計劃體製為主

電能是能源領域中計劃色彩較為濃重的產品，上網電價和銷售電價均由政府審批，計劃價格隔離了資源和一次能源成本向工業生產過程的有效傳導。上網電價管製造成了煤電矛盾、火電企業政策性虧損等問題；銷售電價管製不利於工業用戶開展市場競爭，影響了市場自身應有的產業結構優化功能。

在發電機組上網電價被固化的同時，年度基數電量執行地方政府主管部門下達的發電計劃，企業每年的重要工作是"跑計劃"而非在市場中競爭，電力行業的計劃模式跟改革開放以來我國蓬勃發展的市場經濟形成了強烈反差。

電網企業統購統銷、壟斷經營

廠網分開後，發電側的競爭格局發揮了兩點積極作用：一是2002年以來在經濟高速增長的背景下沒有出現全國性"電荒"，為國民經濟十餘年的高速增長提供了電力保障；二是降低了發電工程單位造價。

與此同時，兩大電網公司通過統購統銷的模式壟斷輸、配、售電業務，壟斷的成本最終由電力用戶埋單，經濟社會和廣大用戶沒有充分受益於電力發展和技術進步。

另外，具有明顯公權特征的調度交易機構以電網企業利益作為出發點組織電力係統運營，不符合"三公"調度交易和資源優化配置原則，不能完全做到安全調度、經濟調度和綠色調度。

發電行業節能減排壓力較大，新能源發展麵臨問題

截至2013年底我國發電裝機容量約為12.4億千瓦，其中火電占69.1%，水電占22.4%，風電占6.1%，光伏、核電各占1.2%。2013年我國消費煤炭36.1億噸，其中電煤占一半多。盡管近年來發電企業大力投資開展脫硫、脫硝、除塵改造，但由於龐大的煤炭消耗總量，在大氣汙染引起全社會高度關注的背景下，發電行業節能減排壓力依然較大。

基於我國油氣資源不足的資源稟賦和水電開發難度越來越大的現狀，隻有大力發展風、光、核等新能源，才能建立能源多元供應體係、降低能源生產和供應的能耗和排放水平，但這些新能源發展遇到了全球核安全風險增加、集中接入電網送出困難、本地市場消納能力有限、電網調峰壓力增大等一係列問題。

改革的措施與路線圖

推進和深化電力直接交易是改革的切入點

12年的電力監管和市場建設實踐表明，推進和深化電力直接交易是符合當前實際、能夠有效解決問題和實現改革目標的最佳切入點。其理由：一是直接交易價格由市場形成，隨著交易規模逐步擴大，市場電量將占據主導地位，可以逐步取代計劃體製；二是直接交易模式中電網企業的利潤來自輸電費用，打破了電網統購統銷的傳統壟斷模式；三是經過不斷試點，直接交易已取得一係列經驗、具備較好的政策基礎，幾乎沒有額外的行政和資金成本；四是交易電量逐漸增加，發電、用戶等眾多市場主體可以逐步形成市場意識、理解市場規則，改革能夠得以平穩實施。

2009年原國家電監會、發展改革委和國家能源局等部委共同推進電力直接交易以來，目前全國近三分之二的省（區）陸續啟動了大用戶直接交易工作，經過5年試點，已經具備了大範圍、全麵推開的條件。下一步可以全麵放開市場準入，擴大發電和用戶的參與範圍，對於滿足國家有關產業、環保政策的發電企業和電力用戶全部予以準入，同時針對落後產能的企業征收懲罰性電價，這樣市場規則對於所有企業一視同仁，通過行政措施促升級、調結構。

對於電力體製改革下一步從何入手還存在其他聲音。例如，先輸配分開，在各地區成立配售電公司，輸電和配售電企業各自獨立運營；還有實施競價上網，建立統一的發電側競爭市場；以及先實施電網企業的主輔分離，將施工、修造、研究等單位剝離主業等。輸配分開看似可以打破電網壟斷，但是如果沒有增加用戶的購電選擇權，用戶隻能從配售電公司購電，那麼就是將電網企業從一家壟斷變成了多家各自壟斷，徒增行政成本。實施競價上網可以通過市場機製形成電力價格，汲取上一輪區域電力市場競價的教訓，上網電價必須從銷售側走出去，但是放開銷售電價將對工業運行造成較為明顯的衝擊，同時建立完善配套的技術支持係統和運營規則需要較大的資金和時間成本。實施電力企業主輔分離有助於厘清電網輸配電成本，同時有利於解決用電市場"三指定"等問題，但主輔分離不能解決當前計劃價格、電網壟斷的主要問題。因此，這些方案都不是當前改革的切入點。

調度交易機構中立是改革關鍵點

無論是計劃體製還是市場機製，調度交易機構都是電力係統的"牛鼻子"，是運營的組織者、操作者和校核者。廠網一體時，調度交易機構隸屬於企業內部，在一定程度上有利於發、輸、配、售各環節協調運作，有助於優化行業運行效率，但廠網分開後，調度交易機構委身於電網企業，必然會利用社會公權力為自身牟利，不利於社會效益最大化。在推進電力體製改革這一涉及各方利益的過程中，調度交易機構的立場和作用尤其重要。曆史上我國的電力調度係統在很長時期內是相對獨立的機構，各網、省調度機構在上世紀90年代才陸續進行本部化。從電力運行安全和效率來看，廠網分開後，調度機構中立更有利於電力整體規劃和二次係統統一管理，有利於保障電網安全、提高運行效率，有利於經濟調度和環保調度。

操作上，將兩大電網公司調度交易機構的現有人員、場所和設備整體劃出，成立國家、區域和省級調度交易機構，性質是不以贏利為目的的理事單位，所需經費由電力市場各成員單位按照會員製共同承擔（參照澳大利亞等國目前模式），保障工作人員待遇水平不降低，其和政府管理部門的關係類似於證交所和證監會。先成立機構，運作起來後再根據改革的要求逐步完善。這樣成本低，效果立竿見影。

改革的並行措施

電力用戶直接交易是改革的切入點，調度交易機構中立運作是改革的關鍵點，為實現改革的總體目標，還應同時推動以下工作：

促進跨區跨省電能交易市場化。近年全國跨區跨省電能交易規模不斷增長，2013年跨區跨省交易電量占全部電量的比例已超過15%，但交易的上網價格受到發改價檢〔2011〕1311號文的管製，無法客觀反映供需關係等市場因素。放開跨省跨區交易價格管製能夠還原電能的商品屬性，且不影響現行的省內基數電量分配體製，是完善市場機製、實現改革目標的重要措施。下一步交易電量和價格均通過市場協商確定，購電方逐步從電網企業放寬到準入電力用戶和獨立配售電企業。

出台新能源電量配額機製。送出困難和電量消納機製不健全是目前製約新能源發展的兩個最主要因素，前者可以通過加強電網電源的協調規劃、落實可再生能源相關法規得以解決，而後者還需創新機製，應出台新能源電量消納配額機製，購電方按照區域內新能源電量比例承擔消納義務，多措並舉促進新能源發展。

推進和實現輔助服務市場化。隨著新能源並網容量越來越大，電網調峰等運行壓力日益增加，應繼續推進輔助服務市場化，盡快實現輔助服務市場交易，通過市場機製體現輔助服務的客觀價值、促進電網安全、穩定、經濟運行。

實施電網企業主輔分離。推進電力修造、施工等輔助性業務單位與電網企業脫鉤，進行公司化改造、進入市場，為厘清輸配電成本創造條件。

改革的路線圖

第一步，調度交易中心中立，初期開展的市場交易主要是直接交易和跨區跨省交易，直接交易之外的省內電量暫時維持計劃體製不變。實施電網主輔分離，核算分電壓等級的輸配電成本，推進輔助服務市場化。

第二步，市場電量規模超過計劃電量時（不超過5年時間），適時取消計劃體製，實現電網輸配分開。發電側市場經過5年發展，電力價格相對穩定，根據市場情況對風電、光伏發電、核電給予補貼後進入市場，水電可基於成本參與市場。對於用戶側，輸配分開、獨立運營的配售電企業出現後，開放一般電力用戶的用電選擇權，用戶側基本全部進入市場。推進和完善電力期貨交易。

第三步，輸配分開一段時間（3～5年）後，形成分電壓等級的輸配電價，供需雙方在聯網範圍內進行交易，省際壁壘被打破，此時發電側實現充分競爭，輸電企業承擔輸電業務，配售電企業麵向用戶開展競爭，各類電力用戶可自由選擇發電企業或配售電企業。

經過以上步驟，市場最終取代計劃，各種競爭機製和交易種類比較完善，市場機製在促進電力行業自身健康、有序發展的同時，將對社會資源優化配置等方麵發揮應有作用，基本實現電力體製改革的總體目標。

需要注意的幾個問題

確保直接交易規則和準入機製合理

直接交易是實現價格發現的手段，在目前電力供大於求、工業生產壓力較大的情況下，市場協商價格的趨勢是向下的，但是未來一旦市場環境發生變化，必須能夠通過合理的規則反映在交易價格上，交易價格要能上能下。此外，如果采取逐步放開用戶的模式，則首先進入市場的用戶會獲得價格優勢，落後產能搭車受益將對直接交易工作乃至改革全局產生不利影響，因此在初期要嚴把準入關；如果采取全麵放開、無歧視的市場準入，則在協商價格的基礎上對淘汰或限製類企業采取懲罰性加價，促進產業結構調整升級。

處理好省間利益

電力市場在打破省際壁壘、優化資源配置的同時，也對低價省的用戶和高價省的發電企業形成了一定衝擊，這是市場機製的必然結果。考慮到市場初期受聯絡線輸送能力限製，跨省區電量交易規模有限，仍將以各省平衡為主，同時在交易平台上按照省內、區域內、跨區域的順序依次組織交易，保證現有的發電能力優先在本省使用，跨省區交易作為補充、調劑餘缺。隨著市場發育和電網發展，市場將逐漸發揮應有的調節作用，發電企業和電力用戶等市場主體會逐步適應，最終形成良好的資源配置機製。

解決好價格並軌和交叉補貼問題

市場第一階段電力價格雙軌並行，之後將從半計劃半市場向市場化過渡，最終上網、銷售價格實現競爭定價模式，輸配電價實現成本加成模式。市場機製是改革當前交叉補貼方式、變暗補為明補的有利方式，初期交叉補貼的成本可由電網公司先承擔並單獨記賬，為後期調整輸配電價提供依據。全社會用電量基本實現市場化交易後，交叉補貼來源可在電網企業輸配電價中予以適當考慮，在不增加國家財政負擔的前提下解決長期以來交叉補貼不透明、電網企業利益不清晰等問題。