煤电联动

　　为了化解煤电矛盾，国家曾探索煤电联动机制。即上网电价与煤炭价格联动，销售电价与上网电价联动，消化电煤涨价因素。

　　2004年，国家发改委颁布的煤电联动办法规定，以2004年5月底的电煤车板价为基础，原则上以不少于6个月为一个周期，若周期内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过5%，相应调整电价。联动的标准为煤价涨幅的70%，另30%的涨价因素由电力企业消化。由于2004年以来煤炭连续大幅度上涨，发电企业已经无力承担30%的煤价上涨因素。

　　联动方案不但无法全面反映煤炭涨价因素，其联动调节的被动性和滞后性也饱受诟病。由于煤电联动是一种人为裁量和操作的定价机制，当通货膨胀压力较大时，调价呼声虽高，但调价余地较小；当通货紧缩压力较大时，为避免增加工商企业负担，调价仍难以实施。因此，最近几次实施煤电联动，批准提高电价的作用仅限于缓解电力企业的燃“煤”之急，无法反映电力企业的实际用煤成本变化。

　　在范必看来，联动促成了煤、电单向涨价机制。在电煤价格谈判中，煤炭企业总是会认为，不论电煤价格涨多少，电力企业早晚都可以通过联动“顺出去”。

　　“如果继续执行煤电联动办法，在短时间内和一定程度上能够缓解发电企业亏损压力，但无法使他们真正摆脱困境。”范必表示，电价上涨后，随之而来的将是煤炭新一轮涨价，电力企业再次提出煤电联动要求，最终促成煤电轮番涨价。这一轮番涨价规律已被过去几次煤电联动所证实，而每联动一次，下游工商企业将承担更大的电费负担。因此，煤电联动，可以作为权宜之计，难以作为长久之计。

　　在林伯强看来，这是煤电联动机制没有完善的结果。煤电联动是目前解决煤电矛盾的重要举措，“不能说是唯一，但除了这个我认为基本找不到其他更好的方法”。

　　“现在，煤电联动了，煤在涨价，关键是煤电不联动，煤还是在涨价”，林伯强认为，关键是要在煤电联动后，不能让煤价持续上涨。

　　自2003年以来，我国煤炭价格持续上涨，具有代表性的秦皇岛山西优混5500大卡煤炭价格，从2003年底的275元/吨已上涨到2011年10月底的850元/吨以上，累计上涨幅度超过200%，而销售电价涨幅还不到40%。

　　从国家实施煤电联动的意图来看，化解煤炭涨价压力的同时，并不希望电价上涨后成本转移到用户身上。但是仅仅依靠国家补贴，这又是一笔沉重的负担。林伯强表示，电价每提高一分钱，需要的补贴就达400亿元，两分就是800亿元，而这还不一定就能消化发电企业因煤价上涨带来的成本。

　　其建议是，可以将矛盾集中于电网，由政府对电网进行补贴。与此同时，对煤炭行业征收暴利税，以此来减轻财政压力。要让煤炭行业多赚钱只能“卖多”，而不是“卖高”。超出最高限价部分，全部收归国家所有。

　　采访中，业内人士特别提醒，煤炭是国家资源，不应允许国家资源通过市场化手段后转变为私人资本或小团体资本。掌握着煤炭资源的地方政府也不应当短视。从逻辑上看，掌握了煤炭资源，在与电力企业谈判时也就掌握了话语权，煤价得以大幅提升，进而逼迫着电价提升，如果电价脱离现在的政府定价，结果就是工业企业成本大幅上升，最终的结果是损害中国企业的竞争力，包括地方自身的企业。

　　对于如何缓解煤电矛盾，范必则提出了系统性的思路。他认为关键是要规范政府行为，取消不必要的计划指标，清理各种税费。特别是应当加强对垄断行业监管，推进电量和铁路运力的公开、公平、透明交易，调动煤炭生产和发电的积极性。相关政府主管部门应当从审批职能中摆脱出来，把主要精力放在制定市场规则上来，打破条块分割，健全法律法规。

　　从长期来看，需要建立全国电煤交易市场，完善以区域电力市场为主的电力市场，深化铁路体制改革，逐步将电网、铁路网的网络运输业务与电、煤产品的营销业务分开，形成由市场供求关系决定煤价、电价、运价的价格形成机制，从而在根本上解决煤电矛盾。

《瞭望》文章：深化电改的攻坚战
2011年11月26日 20:22 来源： 《瞭望》

　　深化电改的攻坚战

　　不能依托“运输”垄断来垄断电力购销

　　输配分开是我国电力发展中“躲不开、绕不过”的关键问题，应当按照《电力体制改革方案》（国发［2002］5号文件）确定的方向，攻坚克难，加紧推进。

　　输配分开不是将“大垄断”

　　变为“小垄断”

　　输配是输电和配电业务的总称，它作为发电企业与电力用户间的唯一联系纽带，是电力产业链的核心和关键环节。形象地来看，输电企业不直接从事电力购销业务，仅提供电能输送服务，以收取“过网费”方式取得收入，相当于“运输公司”；而配电企业主要从事电力购销业务，以电力购销价差取得收入，相当于“百货公司”，其配电网的电力配送业务类似于“送货队”，只有在别人利用其配电网输送电能时，才扮演输电业务主体的角色。

　　电网的技术经济特征决定其具有自然垄断属性，但这种垄断只限于电力“运输”环节，不代表“购销”环节的垄断，更不能依托“运输”垄断来垄断电力购销。在输配业务同属一个电网企业情况下，输配分开在形式上表现为电网企业的分拆重组，本质上却是对输配电业务组织模式的重新调整，应立足于电力发展全局，着眼于输配电体制改革来理解输配分开的内涵，认为输配分开只是将“大垄断”变为“小垄断”的观点是片面的、错误的。

　　输配分开的意义在于，打破配电环节的“独买独卖”垄断，有效监管输电环节的“独家运输”垄断，建立能确保电网无歧视开放和电力公平交易的电力调度和交易组织体系，为充分发挥市场在电力资源配置中的基础性作用提供体制保障。

　　电力体制改革的卡脖子环节

　　国际经验表明，输配分开是建立双边电力交易市场的基本前提，是电力市场化改革无法回避的重要问题。我国也不应例外。2002年我国实行的电力市场化改革，实现了“厂网分离”，打破了过去发输配高度一体化模式，迈出了改革的关键一步。但由于输配分开迟迟没有启动，多项后续改革也不能及时跟进，旧的秩序被迅速打破，新的秩序又难以建立，电力体制改革被“卡”在中间而无法深化，导致新旧体制摩擦日益严重，各种矛盾日趋突出。主要表现在：

　　电力市场难建立。输配合一的体制下，电网企业集电网资产运营、电力系统调度、电力交易结算于一身，对发电厂是买方垄断，对电力用户是卖方垄断，发电企业和电力用户没有选择权，阻断了电力供求双方直接交易关系。输配不分开，即便实现了竞价上网，充其量也只相当于独家垄断企业的招标采购，市场作用空间很有限，厂网分开的改革效果难以体现。

　　一是难以培育购电主体。电网企业作为电力购销环节的垄断经营商，往往从其自身利益出发，依靠所掌控的行业垄断资源，排斥其他配电主体，为发电企业与电力用户直接交易（大用户直购）设置障碍。

　　二是难以保证公平交易。电网公司既拥有输电、调度、交易的功能，本身又是购售电市场主体，难以保证公平、公正和透明的电力市场交易秩序，发电厂、电力用户等相关主体的合法权益难以得到保障。

　　电价体系难理顺。市场经济体制下，电价包括购销电价和输电电价，其中输电电价相当于“运费”，应实行政府监管定价；购销电价包括上网电价和销售电价，则应逐步放开，实行市场定价。目前通常提到的输配电价，准确地说应是输电价。在输配合一体制下，无法建立这样的电价体系。

　　一是从输电电价看，即便制订了输电成本核算规则，但由于输配电业务属于同一个企业，输电和配电业务的主体边界由企业决定，加之电网企业垄断财务信息，信息不充分、不对称，政府监管的难度很大，合理成本定价缺乏体制基础。因此，能否形成监管下的独立输电价格并不取决于技术方案，而主要在于体制。

　　二是从购销电价看，对电力这种基本产品而言，只要市场保持“独买独卖”格局，政府就应实行价格监管。

　　三是从价格传导看，没有透明、合理的独立输电电价，电煤价格到销售电价之间无法建立起传导机制，这是导致煤电关系不顺、价格联动机制难以实施的原因之一。因此，输配分开是影响电价的一个关键因素，能够“挤掉”进入输电电价的不合理成本，并且为购销电价实行市场定价奠定基础，而并不在于能否绝对降低电价。

　　发展方式难转变。电源与电网建设不协调，配电网滞后于输电网，农村电网滞后于城市电网，是电力发展面临的突出矛盾。一个主要原因就在于输配合一的体制。

　　一是发电领域已实现了投资主体多元化，地方和社会投资者参与程度较高，但电网基本还是独家建设，融资渠道单一，投资相对不足，特别是配电投资相对更少。目前社会投资者很难进入电网，地方政府也正在淡出，电网发展只能更多依赖中央企业债务融资，财务风险增大，可持续性令人担忧。

　　二是1998年的“两改一同价”改革使我国农电发展取得了长足进步，但在输配合一体制下，政府与企业、中央与地方在农电发展上的权责不清晰，农电普遍服务补偿机制也缺乏实施基础，难以建立发展的长效机制。

　　三是由于电网企业规模巨大、业务面很广、关联性强，缺乏竞争机制，容易导致降低成本、改进服务的动力不足，对企业经济效益和行业发展质量都会造成一定负面影响。另外，由于目前没有形成有效的电力市场，电价不能反映资源稀缺性和环境成本，市场在电力节能减排中的作用空间有限，只能更多地依靠行政手段，市场化的节能减排机制难以建立。

　　改革是一个制度变迁过程，“路径依赖”效应十分明显。上世纪80年代至今，电力改革按照市场取向不断深化，经历了“放宽准入、多家办电”和“政企分开、打破行政垄断”两个阶段，目前正处于“重构市场结构、提高市场绩效”的第三阶段。

　　2002年的厂网分开成功地开启了第三阶段改革，按照国发［2002］5号文的战略部署，与其接续的核心步骤应是输配分开。但是，由于长期以来在输配电体制改革问题上存在较大分歧，改革推动力也不足，输配分开一直没能取得实质进展，导致深化电力体制改革步履艰难而陷入“僵局”。因此，必须按照国家“十二五”规划的要求，稳步开展输配分开试点，把电力体制改革不断推向深入。

如何实现输配分开？

　　输配分开的核心是重组输配电业务组织模式，分拆电网企业只是手段，绝不是为了分拆电网而输配分开。建议选择有条件的区域先期开展综合试点，然后逐步扩大、稳步推进、深化完善。

　　总体思路是：分拆电网企业，打破电力购销环节垄断，培育多家购电主体，建立确保电网无歧视开放和电力市场公平交易的电力调度与交易体系，提高输配电效率；理顺中央、地方政府对输配电的管理关系，推进输配电企业投资主体多元化；形成有利于对输配电业务实施有效监管的体制环境，消除输电价格中的不合理成本，建立科学的输电价格形成机制，为理顺电价体系创造条件；推动农电体制改革，建立农村电力社会普遍服务机制，促进农村电力发展。

　　输配分开模式。国际范围看，多数电力市场化改革国家都不同程度地实行了输配分开，其过程不存在重大技术障碍，也不会影响电力系统安全。由于各国国情不同，采取的输配分开模式也不相同，归纳起来主要有三种：一是功能分离，即输配电业务在财务上实行分开核算，但其业务组织属于同一家公司，如日本等国家。二是结构分离，即输配电业务由不同的两类企业负责，但这两类企业的产权属于同一个控股公司，比如法国、丹麦等国家。三是产权分离，即输配电业务各自独立，输电和配电企业的产权分属不同的主体，如英国、澳大利亚、俄罗斯、巴西、阿根廷等国家。三种模式中，产权分开最彻底，但对现行体制冲击也最大；功能分开尽管对现行体制冲击小，但在培育购电市场主体等方面的作用较小，而且对监管能力有很高的要求。结构分离介于两者之间，尽管分离得不彻底，但能基本满足改革目标，对监管要求和操作难度适中。综上，应实行“两步走”方式，近期采用结构分离模式，然后再适时推进产权分开。

　　电网企业的分拆重组。整合电网公司输电资产和业务，组建一个由中央政府管理的国家输电公司，下设若干区域性输电公司，负责国家骨干输电网的建设、运营。改组省级及以下电网公司，将省电网公司改组为中央与地方合资的省级配电公司，地级和县级配电公司作为省级配电公司的子公司，负责建设、运营辖区内的配电网，并作为独立市场主体从事购售电业务，承担电力社会普遍服务职责。地级和县级配电公司的设置可以根据统筹城乡与区域发展的需要，打破行政区划限制而因地制宜地确定。

　　输电、调度、交易组织的模式。建立新型的电力调度与交易体系是输配分开必然要涉及的重要事项，关键要将电力调度和交易职能独立于购售电主体。目前通常采用有三种模式：一是独立系统运行商模式，即调度与交易一体并独立于输电公司，如美国的ISO/RTO模式等。二是输电系统运营商模式，即调度机构与输电公司为一体，交易机构独立，如欧盟国家的TSO模式。三是“三分离”模式，即调度机构、交易机构、输电公司各自独立，只有巴西等少数国家采用。综合比较各种模式的优缺点，结合我国实际，应采用第二种模式，调度机构属于输电公司。其他相关方面的改革。一是研究制定基于监管定价的输电成本核算体系，明晰计价成本的范围和标准，建立独立的输电价格形成机制。二是合理界定政府与市场、中央与地方政府的电网投资范围，建立分类指导的电网投资体制。结合电网企业重组，推进电网企业投资主体多元化。三是深化农电体制改革，完善农电社会普遍服务政策，建立促进农电可持续发展的长效机制。

　　（作者单位：国家发改委经济体制与管理研究所）

《瞭望》文章：走出电改“迷宫”
2011年11月26日 20:21 来源： 《瞭望》

　　煤从坑口运到电厂，变成电直至输送到用户的插座，无形的电流经过每一个环节，都纠缠着计划内与计划外、政府定价与市场定价等诸多复杂关系。现在，中国装机总量已经历史性地跨越9亿千瓦大关，但相关制度不畅形成的“迷宫”，吊诡地让发电机组空闲与缺电的现象同时并存。尤其是今年供电缺口还在一步步扩大，不少地区严峻的供电形势使得煤电矛盾再次将电力体制改革的完善问题，摆到了决策者和监管者面前。

　　2002年，《电力体制改革方案》国发［2002］5号文件的公布拉开了电力体制改革大幕。随后8年多时间内，改革取得了阶段性成绩，也得到了市场的肯定。但不能不承认，“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的十六字改革目标，并未完成。

　　这其中，有市场的变化、有企业的因素、有监管的责任然而，归根结底还是改革不够彻底的问题。比如，作为电力市场化改革中的顽疾，煤电“打架”看似煤企和电企之间的市场冲突，实际是涉及煤、电、运输和监管四方面的系统性体制矛盾作祟。我国能源结构以煤为主，不梳理好煤电关系，将严重影响国民经济的健康运行。而只能解一时“燃眉之急”的煤电联动机制，已经远远不能胜任，唯有继续大力推进电价形成机制的改革。

　　因此，今日之电改，除了要在既有改革目标上坚定推进之外，还要从系统性思路上冲破和化解各个环节的体制障碍或积弊。在这个过程中，关键是摆脱行政审批思维，把改革的主要精力放在制定市场规则上来，打破条块分割和垄断利益，健全法律法规，坚守改革方向的公共性和市场性统一，最大程度地满足社会生产和居民生活的需要。

　　令人欣慰的是，临近年末，为规范输配电成本和输配电价形成，国家电监会发布了《输配电成本监管暂行办法》，以加强输配电成本监管。这说明，电改下半场终于开始了。尽管有些晚，但期望我们不会再经历一个漫长的8年。

《瞭望》文章：中国电力改革三阶段
2011年11月26日 20:21 来源： 《瞭望》

　　从改革开放至今，我国电力体制改革大体上经历了三个阶段：

　　1978年至1985年主要解决电力供应严重短缺问题，推行“集资办电”。

　　由于电力建设资金长期不足，发电装机增长缓慢，引发了电力工业与国民经济的发展严重失调，全国经历了长期的缺电局面。据原电力部调查，由于拉闸限电，企业生产经常“停三开四”。1978年全国缺电在1000万KW左右，这个阶段主要是解决电力建设资金不足问题。

　　从1980年起，为了解决建设资金瓶颈，随着国家“拨改贷”的实施，电力行业率先使用银行贷款，走出拓宽建设资金渠道的第一步，改变了过去因电力建设资金全部依靠国家财政拨款而制约电力发展的问题。

　　也是在这一年，电力部在“电力工业十年计划汇报提纲”中提出了利用部门与地方、部门与部门联合办电、集资办电、利用外资办电等办法来解决电力建设资金不足的思想。

　　1985年5月，国务院批转国家经委等部门“关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂时规定”的通知，对集资新建的电力项目按还本付息的原则核定电价水平，打破了单一的电价模式，培育了按照市场规律定价的机制。

　　1987年至2002年以前，主要解决政企合一问题。

　　1987年7月，国务院领导在“全国电力体制改革座谈会”上提出“政企分开，省为实体，联合电网，统一调度，集资办电”的“二十字方针”和“因地因网制宜”的电力改革与发展方针。

　　1993年1月，经国务院同意，能源部将电力联合公司改组为电力集团公司，组建了华北、东北、华东、华中、西北五大电力集团。

　　1996年底，国务院决定组建国家电力公司，规定“国家电力公司是国家授权的投资主体及资产经营主体，是经营跨区送电的经济实体和统一管理国家电网的企业法人”。国家电力公司不是一个行政性公司，而是一个以资产为纽带，按现代企业制度组建的一家大型国有公司。

　　1998年3月，九届全国人大会议批准国务院机构改革方案，决定撤销电力工业部，实行政企分开，将电力工业部的电力行政管理职能移交国家经贸委，行业管理职能移交中电联。至此，电力工业比较彻底地实现了在中央层面的政企分开。

　　2002年至今，“深化体制改革”阶段。

　　2002年2月，国务院下发《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发［2002］5号文件），决定对电力工业实施以“厂网分开、竞价上网、打破垄断、引入竞争”为主要内容的新一轮电力体制改革，其总体目标是：“打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监督下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系”，标志着我国电力工业全面进入了市场化改革的新时期。根据改革方案，对原国家电力公司进行拆分和重组，组建了国家电网公司、南方电网公司、五大发电集团公司和四大电力辅业集团公司。

　　2003年3月，国家电力监管委员会正式成立。同年7月，《国务院办公厅关于印发电价改革方案的通知》（国办发［2003］62号文件）发布。

　　2004年底，国家发展改革委《关于建立煤电价格联动机制的意见》出台，标志着电煤问题朝着市场化方向迈出一大步。

　　2005年3月，国家发展改革委同国家电监会等有关部门下发了《上网电价管理暂行办法》《输配电价管理暂行办法》《销售电价管理暂行办法》等配套实施办法，对电价改革措施进行了细化。

　　2007年4月，国务院办公厅转发了电力体制改革工作小组《关于“十一五”深化电力体制改革的实施意见》的通知（国办发［2007］19号）。“十一五”深化电力体制改革的总体思路为：“十一五”期间，深化电力体制改革要针对解决电源结构不合理、电网建设相对滞后、市场在电力资源配置的基础性作用发挥不够等突出问题。

　　2011年9月29日，由两大电网公司剥离的辅业与4家中央电力设计施工企业重组形成中国电力建设集团有限公司、中国能源建设集团有限公司，这标志着中国历时多年的电力体制改革终于迈出电网主辅分离改革的重要步骤。

　　2011年11月2日，国家电监会发布《输配电成本监管暂行办法》，加强输配电成本监管，规范输配电成本和输配电价形成。□