主题：国发 〔2013〕 2号第七节 深化能源体制机制改革

第七节 深化能源体制机制改革
坚持社会主义市场经济改革方向，按照远近结合、标本兼治、统筹兼顾、突出重点的原则，抓紧制定和实施深化能源体制改革的指导意见，加快构建现代能源市场体系，着力化解重点领域和关键环节的突出矛盾，争取尽快取得突破。
一、加快现代能源市场体系建设
科学界定竞争性和非竞争性业务，对可以实现有效竞争的业务引入市场竞争机制，积极培育市场竞争主体；对自然垄断业务，加强监管，保障公平接入和普遍服务。加快国有能源企业改革，完善现代企业制度。完善区域性、全国性能源市场，积极发展现货、长期合约、期货等交易形式。
二、推进重点领域改革
（一）继续深化电力体制改革。加快建立现代电力市场体系，稳步开展输配分开试点，组建独立电力交易机构，在区域及省级电网范围内建立市场交易平台，分批放开大用户、独立配售电企业与发电企业直接交易。改进发电调度方式，逐步增加经济调度因素，为实行竞价上网改革探索经验。建立理顺煤电关系的长效机制。按照基本公共服务均等化和现代企业制度要求，兼顾电力市场化改革方向，统筹推进农村电力体制改革。
（二）深化煤炭领域改革。完善行业管理体制，加强对煤炭资源勘探开发、生产经营等全过程的监督管理。国家统一管理煤炭一级探矿权市场，规范矿业权二级市场。完善煤炭与煤层气协调开发机制。深化煤炭流通体制改革，实现重点合同煤和市场煤并轨，积极推行中长期合同，推进煤炭铁路运力市场化配置，加快健全区域煤炭市场，逐步培育和建立全国煤炭交易市场，开展煤炭期货交易试点。加快推进煤矿企业兼并重组，推行煤电运等一体化运营。
（三）推进石油天然气领域改革。加强油气矿业权监管，完善准入和退出机制。推进页岩气投资主体多元化，加强对页岩气勘探开发活动的监督管理。完善炼油加工产业市场准入制度，研究推动原油、成品油进口管理改革，形成有效竞争格局。加强油气管网监管，稳步推动天然气管网独立运营和公平开放，保障各种气源无歧视接入和统一输送。明确政府与企业油气储备应急义务和责任。
（四）推进可再生能源和分布式能源体制机制改革。研究建立水能资源开发权公平竞争、有偿取得及利益合理分配机制，创新移民安置和生态补偿机制。完善有利于可再生能源良性发展、分布式能源推广应用的管理体制，促进形成可再生能源和分布式能源无歧视、无障碍并网新机制。探索建立可再生能源电力配额及交易制度和新增水电用电权跨省区交易机制。
三、完善能源价格机制
（一）理顺电价机制。加快推进电价改革，逐步形成发电和售电价格由市场决定、输配电价由政府制定的价格机制。加大对电网输配业务及成本的监管，核定独立输配电价。改进水电、核电及可再生能源发电定价机制。推进销售电价分类改革。大力推广峰谷电价、季节电价、可中断负荷电价等电价制度。推进工业用户按产业政策实行差别化电价和超限额能耗惩罚性电价，实施并完善居民阶梯电价制度。
（二）深化油气价格改革。深化成品油价格市场化改革。深入推进天然气价格改革，在总结广东、广西试点经验的基础上，建立反映资源稀缺程度和市场供求关系的天然气价格形成机制，逐步理顺天然气与可替代能源比价关系，建立上下游价格合理传导机制。研究推行天然气季节性差价和可中断气价等差别性价格政策。页岩气出厂价格实行市场定价。


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国家电监会支持广东先行先试
广东将在大用户与发电企业直接交易，调峰调频市场化机制等方面先行先试。笔者昨日（1月28日）从南方电监局获悉，国家电监会近日印发了《关于贯彻落实国务院支持广东先行先试加快转型升级政策的实施意见》（以下简称《意见》），支持广东在电力市场化改革方面先行先试。
南方电监局有关负责人介绍，国务院批准广东实施的《珠三角规划纲要》，赋予广东多项先行先试政策，而广东是经济大省，也是能源资源匮乏的省份。国家电监会为了更好地服务国家能源发展战略，更好地服务地方经济社会发展，在充分调研的基础上，出台了《意见》，对于贯彻落实国务院支持广东省先行先试的一系列重大战略决策具有重要意义。

　　据悉，《意见》从四个方面提出了支持广东先行先试的措施：一是构建安全可靠的电力保障体系。全力支持广东发展新能源、清洁能源发电项目，充分挖掘现有发电能力，完善西电东送交易机制。加强电力安全监管，确保电力系统安全稳定运行。二是促进电网科学规划与发展。促进电源电网协调发展，支持加快城乡配网建设，做好新区配套电网建设。三是支持广东在电力市场化改革方面先行先试。加快推进大用户与发电企业直接交易，研究探索调峰调频市场化机制，探索设立独立售电服务主体和输配环节科学的投资回报机制。四是服务广东社会经济发展大局。不断提高供电服务质量和水平，强化电力行业节能减排监管，深化火电机组排放监管，提供便民行政许可服务。

中国经济体制改革研究会电力体制改革研究组(新政团队)
改造国家电网管理体系迫在眉睫
抓住有利时机及时启动新一轮电力体制改革，实现国家电网从集权垄断型到服务型电力企业的职能转变，大力发展消费者和生产者直接互动的电力市场体系，全面提高中国能效，带动经济发展方式转变
2013年开局之际，北京的雾霾天气、东部重污染的生态环境、全国转变能源增长方式的社会压力都逼迫我们思考一个问题：电力体制改革是否应该成为建设中国生态文明、转变经济增长方式的排头兵？新一轮城镇化建设的创新前提是否应该优先推进电力体制改革？
自2002年国务院印发《电力体制改革方案》(国发[2002]5号文件)以来，电力体制改革历经十年。但是，传统的集中电力管理体制与现代化的分布式电力能源管理模式之间矛盾越来越突出；国家电网的集权管理模式与我国能源经济发展的内在结构越来越难以协调。电力体制改革的呼声越来越强烈；改革的合力越来越统一；改革的利益越来越明确，改造束缚我国能源生产和消费革命的国家电网管理体系已经迫在眉睫。
市场经济的国家以非市场经济的国家电网的垄断模式解决市场经济发展所需的电力能量，这在世界大型经济体内没有先例，也不可能无限延续，推进电力市场经济建设，中国也不会例外；幅员辽阔的国家以计划经济和政府管制为主实行电力、燃气、热力等分业割据发展以形成高等能源效率，这在全球也没有先例，发展全国性的智能能源网，中国也不可能置身度外；限制电力生产者和消费者直接互动，国家电网为王，贵冠履轻头足，错配电力要素，阻碍能源互联网变革，这与新一轮城镇化建设难以兼容。
中国需要通过电力体制改革置换出繁荣的电力市场经济体系、国际领先的高级产业能力和全社会广泛参与的先进的能源生产和消费效率。目前来看，电力体制既是我国行业改革的深水区之一，也是中国推动新一轮城镇化建设的前提，而且具备诸多率先启动新一轮改革的有利条件，宜于抓住有利时机及时启动新一轮电力体制改革，带动经济发展方式转变，实现我国经济结构的战略性升级。
启动新一轮电力体制创新改革
十八大报告指出，到2020年实现国内生产总值和城乡居民人均收入比2010年翻一番的战略目标。这意味着电力消费即使包括节能因素，也将从目前的年度消费超过5万亿千瓦时提升到8万亿－10万亿千瓦时左右；电力装机容量也将从目前10万亿千瓦达到20万亿千瓦以上。
目前，中国每年需要维持8000亿元人民币以上规模的投资，用于新建电力项目和维持电力能源公共政策的平衡。这个电力发展的机会如果以国际通行的创新方式实现将转变我国的经济增长方式；而如果以国际非主流的传统产业支撑则将抱残守缺传统的利益格局，增加我国经济日后转型的历史负担。
因此，采用创新方式还是传统模式满足国内快速增长的电力需要正面临着历史抉择，也催生了新一轮电力体制改革的必要。推进电力体制改革正在成为透视中国市场经济的能力标志，也是打通建设生态文明、转变经济增长方式、重新厘定中央和政府关系、推动新兴产业革命等集成变革的战略大通道。也可以说，如果不积极加快转变现有的电力体制，我国现代化建设难以持续健康发展。
对此，可以确定如下的中国能源改革的战略重点以及先后顺序，即：必然是优先二次能源，次后一次能源；先电力产业，后油气产业。前者程序简单、定价机制易行；后者牵涉国际、定价机制全球化。
因此，电力体制改革必然成为能源战略改革的第一步，具有战略性、机遇性、前沿性、跨越性的特点。
1971年美国总统尼克松便宣布了追求“能源独立”的目标，40年来，大型经济体没有一个实现能源独立，相反，它们却全部实现了电力独立。溯其根本，能源独立是增长与资源的平衡，能源资源价格具有全球性定价的基本属性；电力独立是能源消费和能源生产能力的平衡，电力产品和服务具有本国或本区定价的根本属性。这使得电力体制具有先于能源体制优先改革的社会基础。
电力独立，或者称为电力产业成熟度，主要是指一个国家电力能源消费和生产能力的平衡，它归根结底是一个国家能力，特别是高级工业能力的成熟度，经济体量越大这种要求越高，反之亦然；电力消费总量越大，市场化程度越高，电价的定价权属地性也越强，相反亦然。由此形成了电力成熟度与现代化关系存在着经济定律，即：一个国家、包括中国的现代化首先要解决电力现代化；电力现代化首先要发展高端产业能力的成熟度，它为世界核心经济体在创新和增长的优势方面提供基础，也使这些国家在技术上对世界行使相关的主导权成为可能。没有电力现代化就没有工业化、城镇化、村镇现代化。
在新一轮城镇化建设展开之前，应该优先推进电力现代化，实现新的电力体制改革。
突破口是构建现代新型产业制度
从目前来看，国家电网聚合了我们整个电力中枢的调度管理、电力输送、市场交易、价格上行、电力投资的主导权力，形成了类似人民公社的“超级电力公社”。这是一个政企贸科四维合一的机构，它的超级体系的根源不是市场的力量，而是体制的力量，从不同的参考系我们可以确定它的不同价值。它既是经济组织，也履行着政府职能，还主宰着电力市场交易；它既拥有私权，也行使着社会公权，还主宰着电力创新的秩序。
一方面，消费者成为其下游产业的内部社员，消费者无法与生产者实现正常的市场互动，政企贸科四维合一的电网与用户之间属于等级化、不平等的市场关系；另一方面，生产者也成为其上游捆绑的加工厂，生产者不能对消费者的合理需求直接有效互动，也可以说，政企贸科四维合一的电网强权体制拦截了我国电力生产者和消费者的巨大市场活力，改造国家电网应该成为新一轮电力体制改革必须直面的历史课题。改革是必然的、迟早的。
电力体制改革需要“杀手级平台的集成”，颠覆旧的电力体制管理模式，实现13亿电力消费者与电力生产者两端对称的直接互动交易，推动占全国70%电力消费的200万大用户进入电力市场直接购电，推动3000万以上电力用户开展智能微网、节能管理的运营创新，政府需要为这些发展提供激励政策和发放有关牌照。我国需要大力发展电力现期、远期交易，建设真正市场化的国际领先的电力体系。
这就需要进一步推进电力产业的政企分开，实现电力调度、规划、交易、结算等电力公权机构的独立运行；分拆政企贸科四维合一的国家电网，改变国网公司的垄断经营业态，优化电网规模，实现电网从集权垄断型到服务型的职能转变，重新确立电网是电力的输送者、服务者的产业地位；实现从不平等的电力社会模式转向智能生态化的电力社会模式；实现解决中央和地方电价管理、电力投资、电力政策扶植权力的合理分配和更加高端的运转，以推动新产业革命和构建新的产业制度。电网主导消费者和生产者的时代扭曲了电力生产力和电力市场秩序，这个体制是不可持续的。
就国家电网公司的管理模式而言，这是一种单边垄断体制，生产者和消费者之间属于非均衡性的社会关系，强制控制和突然解体都是它的天然属性；从消费社会而言，这是一种消费代议制体制，或者在现代电力产业中展现的间接民主，即：电网企业根据它的主观调查和分析为用户提供电力商品和电力服务。在这里，口号里可以呼喊 “顾客是上帝”“用户是中心”，但是，实际上电力用户不过是电力产业等级体系里的社会底层节点，电力消费终究是被电网控制的劳动形式，电力消费者也是被电力企业控制的劳动者，这是中国能源低效的根本原因之一。
就电力体制改革的发展模式而论，我国至少有五条路径可以选择，一是以国家电网为主导的内部转型的改革；二是以国家能源主管机构、地方政府为主导的展开电价市场化、再建新型电力市场交易体系的改革；三是以修改《电力法》为契机，松绑地方电力体制为主的改革；四是以国家能源监管机构为主导实施政企分开的改革，此举需要拆分国家电网；五是以2002年电力体制改革为蓝本，实施以中央统筹主导的整体改革。客观上说，操作机制上，改革主导者的层级越高，效率越高，改革成本越小；改革运作上，条条大路通罗马，不同的改革路径可以殊途同归，前呼后应。不同的改革者可能因应不同的位置表达不同程度的改革意愿，以及付诸不同的行动，这都是我国电力体制改革的生命系统，它们具有相互进化、生态涌现、集成发展的互动结构，具有蝴蝶效应的社会机制，但是，改革需要实现符合市场经济的高度融合。
我们认为，中国电力体制改革的总体发展目标如下： 十年之内，中国经济体制改革的关键任务就是在能源领域特别是电力产业，以社会主义市场经济的主导模式取代电力垄断经济体系；以生态文明的管理方式取代高碳、高排放的粗放生产方式；实现从不平等的电力公社模式转向柔性生态化的电力社会模式；实现自上世纪80年代我国农村体制改革以来的第二次生产力的大解放；为电力工业向生态文明的转变提供助推动力。
与此同时，根据我国城市化发展布局，大约需要再营建60万到80万公里的城市燃气网络，这些网络既是热力的核心来源，也将是重要的分布式电源体系。作为堪与电网并行的第二能源网络，需要实现与现有电力网络的跨网互动，对此，新型电力体系需要建立打通城市燃气网的可行线路，着落于多元化的能源结构以及更为分散化的能源布局，解决现有的电网体制难以因地制宜解决可再生能源并网问题的实在需求。
我们应该建设适合中国600亿平方米建筑的智能建筑能源网络；加快建设适合包括电动车在内的智能交通网络；力争建立适合中国30亿工业装备及构件的智能化的工业用能网络；力争建立多种能源互动的智能能源网、能源互联网，达到我国能源利用的最高端结构。
我们主张，实施电力体制改革应该成为继中国农村体制改革之后的第二次生产力大解放，市场经济只有在能源领域内取得主导地位，继解决粮食问题之后进一步解决能源问题，我国市场经济的宏观架构才能从容确立。
改革的总体步骤和主要内容
我们认为，需要总结和借鉴先进电力体制改革的经验和教训，改善政府电力宏观管理能力，充分发挥市场配置资源、技术、产品和先进服务的基础性作用，建立与社会主义市场经济体制相适应的现代电力体制。我们认为：推进电力体制改革路线图可以包括“六个步骤”和“十项任务”。
关于电力体制改革的六个步骤包括：第一步“顶端设计、总体决策”。第二步“政企分开、公权独立”。第三步“强化竞争、分拆巨头”。第四步“产需互动、对称放开”：一是分批扩大用户直接购电，通过对称开放形成“多买/多卖”电力交易格局；二是将电网业务与非电网业务分离，组建省级电力购销服务公司，发放新的电力经营牌照，下放终端定价权形成权责对等的地方电力(能源)保障机制，在中央层面也相应地及时完善电力普遍服务标准及配套政策。第五步“三维并举、经略市场”：构建国际领先的电力工业网络、电力市场网络、信息网与电网融合的智能网络的三维网络，通过先进高效、高维度、多层次的电力复合网络配置资源，发展全国多层次的电力交易市场，推进先进的电力现期、远期产品和服务交易，实现生产者和消费者、产消者互动交易的成熟化电力经济网络。第六步“做实基层、多网融合”：将电力发展重心下沉，促进电力与燃气、水务等基础设施有机组合，以城市为节点更加广泛地试点推进智能能源网建设，塑造能源产消者通过市场机制保障能源安全，形成新的经济增长点并抢占世界新产业革命的制高点。
关于电力体制改革的十项任务包括：1.组建国家电力调度及交易中心，进一步推进政企分开公权独立；2.组建国家电力规划及标准中心，提高宏观决策与控制能力；3.拆分重组全国电网企业，实现规模经济效益与比较竞争效益；4.放开大用户直接购电，建立多买/多卖的电力交易格局；5.放开电网末端市场，将网络业务与非网络业务分开；6.销售电价定价权下放地方，建立权责对等的地方保电机制；7.促进水／电／气／热有机构成复合能源网，实现网络优化；8.以城市为节点广泛试点建设生态化能源体系，提升城市化质量；9.建设智能能源网，抓住新技术革命机遇塑造经济新增长点；10.塑造能源产消者，进一步保障能源安全。
对现有的电力体制需要进行三个方向的拆分与优化：其一是行业权力拆分，将调度交易规划等公权机构划归政府管理，加强政府的决策能力与控制能力。其二是企业规模拆分，借鉴发电环节取得的改革经验和成效，可以采取划小电网企业规模的办法实现电力经营层面的优化，同时加强推进全国联网。对此，可以维持一个经过业务压缩的国家电网从事输电业务，也可以重组为4个－6个区域性输电企业，分区运营全国输电业务，还可以按照自然纬度特点组建若干综合性新型能源网络。其三是市场业务拆分，放开大型工商用户直接购电，将其他终端营销服务业务下放给地方性电力公司，形成均衡而活跃的电力市场格局。最终，电网环节明确为企业规模适度、经营机制单纯的输配电专业服务机构。
就电力体制改革的发展格局而言，其战略发展模式可能有三个：一是按照我国经济体系和自然禀赋的特点组建若干跨产业、跨平台的新型能源网络，实现电网企业的政企分开，实现电网管理现代化；二是保留一个经过较大转型、较大分立集中从事输电业务的国家电网；三是重组为多个区域性电网企业，分区运营电网业务。
电力体制改革战略前瞻
电力是推进国民经济增长的核心保障，没有电力的现代化增长就不可能确保小康社会建成；电力体制改革也是解决中国经济今后发展分蛋糕、反垄断优先主题，而且不像卫生、社保、保障房等领域，需要中央政府较大投入才能实施改革，电力体制改革不需要中央财政承担较大负担。
对于电力体制改革的历史时机我们可以有三个选择，建成小康社会之前先期实施；边建设边改革的伴随型实施；建成之后的总结清算型实施。比权量力，先期实施改革是最理想的道路，并付出最小代价，2013年就具备启动改革设计的宏观条件，应该尽快纳入新一届政府战略改革任务的日程表，越早启动电力改革，社会代价越小。
20世纪中国农村体制改革的成功说明，战略上政府主导，体制上放松管制，发展上有效竞争，创新上适应突变，世界的创造力在人民头脑里，焕发整个社会的生产力不断进步的激情是改革的落脚点。
目前中国面临的就是要在能源，特别是电力产业启动松绑、竞争、突变这些改革机制，并推动先进的技术和市场交换网络应用到电力产业，保持创新和领先，优先实现从集权制电力管理转变到社会网络化电力管理模式。
电力产业这些管理的革命还将延伸进能源领域，能源领域的成功则将推动整个经济体制的重大转变，因此，以电力产业的市场秩序建设作为改革的支点和杠杆，将支撑起中国社会变迁的整体创新。

水电上网价或参照消纳地平均价核定 大型项目望先适用
王颖春 中国证券报
中国证券报记者日前从有关渠道证实，我国水电价格形成机制或面临重大调整，即水电上网电价将参照消纳地平均上网电价核定。近期发改委已在小范围内征求完意见，有关指导意见或在条件成熟后下发并实行。业内人士认为，此举将提高水电投资者收益，加大水电投资力度。

　　新机制的核心是，将现行按投资额及发电量等因素成本综合加成的定价方式，改为参照电力消纳地（区域）平均上网电价水平核定水电上网电价，核定后的电价将随消纳地平均电价调整而调整。对于已核定上网电价的老电站项目，则有可能在合适的条件下，逐步理顺其上网电价。

　　尽管新机制定价核心发生本质变化，但在形式上，发改委将保留对新建大型电站电价“一事一议”的审批权。通过审批，可以控制新机制的实行节奏，以此减缓因上网电价上调造成的销售电价上涨压力。

　　业内人士认为，按消纳地平均上网电价核定水电上网电价，可以提高水电投资者收益，并使水电投资者形成固定投资回报预期，有利于加大水电投资力度，实现“十二五”到“十三五”大幅提高的水电发展目标。

　　业内人士分析，近期新建大型水电项目或最先参照新机制核定上网电价。因为新建大型水电项目在环保、移民方面成本越来越高，在即将投产的大型水电项目上试行电价增量改革，首先可以理顺亟待解决的大型新建机组上网定价问题；二是较少触及既有利益格局，有利于新机制推进。随着新机制的逐步落地，预计今后存量水电上网电价的调整也将参照新机制逐步理顺。（记者 王颖春）

　　“看齐”平均电价利好水电 谁买单是关键

　　中国证券报记者日前从有关渠道证实，水电价格形成机制或面临重大调整，即水电上网电价有望参照消纳地平均上网电价核定。近期发改委已在小范围内完成征求意见，有关指导意见将在条件成熟后下发实行。这一调整将为水电板块估值带来积极影响

　　现行价格机制需调整

　　最早预测水电价格形成机制将调整的是瑞银证券和中信证券近期发布的两份研报。中信证券公用事业首席分析师吴非在研报中预测，落地端（即消纳地）平均电价水平或成为今后水电上网电价的主要参考指标。随着新机制落地，老水电电价或逐步提高以解决移民环保等历史问题。

　　中国证券报记者通过多种渠道证实，国家发改委确实在酝酿水电价格形成机制的重大调整，方向与上述券商分析基本一致。目前发改委已在小范围内完成征求意见，有关指导意见将在条件成熟后下发并实行。

　　对于此时改革水电价格形成机制时机的选择，吴非认为，受水电进入持续投产期、造价持续提升、跨区送电项目增多等因素影响，现行水电价格形成机制已不能适应水电发展需要。

　　首先，在经历了2007-2009年移民及环保问题导致水电核准速度放缓后，国家发改委在2010年后又核准了一大批水电站，其中很多在“十二五”期间进入投产期。但与此同时，近年水电移民和环保成本不断提高。

　　其次，水电单位千瓦造价不断提高。以国电电力为例，其在大渡河流域各水电站造价呈逐年上涨趋势。

　　近年来，我国水电电价机制主要有标杆电价、成本加成及落地端倒减三种类型。其中，水电标杆电价与火电标杆电价类似，即在水电丰富区域内实施同一区域统一上网标杆电价。但2009年11月后，发改委逐渐停止水电标杆电价。成本加成是现在水电定价的主要方法，是按水电投资额及年均发电量等指标单独核定上网电价。

　　吴非认为，正是由于水电单位千瓦造价不断提高，使以往水电标杆电价难以覆盖成本提高，而成本加成方式不利于投资成本控制。因此，从理顺电价及提高市场化程度角度看，通过受电地区平均电价扣减输电及线损费用的落地端倒推得出的上网电价相对而言更为合理。

　　中国水电内部人士表示，按消纳地平均电价定价将提高水电投资者收益，并使水电投资者形成固定投资预期，有利于加大水电投资力度，实现“十二五”到“十三五”大幅提高的水电发展目标。

　　一定程度“水火同价”

　　严格意义上讲，消纳地平均电价定价（即落地端倒推）并不等同于“水火同价”，因为同一消纳区域内除火电外，可能还有核电、新能源等其他电源形式，但由于火电占我国发电量的80%，因此，按消纳地平均电价核定水电上网电价，意味着其结果必然使水电价格向消纳地火电上网电价靠拢，这意味着水电上网价格大幅上调。从该意义上讲，可将新机制视作一定程度的“水火同价”。

　　有关“水火同价”的讨论早在2008年两会期间即已开始。当时电监会表示，在条件成熟时将实施水电和火电同价政策，以鼓励水电可再生能源的利用。国家能源局也一直对“水火同价”持支持态度，认为水电上网价格低于火电上网价格无法体现国家发展清洁能源的要求。

　　持反对意见的也大有人在。原能源部政策法规司副司长、资深电力专家朱成章认为，水电上网电价低于火电是合理的，因为水电在发电过程中不消耗煤、油、天然气等资源，成本较低，从全世界范围来看，水电价格也低于火电，我国不宜“水火同价”。此外，刘家峡、青龙峡等一些老电站是当时国家拨款建设的，不存在还本付息压力，按照“成本+利润+税金”的原则定价更为合理。如果实施同网同价，将给这些项目带来“暴利”。

　　种种迹象显示，国家已在争议中开始了新机制的实践。例如，三峡电站上网电价的核定原则是“按照受电省市电厂同期的平均上网电价确定，并随受电省市平均电价水平变化而浮动”。

　　据吴非测算，近期国投电力公告的锦屏及官地水电站0.32元/kw的上网价格与落地端倒推出来的价格基本一致。这在某种程度上意味着该模式的扩大推广只是时间问题。

　　调价谁买单是关键

　　瑞银和中信两家券商的研报指出，大型新建外送水电项目可能是率先“试水”新机制。

　　业内人士分析，大型水电项目在环保、移民方面成本越来越高，在即将投产的大型水电项目上试行电价增量改革，一是可以理顺亟待解决的大型新建机组上网定价问题，二是较少触及既有利益格局，有利于新机制推进。

　　业内人士普遍认为，如果水电上网价格因为试行新机制而普遍上调，但销售价格无法顺应调整，那么电网企业将因此承受较大压力，会由此成为改革推行的潜在阻力。那么，因为上调水电上网电价而多付的真金白银由谁买单将是决定改革成败的关键。

　　一种说法是，去年各地陆续实行阶梯电价后，电网增加的一部分销售电价节余可以用来弥补水电上网电价上调带来的电网支出增加。然而，如果调价范围过大，这部分资金量显然无法填补水电上网电价普涨的成本空间。这种情况下，进一步调整销售电价，将上网电价的成本向下游传递，将是政策的进一步选择。然而，销售电价调整直接涉及民生，会给CPI涨幅带来直接压力，因此发改委对调整销售电价必然谨慎。

　　中国证券报记者获悉，尽管新机制定价核心发生本质变化，但在形式上，发改委还将保留对大型电站电价“一事一议”的审批权。通过审批，可以控制新机制的推行节奏，减缓因上网电价上调造成的销售电价上涨压力。

　　业内人士认为，参照以往上调电价后电力板块走势，可以预见，如果新的水电价格机制落地预期形成，水电板块将迎来一波阶段性行情，建议关注有新建大型电站的相关上市公司，该类公司将在水电上网电价新机制落地中率先获益。此外，随着新机制在相关项目中的实施，预计今后存量水电上网电价上调预期也将激发，从而为众多拥有水电资产的上市公司开启长期盈利之门。记者 王颖春

关于2012年深化经济体制改革重点工作的意见(雷声改革)
五、深化资源性产品价格和环保体制改革

(十二)稳妥推进电价改革，实施居民阶梯电价改革方案，开展竞价上网和输配电价改革试点，推进销售电价分类改革，完善水电、核电及可再生能源发电定价机制。(发展改革委、电监会、能源局负责)

(十三)深化成品油价格市场化改革，择机推出改革方案。深化天然气价格形成机制改革试点。(发展改革委、能源局负责)

(十四)合理制定和调整水资源费征收标准，推进农业水价综合改革，合理调整城市供水价格。积极推动水权制度改革和水权交易市场建设。(发展改革委、水利部、财政部、住房城乡建设部等负责)

(十五)推进环保体制改革，开展碳排放和排污权交易试点。建立健全生态补偿机制。(发展改革委、财政部、环境保护部等负责)

十问新一轮电力改革
进一步推动和深化改革，完善社会主义市场经济体制，实现中长期的发展目标，是中共十八大提出的重点任务之一。近十年间，与其他部门相比较，中国能源部门的改革显得停滞和落后。电力行业是能源部门的重要领域，电力改革能够积极带动整个能源部门更深层次的变化。中国改革开放前30年，几次重大的电力市场化改革产生了深刻的影响，也遗留下不少缺陷和问题。中国能源部门面临着气候变化、环境保护、资源节约和能源供应安全的重大挑战，电力部门如何清理遗留的问题和应对未来的挑战，是新一轮改革的主要内容。

一问，改革开放30多年来，中国电力改革进展如何？取得什么成效？

　　中国改革开放前期的1980年-1995年期间，生产力迸发性地高速增长，能源和电力供应极其短缺。这一期间电力改革主要针对如何打破电力部门独家办电和依靠国家投资的局面，使发电建设能够跟上经济迅速发展的步伐。这次投资多样化、多方办电和多种电价改革的浪潮，调动了各方投资者的积极性，激励了国内外、中央、地方和企业办电的愿求，通过不同的电价给予合理的回报，电厂建设突飞猛进。与此同时，增加了不少小型煤电厂。

　　1995年-1998年期间，孕育了政府电力管理体制改革的动力。这一轮改革主要是以电力部门政企分开为核心，电力部门管理体制发生了根本性的变化，撤销了电力部。电力部在以往的部门管理机构调整中，几经撤销、合并和恢复，都没有走出政企分开的路子。这一次改革，使电力行业市场发展机能由国家行政部门管理的做法一去不复返了。

　　1998年-2002年，电力改革遵循“厂网分开、竞价上网，打破垄断、引入竞争”的指导方针，厂网分开比较彻底。由于2002年底新一轮电力短缺的冲击，电力改革陷入停顿。根据政监分离的原则，2003年成立了国家电力监管委员会。这一轮电力改革产生了巨大的效果，使中国的电力供应彻底摆脱了长期不足的局面。发电端的竞争，提供了比较充足的电力供应。中国的电力行业成长和壮大了，即使在今后发生电力短缺的状况，也能够在较短时间内加以克服，一改中国长期以来缺电的局面。

　　通过市场化改革，现在电力年度总投资比2002年增加3.2倍以上，电力增长速度为世界平均水平的20倍，中国建立了装机容量世界第二和发电量世界第一的强大电力产业。

二问，为何要进一步深化电力部门改革？现在是继续改革的好时机吗？改革的动力是什么？

　　2011年，中国用电量已经超过美国，位居世界第一位。中国装机容量达到10.5亿千瓦，但总装机容量的70%和总发电量的82.5%是煤电。

　　煤炭消费对土地资源、水资源和空气都造成很大的破坏和污染，严重威胁公众身体健康。据有关机构报告，煤炭造成的经济损失约占年GDP的7.1%以上。中国是世界碳排放的第一大国，2011年排放约71亿吨二氧化碳。估计到2020年二氧化碳排放是目前的1.4-1.6倍，中国面对着极其严峻的气候变化挑战。发电用煤炭（含供热）占全国煤炭消费总量的近53.7%。与国外发达国家的能源效率相比，中国电力部门在发电效率、输配电损失，尤其在电力终端利用效率上，都有很大差距。在应对气候变化、环境保护和资源节约方面，电力部门都是关键领域。

　　有人认为前一轮改革目标尚未完成，应继续贯彻2002国务院“五号文件”的内容。在2002年的电力改革中，遗留了许多问题。如何进一步推动“竞价上网”，如何正确理解“打破垄断、引入竞争；输配分离，配电和零售竞争”，都还没有形成共识。俗话说，“是药三分毒”，需要重新审视前几轮的电力改革，找出在前30年电力市场化改革中所遗留的缺陷，例如，环境问题和可持续发展问题。

　　时过境迁，我们需要调整和规划新一轮电力改革的目标、指导方针、战略设计和具体内容，而不是简单地承接前一轮电力改革的内容。

　　现在出现新一轮电改的重要契机。目前经济增长减缓和经济转型，电力需求供应基本平衡，应该抓紧时间讨论和规划电力改革的目标和战略。在电力需求旺盛和供应不足时，改革会很难推进，因为注意力都转移到如何保障电力稳定供应上。现在是国家经济和各个经济部门转型期，需要进行结构调整和增长方式的转变。要充分利用有利局面，在政府主导下，推动电力部门新一轮改革。

　　前几轮的电改中，问题集中，目标明确，各方容易形成共识，能够充分调动广大利益相关者积极参与电力改革。相比之下，在提高能效、保护环境和应对气候变化等重大公共利益方面，各利益相关方的看法有分歧，利益相抵触，关心程度低，动力不足。新一轮改革急需政府主导，应充实和发挥电监会的职能，引导企业向低碳绿色的可持续方向发展。

　　中国电力改革要遵循中国的实际情况、条件和发展总战略，将顶层设计和实践经验相结合。

三问，新一轮电力改革的指导方针和重点是什么？

　　与前十年的电力改革相比，新一轮改革的任务更艰巨、更困难。新一轮电力改革要讲求实效。电力改革必须由政府主导，制定一系列目标、战略、方法和步骤。现在国家能源管理的综合部门（国家发改委）任务繁重，尚没有全盘考虑能源部门的改革。在推进大部制的改革中，建议成立能源部，主导能源和电力改革，解决电力改革中首要的领导和协调问题。如果没有强有力的电力监管机构的具体指导，改革攻坚和打破垄断环节之时，可能会形成混乱的局面。

　　电力改革不能与整个能源部门改革隔离开来。可持续发展是中国能源部门发展的方向。我们认为，在下一个30年（2011年-2040年），能源部门改革的目标是：提供稳定可靠的、可负担得起的、低碳绿色的能源服务。具体说，应对气候变化、资源可持续利用、环境保护、绿色发展、能源安全和合理价格是能源部门改革的六大重点内容。

　　中国电力行业改革的具体指导方针是：低碳结构、节能高效、供应安全、公平公益。发展超智能电网，狠抓全过程节能（发电、供电、输配电、终端用电）和结构优化，使电力供应结构低碳化、清洁化，以应对气候变化和保护环境。围绕煤的角色，把煤炭发电比重和煤炭发电总量降下来，开发和利用清洁煤技术，研发CCUS（CO2捕捉、利用和储存），废物的资源化利用。大力发展和提高清洁能源的比例。放松天然气价格管制，提高天然气的发电比重。可再生能源和清洁能源的比例逐年增大，要有强制性的比例要求。加强核电安全监管。电能利用要有量化测量手段，加强节能技术研发和应用，提高能效。电能的供能系统、电网和调控系统要稳定可靠，输配电网投资多元化。加强需求侧管理和响应，削峰填谷。充实和提高电监会的权力和职责。加强综合电力规划和管理，比较需求端和供应端的成本，让需求端参与竞争。实施电厂排污权管理和交易，建立电力行业碳市场，开展CO2排放总量控制和交易。所有公民都有权利获得电力。保障供给，同网同价，照顾低收入阶层居民用电。理顺电价，继续实施差别电价，完善阶梯电价和采纳实时电价。

四问，电力改革的步骤是什么？

　　电改牵涉面广、影响大，要采用渐进方式。改革的时候，先走一步，看看这一步对改革的目标有什么影响，再决定下一步怎么走。前30年的改革证明，这种改革的步骤是正确的。在应对更艰巨的新一轮改革时，也应该继续采用这种步骤。新电改的一条前提是，每一步改变对原有的电力系统不要冲击太大，这不是颠覆性的一次改革。原有的电力系统维系着电力的安全供应，不要一下子把原有的电力系统都打乱重组。电力改革切忌从理论条条出发，不要迷信简单的自由竞争是灵丹妙药。美国加州在2000年初的电力改革失败就是一个很大的教训。加州电改把原有的电力系统的各个环节全部分解，引入竞争，彻底改变电力垂直一体化的系统，实行厂网分开、竞争上网、输配分开、配零售端竞争。在遭遇到电力供应不足和市场支配力干扰的冲击下，电力改革被迫中断和停止。目前，在世界上仍有许多国家和地区保持垂直一体化的电力系统，都在正常运行。智利、英国和欧洲的一些国家较早实行电力改革，美国的一些州也在推进电力改革，但是，这些案例还不能完全说明改革能有效地提高能效和应对气候变化。垂直一体化的电力系统结构已经运行了100多年，没有太大的安全稳定运行问题，缺陷是效率低、服务差、成本高。克服这些缺陷的改革模式有多种。电力改革应该遵循各国的不同政治和经济条件，稳步推行。

五问，电监会成立至今能很好地履行职责吗？在新一轮电改中如何才能更好发挥电监会的作用？

　　在各方积极的推动下，2003年，中国成立了电力监管委员会。电监会是国务院直属的事业机构。电监会应该具有决策的独立性、监督的权威性、管理的专业性和处置的科学性。电监会现有的职责与原先的设计差异很大。电监会应拥有的最重要的两个权力是：定价权（包括价格监管）和制定市场规则的权力，包括市场准入、退出以及投资要求。但是，电价制定权没有从发改委剥离，仍在发改委价格司手里，电监会缺乏实施行业监管的手段和资源，也缺乏权威性。

　　因为缺少定价权和市场规则的制定权，电监会的作用受到很大限制。尤其在对国家电网等超大型垄断企业的监管中，需要强有力的监管权威、手段和措施，使电网公司等垄断企业能够认真履行企业社会责任。例如，美国各州的电力监管机构除拥有上述权力外，还有充足的人力资源和财力来实施监管，仅联邦能源监管委员会就有1000多名工作人员。在监管权力不到位的情况下，中国各省的电监办和国家电监会都不能很好地发挥作用，形同虚设。国家发改委掌管电价，将电价视为政府宏观经济调控手段，而不是由监管机构掌握。

　　在新一轮的电力改革中，必须授予和加强电监会应有的权力，才能履行其职能。在改革中，人们往往认为“打破垄断、引入竞争”就能够促使电力企业加强节能、减少污染和碳排放，实际上市场竞争并不保证能做到这一点。在强有力的监管下，才能促使电力公司和电力企业更好地担当和履行社会责任。如果没有强有力的监管机构，在某些垄断环节引入竞争，很可能会引起混乱，达不到预期目的。在新一轮电改中，要将绿色、低碳、环保的社会监管责任与价格监管等主要责任列在同等重要的地位，电改目标才能有实现的保证。例如，不满足2012年最新的电厂排放标准和其他环保标准不能达标的电力企业，要分期、分批退出电力市场。

六问，如何在新一轮改革中继续推动“厂网分开、竞价上网”？

　　实践证明，厂网分开是一个正确、成功、有实效的改革。厂网分开后，国家的五大电力公司加上地方电力公司积极性高涨。恰逢电力需求急剧增长，电力供需缺口很大，考验了厂网分开的改革效果。发电公司专管发电，能集中精力搞电厂建设。不比之前电力系统垂直一体化，电力公司决策迟缓，既要管输配，又要管发电。厂网分开后，多家电力公司各自招兵买马，扩张迅速，筹资渠道拓宽，通过与国内外投资者合作、与地方合作等各种形式开发电源。2002年-2005年四年内，新装机容量达三亿多千瓦。发电竞争使装机单位千瓦造价决算下降20%左右，发电煤耗在2002年至2011年期间下降48克/千瓦时，节省约1.6亿吨标煤。发电端超高速发展，满足了2002年-2011年经济飞速发展的需要。在新一轮电改中，要继续扩大发电端的市场准入门槛和竞争，尤其是放宽清洁电源独立厂商和民营企业的进入。国有五大电力公司占有50%以上的发电份额。应降低较大发电商的市场份额，克服其市场支配力的作用，为“竞价上网”打好基础。

　　在上一轮电改中，试图通过“竞价上网”降低电价，有设计构想但并未实行。“竞价上网”是一个比较复杂的系统，原先的设计构想已不符合新一轮改革目标和方针的要求，不会达到降低社会成本和鼓励清洁能源发电的要求。竞价上网应包含更多内容，如南方电网的绿色调度，考虑了环境成本，支持清洁电力，而不是仅仅按发电成本竞价上网。竞价上网要区别对待电量和容量问题。发电企业“竞价上网”首先要满足发电配额制，即可再生能源电源的配额比例，对可再生能源实施固定（某段时间）电价。参加“竞价上网”的基本上是燃煤燃油电厂。发电厂商根据电网绿色调度的优先权上网售电。在“竞价上网”中，必须考虑能效电厂的竞争（需求侧节能和响应），使能效电厂能迅速扩增。

七问，“输配电分离，配电、零售电竞争”可以促进改革目标的实现吗？

　　这两者之间并没有一种必然由此及彼的因果关系。关键是电力改革的设计中，如何实现改革目标并取得实际效果。从国际经验来看，将区域电网连结成一张全国大电网是一种发展趋势。欧盟不仅设想要把各成员国的电网连接起来形成区域性大电网，还将欧盟的电网延伸到北非，利用北非丰富的太阳能和风能资源，形成跨洲际的大电网，这是欧洲智能电网的规划蓝图。美国也积极地在以州和若干州为基础的区域电网上，试图连接成全国电网，克服地区电网供应安全的不足。但是，美国的政治体制有可能会阻碍全国电网的形成。在输配电分开的改革设计中，输电具有垄断的性质，把国家电网分解成几个区域电网，或者是分成以省为基础的地区电网，这仍然是从一个独头垄断的形式转变成几个区域或地区的多头垄断电网的形式。地区垄断电网之间是否能够展开充分的竞争，需要在理论和实践上加以证明。在设计之前，我们需要回答下几个问题：输配电分开就能够带来更好的服务吗？在配电网之间和零售之间的竞争应该是什么形式呢？会帮助我们在实现新一轮改革目标上取得成效吗？世界上有一些国家实行了电力改革，建立了竞争性的电力批发和零售市场，却都没有能够满足提高能效、发展可再生能源和应对气候变化的目标要求，从而希望发起新的电力改革。

　　大电网形式能很好地调度电力和安全供电。举例说，华中电网缺电了，国家大电网可以从东北、华北、华东或其他富余的电网调度资源，若输配分开，各自为政，缺少全国统一的调度，会不会造成电力发展不平衡和投资过度浪费？配电竞争会否形成新的地区壁垒，不利于规范市场？从理论和实践来说，国家电网如果是在强力的监管机构监督下，可以按照国家的监控目标按市场模式运作。各地区的配电网公司在各省电力监管机构的监管下，把提高能效、保护环境、绿色调度和支持可再生能源发展作为其业务考核的重要指标，同时把提升效率、服务水平和价格透明度也作为监管的重要内容。中国电监会的权威先天不足的问题应该首先获得解决，其应加强对国家电网和各省电网的监管。如果这点都没做到，就匆忙拆分电网，主次轻重不分，可能会引起混乱。

　　中国的输配电网是国有资产，但同时又按市场化运行，具有二重性。国资委的要求强调了国有资产的保值、增值和市场化运作，国有资产的性质又要求电网公司承担应有的社会责任，这部分主要由电监会实施监管。随着电网投资领域多元化改革，中国输配电网公司市场化的倾向会更加明显。

　　在过去十几年，电网公司强调市场化运作，忽略其社会责任和承担的公共利益的角色，利用垄断特权，在价格透明度和服务质量上产生了许多问题，引起各方不满，要求在输配环节上“打破垄断，引入竞争”。

　　在新形势下，电网公司应按照科学发展观的要求，用平衡、协调和可持续发展来处理本身的二重性，以适应改革浪潮。监管机构应采取强制和激励二种手段，使电力公司价格透明合理，服务优良，既在经济上赢利又能促进公共利益的发展。

　　智能技术和智能电网的发展带来电力行业的创新性革命，极可能会改变现有的电力系统运行模式。现在欧盟、美国和中国都在大力发展智能电网，不仅要加强输配能力，还要在各个环节和需求侧加强节能。利用智能电网和ICT（信息和通讯技术），可以从发电端、输电、配电、零售电到消费者之间加强交流和反馈，鼓励采用新的技术，可以达到前所未有的节能效果。

　　目前已有成熟的商品化技术，新的技术研发也突飞猛进。在智能电网的模式中，电网公司承担的社会责任可以履行得更多也更有效。电网公司不会自动把节能减排和社会效益作为首要目标，但智能电网可能巨大地冲击和改变电力部门的政治生态。使电网公司履行其应尽的社会责任，不仅不会是一种负担，反而是一种赢利的商业模式。

　　从目前实施的在配电端和零售端开展竞争的国家来看，也在加强对公共效益的考虑。英国和美国加利福尼亚州，认为要实施新一轮的电力改革，才能把应对气候变化、发展可再生能源和提高能效作为重点。因为他们在原先的电力改革中“打破垄断、引入竞争”，既不能应对这些新的挑战，其改革的实际效果也差强人意。

八问，降低电价和降低成本，哪一种是切实可行的电力改革目标？大用户和发电企业的电力直供适合新一轮电力改革吗？

　　在前几轮的电力改革中，都希望把电价降下来。但是，实践证明，电改的结果并没有降低电价。因为在集资办电过程中采用多种电价，新盖的电厂越多，不同的电价也越多，总的平均电价是上升的。近几年，尤其是清洁电源和可再生能源电源的发展，也使电价上升。当然，如果没有竞争性的电力市场化改革，也许电价上升的幅度会更高些。把电改前后的电价相比，很难见到有降低电价的结果发生，以此作为评价电力改革的成效是不全面的。比如，美国发展页岩气降低了发电的气价，但并没有导致电价降低。除了“竞价上网”需要启动，目前输配电成本和价格制定的透明度很低，缺乏严格监管。这些环节阻碍了对合理电价的梳理和制定。

　　电价要进一步理顺。目前的价格制定体系要改进，要透明化。首先价格监管到位，按供电实际成本对不同消费者制定不同的价格，价格调整的周期短一些。在降低电价和降低成本中，电力改革要提倡降低成本。目前中国实施的阶梯电价是一个很好的措施。阶梯电价能够使低收入阶层有供电保障，体现了社会公平。在居民电价的调整中，能够减少在电价消费中的不公平现象，消费多者多付费。在电价改革中也应该同时实施实时电价。实时电价反映了电力供应中不同时段的电力成本。实时电价可以使消费者避开用电峰段，促进削峰填谷，达到节约能源、减少排放的目的。在工业消费者中，差别电价仍然应该保留。没有完成国家规定的节能减排任务的工业企业，应该付出污染环境和浪费资源的费用。

　　推进发电企业与电力用户直接交易，构建多买多卖的市场格局，这可能会与新一轮电改中提高能效、减少污染物和碳排放的目标相抵触。我们首先明确，大用户一般指的是工业用户（高耗能或非高耗能工业）。由发电企业和用户自行协商电力、电价和电量，并签订合同。这会导致用户只与能提供最低电价的发电企业签订合同。发电企业给大用户的售电价会比其上网电价高，因为工业用户看到的发电企业的电价比电网的售电价要低。在发电企业中，燃煤电厂的成本最低。这种交易的结果是，燃煤电厂扩充发电能力，追求更高的利润。而工业用户有了较低价格的电力供应，使工业用户的竞争力增强而不会注重自身节能。

　　这种做法提高了社会平均环境成本，也就是说相应地提高了电网平均售电成本和价格。大用户和发电企业之间的直通车，冲击了不鼓励发电竞争的、经济效率差的垄断电网系统，但对绿色、低碳和可持续电力发展的新一轮改革目标，恐无助益。

九问，修改《电力法》是在电力行业完善法制和制度安排的第一步吗？

　　修改《电力法》是完善法制和制度安排的第一步。1995年12月28日，八届全国人大通过《中华人民共和国电力法》并于1996年4月1日起实施。《电力法》的配套条例和实施措施至今没有完全出台。在《电力法》中，没有明确表明支持电力改革，也没有把应对气候变化、优化低碳结构和加强电力部门监管作为主要内容。新一轮电改应该是在《电力法》的框架内推进，但是，现有的《电力法》并没有充分法理依据支持电力改革。《电力法》出台至今已将近17年，《电力法》与电力部门发展和变化的实践相脱离，急需对《电力法》加以修改，以适应和指导电力部门发展的需要。根据中共十八大报告精神，今后国家的电力发展和改革应该是在法制框架内推行，做到有法可依、执法必严。

十问，电力改革首期的具体内容是什么？

　　最新的国际经验表明，竞争性的电力市场自身不太可能产生和提供能够满足国家经济和环境目标的最优资源量或资源组合。应该重新评估中国十年前提出的电力行业改革规划，并做出适当调整，以确保未来的几十年里，电力部门的改革为实现全国宏观经济和环境目标做出显著贡献。例如，2020年，风电装机将会超过2亿千瓦以上。电网公司要防止“弃风”现象，全额收购风电。分布式和集中发电均衡发展，但是，西部风力资源丰富地区的大规模发电，需要全网分摊，电网公司的角色十分关键。根据中国目前的情况，我们建议第一阶段开展以下工作。

　　1. 在发电端推动新形式的“竞价上网”。考虑环境成本，实施可再生能源市场配额制，鼓励清洁电源发展，降低煤电比例，优化电源结构，采用环保节能调度，提供可负担得起的绿色低碳电力服务。重视电力终端用能效率的提高，电网公司要设立强制性的能效提高目标。

　　2. 采用综合资源战略规划和需求侧管理方法，找到最优的供应侧和需求侧方案，以最小成本满足中国未来电力需求增长和环境保护目标。

　　3. 建立竞争招标制度，以最低成本获得所需的供应侧和需求侧电力资源。中国可以通过竞价手段获得所需的电力资源，但并不依赖竞价来管理发电调度或零售服务（如果没有非常严格的控制，市场操纵力很难避免）。

　　4. 重新确定国家电网公司的角色，强调其在长期系统规划（包括需求侧管理）、投资、调度以及在可再生能源上网方面应发挥的作用，以保证系统设计和运行的统一，节省资金投入。电网运行成本透明化。

　　5. 重新定位配电公司在投资能效方面的角色。2010年11月，国家发改委颁布了《电力需求侧管理实施办法》，其中要求电网公司通过提高最终用户的能效，节约0.3%的电力负荷。综合资源战略规划和需求侧管理方法将体现出最优的能效投资水平。随着电网公司提高能效经验的积累，这种强制性要求可以修改成要求他们“在其电网覆盖区域对所有成本效益好的终端用户能效项目进行投资”，并设立能效目标。

　　6. 加强和充实电监会的权力和职责，严格监管电网公司的价格、成本及绿色低碳发展。监管政策也需要调整，以保证各公司在成功提供最小全社会成本能源服务的同时，取得较好的经济效益。

　　7. 电网公司投资多元化。鼓励民企、外资和私人投资电网建设。

华电涉嫌骗取农行贷款500万 10亿水电项目停工
　来源: 时代周报(广州)　
“现在就是一个烂摊子。白水河流域水电项目的突然停工，给我们宣恩县的发展带来了难以估计的损失。”言毕，湖北恩施州宣恩县水电建设移民工作领导小组副组长龚光平一把捻掉了手中的烟头，表情愤懑。

2009年8月，中国华电集团公司湖北分公司（下称“华电湖北”）与宣恩县政府签订《协议》，开发白水河流域水电项目。根据协议，项目拟装机12.5万千瓦，计划总投资约10亿元。这也是华电集团在湖北的第一个水电项目。

之后，华电湖北组建了湖北华电宣恩水电有限公司（下称“华电宣恩”）。原计划于2013年内完成白水河流域6座水电站的开发任务。

但在2012年6月，项目便已停工，距今已有7个月之久。华电宣恩副总经理丁存波向时代周报记者表示：“集团公司对项目的意见是缓建。”对于其他则不愿多讲。直到现在，白水河项目仍未有开工迹象，很有可能就此沦为华电“弃儿”。

对停工的原因，华电方面的解释是，“工程概算超过最初设计。”然而记者却在调查采访中发现，导致项目停工的原因并非如此简单。

“华电复杂的管理层级导致责任义务不明确，执行力差以及在对施工单位招标时过分看重价格因素，才是导致项目进程推进缓慢的重要原因。”华电宣恩技术总监罗福生接受时代周报记者采访时直言不讳。

白水河项目总投资达10亿元之巨，建成之后将创造每年不低于5000万元的财政收入。这对于国家级贫困县宣恩而言，有着重要意义。

“华电方面的停工，让宣恩又错过了一个极好的发展机遇。”龚光平如是评价。项目停工后，留下来的问题也同样棘手：水电站到底何去何从？华电拖欠施工单位的工程款又如何解决？与之相关的数千名移民到底如何安置？

更让人感到蹊跷的是，华电集团在2012年6月27日就已下达了缓建工程和撤销水电站建设现场指挥部的决定，可华电宣恩仍在6月29日和7月30日向宣恩农业银行提取贷款500万元。

“这是骗取贷款，我们已经提起诉讼了。”宣恩农业银行行长穆世科在接受记者采访时直指华电方面的阴谋。

“希望华电承担起自身的社会责任和经济责任，否则我们将追究其法律责任。”宣恩县委书记曾德权向时代周报记者表示。

华电赢得竞争

宣恩县地处鄂西南边陲，境内大小河流交错流淌。据当地主管官员介绍，宣恩理论水能资源蕴藏量达500万千瓦，实际可开发的有40万千瓦。目前，在40万千瓦中已开发完成了25万千瓦。白水河流域干流四级、支流两级共12.5万千瓦装机规模开发完毕后，宣恩县的水电建设也就基本告一段落。

早在2003年11月30日，宣恩县政府与福建清华投资有限公司（以下简称“清华投资”）所属宣恩卧龙有限公司签订了相关的水能资源有偿出让协议。

协议中规定，全流域分五级开发，规划总投资13亿元。协议开发时间为2004年1月1日至2008年底。清华投资共支付了1800万元的水能资源开发权转让费。白水河流域水能开发的大幕从此拉开，其过程却困难重重。龚光平向时代周报记者介绍，清华投资在接手后，各种工作随即展开。2004年6月，国家电力公司贵阳勘测设计研究院编制完成了《湖北宣恩白水河一级双溪水电站可行性研究报告》。

“清华投资开始进行初步设计，报各种手续。”但直至2008年底开发期满时，清华投资仅部分建成了一级双溪电站，并且直到现在也未正式验收。

“双溪电站计划是2.5万千瓦的装机规模，有5台5000千瓦的机组。但实际上，只有3台机组，装机规模也仅1.5万千瓦。”龚说。究其原因，龚光平认为，一来，清华投资作为一家私营企业，资金实力有限，而水电项目建设投入巨大。从前期的各项准备工作到后期的建设阶段，都非一般实力的公司所能承受。“双溪电站原本计划投资总额是2亿多元，清华投资只能拿出1亿多元。”

2009年，清华投资的协议开发期到期。宣恩县政府收回了白水河流域二至五级水电站的开发权，并重新招商。因有前车之鉴，宣恩县政府此次对企业资质要求更高。“我们这次想找一个信誉和实力都强的企业来。”曾德权向记者介绍，“国电、葛洲坝、华电集团三家意向企业中，尽管华电是以火力发电为主，但因为国家政策导向，华电也在逐步扩大再生能源这块的比例。”

“华电的积极性很高。”龚光平回忆。当时，华电湖北副总经理骆民强亲自带队来宣恩考察，对白水河的各方面条件都赞赏有加。

最后，华电在与葛洲坝、国电的竞争中脱颖而出。2009年7月22日，华电湖北与宣恩县政府签订了《白水河流域干流小河口至上河段开发合作框架协议书》；当年的8月19日，双方正式签订了开发协议。

停工不期而至

华电10亿项目的停工，来得让宣恩县政府方面措手不及。

曾德权和龚光平均对华电停工之举感到愕然不已。“之前，我们双方之间的合作都是很愉快的。”

在正式协议签订后的4个月内，华电宣恩成立，注册资本金为1000万元。该公司成立时由华电集团全额出资，2010年2月5日，股东变更为华电湖北。2009年9月23日，宣恩县政府、华电湖北以及华电工程公司等相关方面的主要负责人召开专门的工作会议。会议确定，2009年11月18日，项目挂牌开工，以二级观音坪电站厂房至大坝施工道路动工建设为开工标志；还确定了流域各级电站建设目标，观音坪电站应在2011年6月实现第一台机组投产发电。而另外三座干流电站沙坪、竹园和小河口也都计划在2011年内实现第一台机组发电。

上述计划，现在看来也仅仅停留在计划层面。

2012年7月5日，华电湖北财务总监兼华电宣恩董事长于涛等人突然向宣恩县政府提出：“因电站建设效益不好，决定缓建观音坪水电站。在缓建期间，做好开工准备，条件成熟的时候再建。”

在这之前，宣恩对停工毫无准备。“听到这个消息，我感到震惊，也很不理解。”龚光平告诉时代周报记者，当初草签协议之后，华电湖北公司立刻组织了贵阳勘测设计研究院专家来宣恩实地考察，给予的评价相当之高。

在他看来，华电方面给出的停工理由很牵强，并不成立。“如何解释条件成熟的时候再建呢？现在的时机再好不过了。”

当即，宣恩县政府对项目缓建明确表示反对。但2012年8月23日，华电宣恩向宣恩县政府正式发出《关于观音坪水电站工程建设停工的函》（鄂宣电综函[2012]04号）。

直到后来，宣恩县政府才知道其实早在2012年6月27日，华电集团就下发了《关于成立湖北宣恩观音坪水电站工程缓建清算工作组的通知》，决定缓建观音坪水电站工程，撤销水电站建设现场指挥部，并成立观音坪水电站工程缓建清算工作组。

2012年9月12日，宣恩县政府作出了《关于白水河流域梯级水电建设项目停建相关问题的复函》。此后，双方有过多次洽谈，但都没有效果。

如今，观音坪水电站的建设远未具雏形。“现在建好的工程，连总工程量的1%都不到。”华电宣恩技术总监罗福生说。

目前，观音坪水电站仅完成了左坝肩顶高程以上边坡开挖、长250米的导流洞、进场3.2千米的公路等部分工程。全长3.7千米的发电引水隧洞也只打通180米，长600米的交通洞只完成240米。

“截流尽管在2012年的4月就完成了，但到现在还没有验收。还有其他的诸如压力钢管路开挖、架设和安装，厂房基础开挖工程以及升压站工程都没开始。”罗福生说。

不仅观音坪电站只是完成初步的基础准备工作，而另外的沙坪、竹园和小河口等三座电站根本未开工。

混乱的管理层级

项目停工背后的真正原因，华电方面的说法不能让宣恩县政府方面信服。华电宣恩解释称，2009年，核算观音坪电站静态投资额为1.6亿元人民币。“但是，因为近年来物价、材料、人工等价格纷纷上涨，就造成一些工程项目不能顺利推进。

“在这种情况下，虽然盈利水平大幅度下降，但是项目尚有可行性，也不至于还不了本、付不了息。但在此后过程中，由于合同价格、对外招投标等因素，施工单位表示会产生亏损。”华电宣恩有关负责人表示，2012年3月份，华电对观音坪项目概算进行了再次梳理，工程投资超过2.8亿元，比此前预算高出70%。

据华电经济研究院测算，即使该项目在各种费用非常节约的情况下，每年仍然要造成1700万元的亏损。此外，华电集团也在转变观念，从规模思维向价值思维转变，追求资产质量，提高国有资产保值增值能力。

时代周报记者在华电集团2012年6月27日下发的《通知》中也看到：截至2011年底，工程建设推进缓慢。2012年3月，集团公司派驻现场工作组进场后，对工程造价水平重新进行了梳理，工程概算动态投资达到28688万元，较初涉概算20577万元超出40%，其经济指标已不能满足集团公司的要求。而在华电宣恩内部员工看来，导致停工另有他因。

“华电内部的管理架构十分奇怪和复杂，错乱了很多关系。”罗福生向记者披露。他告诉记者，白水河流域水电工程采取EPC方式进行开发。业主为华电湖北，但它与华电集团旗下的华电工程公司签订总承包合同。

EPC方式将原本简单的甲乙方关系彻底打乱，导致层级管理复杂化。“华电湖北是业主，华电工程是总承包，它们之间是甲乙方关系；华电工程和具体的施工企业又是新的甲乙方关系；之后华电湖北又聘请监理公司，形成甲乙方关系。另外，华电工程与设计院之间的关系又形成新的甲乙方关系。”

在此种十分复杂的合同关系之下，各方之间的责任与义务划分不尽明确。“比如，华电湖北与华电工程双方共同进行招标。施工企业进场后，业主的意见又要通过总承包传达给施工企业。细节变动，都十分麻烦。”

罗福生从事水利工作30余年，坦承从未见过如此混乱的管理层级关系。“一般而言，业主应直接去接管现场，成立指挥机构，监理方也要在现场，而无需总承包的介入。”

除此之外，罗福生还认为在招标过程中过分重视价格因素是造成停工的另一个重要原因。

项目的招标工作是由华电集团旗下的招标公司来进行。“在这一招标的评价标准中，价格分、商务分和技术分分别占比50%、30%和20%。”罗福生说。如此一来便会造成竞相压价的盲目竞争。施工企业必先极力报低价格，甚至不惜低于成本价。“反正先占个位子嘛。”

在引水隧洞开挖的招标中，之前预算显示的合理价为181元/立方米，但是一企业竟然给出了141元/立方米的报价。此价格明显低于成本价。但它仍然最后中标成功。

而后，华电宣恩为加快进度，采用“先进场后谈合同”。上述中的施工企业深知报价根本无利可图的情况之下，便故意拖延时间，以此作为再次商谈价格的筹码。

“开出141元/立方米价格的企业在进场后，就不断拖延时限，在一个月之后，不得不更换备选企业来顶替。但已经浪费了一个月的时间了。”

涉嫌骗取贷款500万

白水河流域水电项目已停工多时，重启希望渺茫。对于宣恩县而言，因停工带来的损失或将无法估算。

2009年8月，双方签订协议后，华电湖北要在两个月内支付800万元的水能资源开发权转让费。但直到如今，华电也仅支付了430万元。并且令人哂笑的是，实际支付额只有400万元而已，另30万元是华电湖北用一辆三菱越野车充抵；按正式的开发协议，观音坪水电站属于已取得核准未建的项目，华电湖北仍需支付违约金500万元。

为支持水电站项目的建设，2010年，湖北省政府和宣恩县政府就分别对沙坪、小河口、竹园等三个水电站颁布了禁止在工程占地和淹没区新建建设项目及迁入人口的通告。三个库区已有81户250人因修建电站搬迁，补偿金额达到700万元。

“当时抽调了大量的人力去做工作，光是做实物调查就历时数个月之久。”宣恩县统战部副部长田代国说。“观音坪移民110人，加上其他三个电站移民人数有将近3000人。”去年，宣恩县政府已在两个移民安置点投入了150万元。上述费用相加就已将近1700万元。

其中令人尤为感到好奇的是，华电集团分明在2012年6月27日就已下发了《关于成立湖北宣恩观音坪水电站工程缓建清算工作组的通知》，明确缓建工程和撤销水电站建设现场指挥部。但是，华电宣恩仍在6月29日和7月30日向宣恩农业银行共计贷款500万元。

时代周报记者获得的借款凭证显示，华电宣恩上述两次均为“二级观音坪水电站项目建设”的借款用途，从农业银行提取，前后两次分别提取了200万元和300万元。

直到2012年11月30日，华电宣恩才向当地农业银行发送了《关于缓建观音坪水电站的函》；随后又在12月3日，向银行发去《关于2012年贷款有关问题的说明》解释说：“上述两笔贷款发放时，正值观音坪电站大坝基础施工的关键时期，急需用款。当时，华电集团缓建观音坪电站的正式文件我公司尚未收到。”

这一说法明显不能让宣恩农业银行行长穆世科满意。他指责华电宣恩此举涉嫌骗取贷款。

截至目前，华电宣恩向当地农业银行贷款4500万元。该借款担保方式为：“建设期采用信用方式，经营期内采用建成的本项目固定资产抵押及电费收费权质押。”

“我们会协助农行追讨这个债务。宣恩县是贫困山区，每年贷款额度不大。这笔不良贷款会影响我们多年来平安金融建设的创建活动，给我们招商带来困难。”曾德权告诉记者。

目前，白水河项目现场仍然一片寂静。根据《湖北省人民政府关于加强水能资源开发利用管理的意见》（鄂政发[2006]25号）的相关规定：水能资源开发使用权出让后，投资者必须在2年内开工建设，在设计工期内完成。无特殊情况在规定的时限内不开工建设或开工后时间超过1年的，由批准的地方人民政府无偿收回开发使用权。这也就意味着华电宣恩如果在2013年7月5日之前不能复工的话，宣恩县政府可无偿收回开发使用权。

据时代周报记者独家获得的一份华电湖北的内部文件显示，公司正在积极与有开发意向的丰华能源投资集团、国电和大唐等有关单位联系，洽谈成果转让事宜。

无论白水河水电项目是被转手，抑或是再次沦为“弃儿”，就如龚光平说的，“耽误的是宣恩县的发展。”

华电集团否认“骗贷说”白水河项目流产事出有因
中国经济新闻网

　　华电、宣恩：解决问题比吵架更重要

　　最近，湖北恩施州宣恩县政府很生气。在他们眼中俨然是金疙瘩的白水河流域水电站项目，继被民营企业福建清华投资抛弃后，再次被国有企业华电抛弃了。从2003年宣恩县政府就开始对该项目进行规划，到现在近10年过去了，仍是举步维艰。

　　据宣恩县水电建设移民工作领导小组副组长龚光平回忆，“当初的华电在该项目上积极性很高”。恰是被宣恩县寄予了极大期望的华电，让白水河项目在其手里转了一圈后仍是近乎原封不动地呈现在人们面前！

　　而华电的这一圈，花费了近3年时间，着实有点太长！时间一长，浪费掉的不仅是华电的资金，也有宣恩县的发展。

　　宣恩县政府状告华电停工没有提前打招呼，让政府措手不及，而华电则回应，集团做这个决定和宣恩县沟通过，只是在这个问题上华电和地方政府的出入有点大，态度不一致。“企业需要考虑两个问题，社会责任和集团效益，地方政府只考虑地方的发展。”

　　虽然现在很多电力项目的状况确实是一上马就亏损，这也是不争的事实，但是，不管事态如何发展，华电和宣恩县政府以及宣恩农行的梁子算是结下了。眼下的状况是，华电已经停工，宣恩县农行状告华电骗取贷款，到底存不存在骗贷一事，现在是公说公有理，婆说婆有理。

　　如今，宣恩县有点激动，双方甚至对簿公堂，但是在法院判决结果出来之前，也很难判断许多事情的孰是孰非，只是，无论华电和宣恩的分歧结果如何，如龚光平所说，“耽误的是宣恩的发展”。

　　不得不说，项目发展更重要，双方心平气和地坐下来，讨论解决办法更切实际。
　提取第二笔贷款后即停工

　　“集团也是在反反复复研究这个事情，想办法如何救活这个项目。全部人员撤出工地大约是在2012年7月底以后，主要是想着把那么多农民工放在那里，又没有活干，存在稳定问题。租赁的设备也需要支付费用。”另一位接近华电人士向记者表示。

　　也就是说，华电宣恩提取第二笔宣恩农行的贷款后，便对该项目进行缓建清算，原则上缓建不等同于不建，但是华电在该项目上所有的表象完全是停工的表象，况且之后华电确实已经做了停工的打算。

　　而导致华电做出停工的打算关键还是钱的问题，“当时，湖北公司上报给总公司的文件是，白水河流域干流四级加上支流两级装机容量总共是12.5万千瓦，投资10个亿。实际上，最后和当地政府签的合约只是白水河流域的4个项目，装机容量是10.5万千瓦，静态投资大约是8亿多，动态投资包含银行利息在内大约是9亿左右。”上述华电相关人士告诉记者。

　　2009年项目拿下来时，各项指标是满足收益率的，当时华电湖北公司报的是2005年的指标，但内部评估认为，按照2005年的指标已经不合适了，但是还是可以满足要求的，收益率刚刚够国资委规定8%的标准。

　　“项目刚开始招标，投标价就已经超了投资计划了，若投资超过概算，按规定就需要重新审查了，不是说超了5万、10万华电还在这里斤斤计较，超的太多了。我们确实是比较重视这个问题。”上述华电相关人士强调，这几年的物价上涨造成原材料、人工费用上涨很厉害，项目工程量与原来设计的要有变化，比原来设计的要多了很多。并且，内部项目公司管理有一定问题造成了工期的拖延，导致银行贷款利息等费用都在增加。

　　他也坦言，造成今天白水河流域水电站项目的最终流产，与项目公司的管理不善有很大关系。

　　而最关键的原因还是意识到即使项目建成了，观音坪项目也将面临着年年亏损的窘境。“央企是有社会责任，但同时对国有资产的保值增值央企也有责任，怎么权衡，作为企业来说，也有自己的难处，这个问题也不是企业自己能解决的。”

　　目前支出费用约7000万元

　　“目前，在这个项目上，华电财务上统计的支出费用大约7000万元，包括观音坪和后三级的前期费用(1400多万元)，后三级没有开工，也就不存在移民问题。”上述华电相关人士表示。

　　只是，这个项目于2009年已经拿下，为何时隔超过3年时间，进展如此缓慢？只有观音坪一个项目有进展。对此，华电的回应是这样的，“接手过来后，对于后三级项目，经过研究后，基于更好地控制成本，更好地发挥白水河流域的水能资源，我们觉得以前的开发方案不是很合理，需要进行一个调整。我们做了优化升级方案，准备三级改两级。”

　　而最终的结果是，方案做出来后，还没有上报当地政府批准，观音坪项目已经停工。“其余三个项目调整方案还没有报上去，观音坪项目就先停下来了！”从2009年到2012年项目停工，华电宣恩花了几年时间做一个优化升级方案，这样的效率也着实让人不敢恭维，也反应出华电宣恩内部管理存在的很大问题。

　　据记者了解，起初华电集团对这个项目还是有兴趣的，但是这个项目较小，集团就交给华电湖北分公司管理，湖北分公司以火电运营建设为主，没有水电建设经验，最后交由华电工程作为总包方进行建设。

　　2011年年底，集团公司发现观音坪项目工期上不去，推动项目有困难。从集团的角度来说，这是需要负责任的。于2012年3月份，华电集团安排了工作组进入白水河水电站项目，成立了项目现场建设指挥部。“指挥部在鼓舞士气、极力控制投资、保证2012年的度汛方面都做了工作，但还是认为这个工程投资有问题。”

　　从2012年4月份开始，集团要求工作组与湖北分公司、华电宣恩一起重新梳理项目投资，算下来的结果是，“观音坪项目的总投资达到2.86亿元，这还是最少的，比集团批过的2.05个亿，超了接近40%，太多了。当时的决定就是先暂缓建设，如果一味干下去，就是对国有资产的不负责任了，损失的就比7000万元更多了。”上述华电相关人士表示。
华电、宣恩：解决问题比吵架更重要

　　最近，湖北恩施州宣恩县政府很生气。在他们眼中俨然是金疙瘩的白水河流域水电站项目，继被民营企业福建清华投资抛弃后，再次被国有企业华电抛弃了。从2003年宣恩县政府就开始对该项目进行规划，到现在近10年过去了，仍是举步维艰。

　　据宣恩县水电建设移民工作领导小组副组长龚光平回忆，“当初的华电在该项目上积极性很高”。恰是被宣恩县寄予了极大期望的华电，让白水河项目在其手里转了一圈后仍是近乎原封不动地呈现在人们面前！

　　而华电的这一圈，花费了近3年时间，着实有点太长！时间一长，浪费掉的不仅是华电的资金，也有宣恩县的发展。

　　宣恩县政府状告华电停工没有提前打招呼，让政府措手不及，而华电则回应，集团做这个决定和宣恩县沟通过，只是在这个问题上华电和地方政府的出入有点大，态度不一致。“企业需要考虑两个问题，社会责任和集团效益，地方政府只考虑地方的发展。”

　　虽然现在很多电力项目的状况确实是一上马就亏损，这也是不争的事实，但是，不管事态如何发展，华电和宣恩县政府以及宣恩农行的梁子算是结下了。眼下的状况是，华电已经停工，宣恩县农行状告华电骗取贷款，到底存不存在骗贷一事，现在是公说公有理，婆说婆有理。

　　如今，宣恩县有点激动，双方甚至对簿公堂，但是在法院判决结果出来之前，也很难判断许多事情的孰是孰非，只是，无论华电和宣恩的分歧结果如何，如龚光平所说，“耽误的是宣恩的发展”。

　　不得不说，项目发展更重要，双方心平气和地坐下来，讨论解决办法更切实际。(记者 胡仁芳)