新电改应向反垄断改革持续推进

中国经济时报：《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（以下简称中央“9号文”）的出台意味着新一轮电力体制改革大幕拉开，与2002年的《电力体制改革方案》（以下简称国务院“5号文”）相比，中央“9号文”有哪些超越？

新一轮电改不是此前的简单延伸

曾鸣：总体而言，本轮电改方案是比较务实的，综合考虑了改革需求和可操作性原则，与国务院“5号文”相比更具有现实意义。虽然两个文件都是围绕“放开两头、管住中间”这条基本路径展开讨论，但中央“9号文”体现的核心价值取向与国务院“5号文”本质不同，因而不是其简单延伸。具体表现在以下两点：

第一，核心价值取向不同。

本轮电改的核心价值取向是旨在建立一个绿色低碳、节能减排和更加安全可靠、实现综合资源优化配置的新型电力治理体系，推动我国顺应能源大势的电力生产、消费及技术结构整体转型。而上轮电改的价值取向旨在通过厂网分开，打破垄断，引入竞争，剥离关联交易，加快扩大电力供给规模。

暂时不考虑输配分开和电网调度独立。国务院“5号文”并没有达到预期的改革目标，此次方案在制定过程中也进行了反思。我认为，调度独立和输配分开并不是科学合理的选择。

第二，明确提出要加强规划。

2002年后，电力行业最大变化就是可再生能源并网的比例越来越大，使发电侧和用电侧具有双侧随机性，电力系统的整体规划必须强化。从这个方面来讲，此次电改绝对不是国务院“5号文”的延续，应当形成一套新的电力体制规划方法体系。

本轮电改的关键不在于电力企业的拆分重组和盈利模式的改变，而在于新型电力治理体系管理框架的顶层设计，其中政府能否在改革的政策激励和法制环境设计上有所作为至关重要。政府在改革的顶层设计阶段对于如何运用市场杠杆，以及如何用“看得见的手”对市场化体制、机制、政策措施、法律法规、监管等方面进行设计、建立和引导，激励改革目标的实现等方面，必须能够发挥主导性甚至决定性作用。

改革存在倾向性风险

吴疆：改革有风险、不改革有危险，电改这样的深水区更非一改就灵。

2002年电力体制改革以来，中国电网领域逐渐形成一种集行业公共权力垄断、市场规模垄断、业务链条垄断、技术创新垄断等四重垄断于一身的超级垄断的业态，这是之前中国电力发展史上并没有的，也是世界电力能源领域所罕见的。

建国以来，中央层面的电力体制已历经11次变革：上世纪80年代实施的“集资办电”的改革有效解决了长期困扰的电力投资不足问题；2002年“厂网分开”的改革及时应对了意料之外的装机硬缺口问题；在新一轮电改中，垄断问题不应该是能轻易绕过的话题。

从前期的《征求意见稿》到最终的中央“9号文”出台，一些文字的改动却单方向有利于垄断集团、有利于被改革对象。我认为，新一轮改革的基本方向无疑存在巨大的倾向性风险。为什么前期公众参与阶段与后期集中决策阶段在政策倾向上的反差会这么大？就中央“9号文”而言，一些表述应该引起社会的关切和重视。

在改革思路与原则部分的论述中，对于“垄断业务”加强监管、有效监管的有关文字悄然失踪，不露声色地将电网垄断话题推离本轮电改的靶心；在电网企业功能定位的条款中，“不再负责电力统购统销”这样抑制垄断的核心条文悄然失踪，为电网企业继续维持独买独卖的垄断格局而放开缺口；在交易机构市场功能的条款中，交易机构负责“结算”的功能悄然失踪，为电网企业继续掌控中国每年3万亿元规模的电力购销巨额资金放开缺口；同样在交易机构市场功能的条款中，单单丢失了汇总“售电主体”与发电企业双边合同的文字，为电网所属售电企业不公开有关信息而放开了缺口；在鼓励社会资本投资的条款中，“实现电网企业输配电业务独立核算”的文字悄然失踪，为电网企业维持配售一体垄断模式、控制市场而放开缺口；在处理电价交叉补贴的条款中，电网企业 “申报并公开”交叉补贴数额中的“公开”两字悄然失踪，为电网企业暗箱操作混淆交叉补贴成本而放开了口子。

当然，这些悄然失踪的文字在未来的配套方案中，其实还是可以进一步明确与弥补。

市场化是电改基本共识

中国经济时报：虽然对中央“9号文”的积极意义上，你们有不同评价，但“发挥市场配置资源的决定性作用”无疑是大家的基本共识，请谈谈你们的理解和认识。

吴疆：调度、交易、输电（电网）是现代电力系统最独特的公共环节，这三者的制度安排及相互关系，是现代电力产业制度的核心，也是世界各国电力市场化改革的要害。

中央“9号文”中，调度独立只字未提，输电独立只达到价格核算的软件层面，而保留了独买独卖的硬件结构。交易独立则增加了“相对”二字。这样，三件事只提了两个、还都是“半吊子”，更缺乏三者关系的系统考虑，距离真正的电力市场化改革实在有些远。

曾鸣：市场化应当是电力体制改革的手段之一，但不是目的。目前首先开始的输配电价机制改革对电力体制改革目标的实现有重要支撑作用。关于市场化电价机制的形成，应放开公益性和调节性以外的发供电计划，积极推进发电侧和销售侧电价市场化，鼓励放开竞争性环节电力价格，把输配电价与发、售电价在形成机制上分开。鼓励发电企业和电力用户 （或市场化售电主体）开展电力交易，采用供需双方直接见面的双边合约交易模式，通过自愿协商确定电价，电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费。

应该说，核定输配电价是电价体制改革的关键。电力体制决定了输配电价机制，而输配电价机制对电力体制改革目标的实现有重要支撑作用。下一步实行的大用户直购电试点、竞价上网、联动形成销售电价等改革，均需要制定独立、规范、合理的输配电价。

中国经济时报：中央“9号文”提出“有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划”，如何理解方案中的“有序放开”？

循序渐进放开

曾鸣：方案中特意强调了“有序放开”，这意味着这几个方面要循序渐进、分阶段放开，不能短时间内彻底放开。对于每一个具体“放开”、“有序”有不同的意义。

对于输配以外的竞争性环节电价，用户选择权的放开应分阶段、分用户类别有序进行。根据国际经验，应首先开放大用户的购电选择权作试点，其次建立合理的输配电价形成机制，妥善处理销售电价的交叉补贴问题，逐步放开中小用户选择权。

对于向社会资本放开配售电业务，应分阶段构建多元化的售电主体。售电侧市场放开需要逐步引入多元化的售电公司，随着售电侧市场化改革的稳步推进，不同售电主体的构建或引进还应充分考虑可操作性、市场成熟度等因素，分阶段、有规划进行开展，降低改革风险。

对于公益性和调节性以外的发用电计划，不能短时间内彻底放开，需要一个循序渐进的过程。在供应侧，各机组的初始投资、使用寿命以及机组状况都不尽相同，各电厂不太可能站在同一起跑线上参与市场竞争，现阶段完全依靠市场可能会造成资源浪费，甚至国有资产流失，对于清洁能源发电尤其如此。在用电侧，一些特殊时段区域电力系统仍会出现一定的电力缺口，需要对用户用电进行计划，保证电力系统安全稳定运行。

反垄断是电改核心

吴疆：电网垄断是当下中国电力市场格局中绕不过去的“肠梗阻”，反垄断是新一轮电改绕不过去的敲门砖，超级垄断者与任何其他人都是不可能同场竞技的，只要售电业务没有从原属的电网企业中有意识、强制性剥离，其他投资者就不可能在这个市场领域获得正常的经营环境与发展空间。

然而，随着电网企业“不再负责电力统购统销”这样抑制垄断的核心条文的悄然失踪，新一轮电改的市场格局将面临巨大风险，社会资本投资可能面临“羊入虎口”的陷阱。

目前中国的电力市场格局，电网企业纵向垄断独买独卖，在其营业区以内是唯一的售电主体。而通过十余年来的挤压，原来超过中国市场一半份额的地方供电企业，绝大多数已被电网企业收编，少数被挤在角落艰难度日。

如果按照《征求意见稿》那样，明确电网企业“不再负责电力统购统销”，则意味着在单独核定输配电价之后，电网企业必须主动放弃原有的售电业务，极大可能会与地方合作，组建资本多元化的电力营销服务企业，一方面承担原有售电业务，一方面与其他新兴的售电主体进行竞争或合作。

中央“9号文”最后只提到培育新兴售电主体，而没有明确原属电网企业的售电业务，如果明确电网企业“不再负责电力统购统销”，这一块业务必然走向市场而且与地方进行合作。

如果电网企业依然负责 “电力统购统销”、依然保留售电业务，会是什么样的市场格局呢？

首先，将形成中国电力市场上最巨无霸的售电主体，业务规模与市场份额没有任何竞争对手可以望其项背；其次，这样的巨无霸售电主体，除了售电以外，还与产业环节上游的垄断性的输配电企业同气连根；再次，这样的售电主体，归属于跨省跨区的超级垄断电网企业，在任何地方，不要说民间资本，即使当地政府也很难有实力与之对等合作，如何保障外来投资者的权益？

因此，电网企业“不再负责电力统购统销”，是新一轮电改最大的要害，有或没有这十个字，中国电力市场格局将有天壤之别。中央“9号文”在培育售电市场主体的条款中，严格剔除了所有提及配电业务的文字，由此在可以预计的将来，绝大多数新兴的售电市场主体包括参与增量配电的投资者，只能依靠电网垄断集团的施舍恩赐。

中国经济时报：中央“9号文”提到“推进交易机构相对独立，规范运行”，请问电力交易机构如何产生，如何理解相对独立？

电力交易机构“相对独立”是可取的过渡手段

曾鸣：要实现电力交易机构的独立，必须具备三个方面的市场基础条件：一是灵活合理的价格机制，二是严格完善的监管体系，三是建立统一的大电网平台。只有在以上三个条件同时具备时，电力市场竞争的公正、公平和透明度才能更好实现，才能为供需两侧市场的有序开放以及 “多买多卖”市场格局的形成创造条件。

但就目前我国电力市场运行状况来看，交易机构独立的这三个条件并不具备。在这种情况下，不宜将电力交易机构独立。但是我国未来售电侧放开、大用户直购电交易是改革的重点方向，同时也是改革需要，因此电力交易机构的“相对独立”仍然是比较可取的过渡手段。

调度交易独立或将被架空

吴疆：第一，“相对独立”起码是一种“独立”，其与“完全独立”相对比，它应更接近“完全独立”而不应接近“不独立”、“假独立”。

第二，这种“独立”是相比于目前状态的独立，是相比于作为电网企业内设机构的独立，因此从电网企业中走出来是基本要求。

第三，相对独立的“交易机构”依然是一个交易机构，它的房屋、设备甚至人员一段时间内可能还会与电网企业有一定纠葛，但其基本职能、机构、编制、财务等在第一时间应是完整而独立的。

第四，相对独立的“交易机构”只有依托公权力才可能实现与电网企业之间的独立，政府应通过法律、规章等形式为交易机构赋权，明确其行业公共机构的属性，并拥有干部人事管理权。

第五，保证交易机构的完整性，顺利完成此项改革任务，使其尽快发挥作用，关键就在于“整建制划拨”，即将电网企业现有的三级交易机构直接整体独立出来。

自2007年以来，电网企业在内部所推行的调度和交易分开，本身早有思想准备与组织准备，交易机构整建制划拨是它们能够承受并且有把握实施的。

总之，在电网企业保留了独买独卖业务结构的情况下，所谓 “交易机构相对独立”的风险很大，如果把握不好就会失去其独立性，反而成为公权私用、固化垄断集团利益的帮手。

中国经济时报：电力体制改革是一个系统工程，中央“9号文”只是提出了“做什么”，电力体制改革继续深入，还需要明确“怎么做”，下一步应该进行哪些工作推进？

推动电改从密室走向阳光

吴疆：电改是一个系统工程，与中央“9号文”相配套的，还应有7至8个专项改革工作方案及相关配套措施，例如，输配电价核定、交易机构组建、售电主体培育、售电业务开放、计划电量放开等。在未来的推进过程以及决策过程中，仍然存在很多风险。

例如逻辑次序问题。电改各个任务步骤之间是存在相当紧密的逻辑关系的，在下一步的改革推进过程中，如果出现显著的逆序错序动作，势必影响到电改的实际效果。

再如分工合作问题。电改内容驳杂，不同的电改任务，从编制专项改革工作方案开始，就需要不同的部门牵头，而这需要较高的合作水平。例如对于电改基本理念、基本任务的共识，例如对于电改逻辑次序的认可与遵守，例如相关电改任务之间的配合与衔接，如果各行其是、共识不足或约束不够，则需要组建专门的电改工作小组乃至领导小组。

又如决策博弈问题。电改涉及重大利益调整，触及强势利益集团，因此任何公开博弈或暗流反弹都在可以理解的范畴。从总的博弈形式看，对比2002年的电改，一方面被改革者更加自觉、更加成熟，另一方面改革操盘者更加现实、激情渐消。与此同时，最高决策层对于电改已从行业脱困政策扶持上升到经济新增长点、能源革命等更高诉求。

下一步各专项改革工作方案的研制、各项电改任务的推进，势必还将经历很多上下、左右、内外互动与博弈，希望更多社会公众参与进来推动科学决策，推动中国电改从密室走向阳光。

继续推进改革

曾鸣：电改还需贯彻落实售电侧市场改革、加强电力系统规划和法律法规制定等方面的内容。

对于规划层面，必须实现电源规划与电网规划统筹协调、国家电力规划与地方电力规划的有效衔接，同时提升规划的科学性和权威性。在这方面，综合资源规划应当在电力体制改革过程中占有重要的战略地位。满足电力需求增长的传统思维模式是单纯注重增加资源供应，综合资源规划和电力需求侧管理建立了以提高需求方终端用电效率所节约的资源同样可以作为供应方替代资源这样一个新概念，使可供利用的资源显著增加，可节省大量供应侧资源投入，同时提高需求侧用电效率，当未来大规模的间歇性、随机性的新能源电力接入电网之后，综合资源规划和电力需求侧管理及需求侧响应对于实现电网电力的瞬间平衡具有重大的意义。

在法律法规建设层面，主要有以下几个关键点：

第一，重新修订《电力法》，并与《可再生能源法》、《节约能源法》等配套法律相衔接，形成涵盖电力供应、消费、技术、体制诸方面的电力法规体系。

第二，新《电力法》的核心价值取向应由过去的“加快发展、保障供应”转向“绿色低碳、节能优先”，这绝不是在原来基础上的文字增删修订，而是“革命性”的重塑。

第三，应当在新《电力法》中做到四个明确：明确建设能源节约型社会中全社会和全体公民必须承担的法律义务；明确国家电力工业综合资源规划设计主体的法律定位；明确电力市场主体各自的法律定位，尤其是规定电网企业强化公用事业的性质；明确保障、鼓励分布式发电、微电网和智能化电网大力发展的相关条款。

第四，尽快出台与新《电力法》相配套的政策措施，建立相应的监督机制和实施保障机制。

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