始于2002 年的我国第二轮电力体制改革已经过去了12 年，习近平同志在中央财经领导小组第六次会议上要求"积极推进能源体制改革，抓紧制定电力体制改革和石油天然气体制改革总体方案"，继续推进电力体制改革已经是党中央作出的一项战略部署。但是，如何在当前经济环境、能源格局和各方诉求中厘清改革主线，通过怎样的措施和路线图能够以较小的成本、稳妥地实现改革目标？以下思考，期待有助于探讨形成适合我国国情、行之有效的电力体制改革方案。

改革目标与亟需解决问题

2002 年"5 号文"提出的总体目标是："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，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。"今天来看这一目标依然具有指导意义，同时2002 年以来我国电力、能源和经济发展出现了一些新的情况和特点，结合当前实际，改革应"发挥市场配置资源的决定性作用，优化我国能源结构和布局，促进国民经济转型、产业结构调整升级和节能减排"。

对照以上目标，目前电力和能源领域中迫切需要解决的问题有：

电力价格和电力运行以计划体制为主

电能是能源领域中计划色彩较为浓重的产品，上网电价和销售电价均由政府审批，计划价格隔离了资源和一次能源成本向工业生产过程的有效传导。上网电价管制造成了煤电矛盾、火电企业政策性亏损等问题；销售电价管制不利于工业用户开展市场竞争，影响了市场自身应有的产业结构优化功能。

在发电机组上网电价被固化的同时，年度基数电量执行地方政府主管部门下达的发电计划，企业每年的重要工作是"跑计划"而非在市场中竞争，电力行业的计划模式跟改革开放以来我国蓬勃发展的市场经济形成了强烈反差。

电网企业统购统销、垄断经营

厂网分开后，发电侧的竞争格局发挥了两点积极作用：一是2002 年以来在经济高速增长的背景下没有出现全国性"电荒"，为国民经济十余年的高速增长提供了电力保障；二是降低了发电工程单位造价。

与此同时，两大电网公司通过统购统销的模式垄断输、配、售电业务，垄断的成本最终由电力用户埋单，经济社会和广大用户没有充分受益于电力发展和技术进步。

另外，具有明显公权特征的调度交易机构以电网企业利益作为出发点组织电力系统运营，不符合"三公"调度交易和资源优化配置原则，不能完全做到安全调度、经济调度和绿色调度。

发电行业节能减排压力较大，新能源发展面临问题

截至2013 年底我国发电装机容量约为12.4 亿千瓦，其中火电占69.1% ，水电占22.4% ，风电占6.1% ，光伏、核电各占1.2% 。2013 年我国消费煤炭36.1亿吨，其中电煤占一半多。尽管近年来发电企业大力投资开展脱硫、脱硝、除尘改造，但由于庞大的煤炭消耗总量，在大气污染引起全社会高度关注的背景下，发电行业节能减排压力依然较大。

基于我国油气资源不足的资源禀赋和水电开发难度越来越大的现状，只有大力发展风、光、核等新能源，才能建立能源多元供应体系、降低能源生产和供应的能耗和排放水平，但这些新能源发展遇到了全球核安全风险增加、集中接入电网送出困难、本地市场消纳能力有限、电网调峰压力增大等一系列问题。

改革的措施与路线图

推进和深化电力直接交易是改革的切入点

12 年的电力监管和市场建设实践表明，推进和深化电力直接交易是符合当前实际、能够有效解决问题和实现改革目标的最佳切入点。其理由：一是直接交易价格由市场形成，随着交易规模逐步扩大，市场电量将占据主导地位，可以逐步取代计划体制；二是直接交易模式中电网企业的利润来自输电费用，打破了电网统购统销的传统垄断模式；三是经过不断试点，直接交易已取得一系列经验、具备较好的政策基础，几乎没有额外的行政和资金成本；四是交易电量逐渐增加，发电、用户等众多市场主体可以逐步形成市场意识、理解市场规则，改革能够得以平稳实施。

2009 年原国家电监会、发展改革委和国家能源局等部委共同推进电力直接交易以来，目前全国近三分之二的省（区）陆续启动了大用户直接交易工作，经过5年试点，已经具备了大范围、全面推开的条件。下一步可以全面放开市场准入，扩大发电和用户的参与范围，对于满足国家有关产业、环保政策的发电企业和电力用户全部予以准入，同时针对落后产能的企业征收惩罚性电价，这样市场规则对于所有企业一视同仁，通过行政措施促升级、调结构。

对于电力体制改革下一步从何入手还存在其他声音。例如，先输配分开，在各地区成立配售电公司，输电和配售电企业各自独立运营；还有实施竞价上网，建立统一的发电侧竞争市场；以及先实施电网企业的主辅分离，将施工、修造、研究等单位剥离主业等。输配分开看似可以打破电网垄断，但是如果没有增加用户的购电选择权，用户只能从配售电公司购电，那么就是将电网企业从一家垄断变成了多家各自垄断，徒增行政成本。实施竞价上网可以通过市场机制形成电力价格，汲取上一轮区域电力市场竞价的教训，上网电价必须从销售侧走出去，但是放开销售电价将对工业运行造成较为明显的冲击，同时建立完善配套的技术支持系统和运营规则需要较大的资金和时间成本。实施电力企业主辅分离有助于厘清电网输配电成本，同时有利于解决用电市场"三指定"等问题，但主辅分离不能解决当前计划价格、电网垄断的主要问题。因此，这些方案都不是当前改革的切入点。

调度交易机构中立是改革关键点

无论是计划体制还是市场机制，调度交易机构都是电力系统的"牛鼻子"，是运营的组织者、操作者和校核者。厂网一体时，调度交易机构隶属于企业内部，在一定程度上有利于发、输、配、售各环节协调运作，有助于优化行业运行效率，但厂网分开后，调度交易机构委身于电网企业，必然会利用社会公权力为自身牟利，不利于社会效益最大化。在推进电力体制改革这一涉及各方利益的过程中，调度交易机构的立场和作用尤其重要。历史上我国的电力调度系统在很长时期内是相对独立的机构，各网、省调度机构在上世纪90 年代才陆续进行本部化。从电力运行安全和效率来看，厂网分开后，调度机构中立更有利于电力整体规划和二次系统统一管理，有利于保障电网安全、提高运行效率，有利于经济调度和环保调度。

操作上，将两大电网公司调度交易机构的现有人员、场所和设备整体划出，成立国家、区域和省级调度交易机构，性质是不以赢利为目的的理事单位，所需经费由电力市场各成员单位按照会员制共同承担（参照澳大利亚等国目前模式），保障工作人员待遇水平不降低，其和政府管理部门的关系类似于证交所和证监会。先成立机构，运作起来后再根据改革的要求逐步完善。这样成本低，效果立竿见影。

改革的并行措施

电力用户直接交易是改革的切入点，调度交易机构中立运作是改革的关键点，为实现改革的总体目标，还应同时推动以下工作：

促进跨区跨省电能交易市场化。近年全国跨区跨省电能交易规模不断增长，2013 年跨区跨省交易电量占全部电量的比例已超过15% ，但交易的上网价格受到发改价检〔2011 〕1311 号文的管制，无法客观反映供需关系等市场因素。放开跨省跨区交易价格管制能够还原电能的商品属性，且不影响现行的省内基数电量分配体制，是完善市场机制、实现改革目标的重要措施。下一步交易电量和价格均通过市场协商确定，购电方逐步从电网企业放宽到准入电力用户和独立配售电企业。

出台新能源电量配额机制。送出困难和电量消纳机制不健全是目前制约新能源发展的两个最主要因素，前者可以通过加强电网电源的协调规划、落实可再生能源相关法规得以解决，而后者还需创新机制，应出台新能源电量消纳配额机制，购电方按照区域内新能源电量比例承担消纳义务，多措并举促进新能源发展。

推进和实现辅助服务市场化。随着新能源并网容量越来越大，电网调峰等运行压力日益增加，应继续推进辅助服务市场化，尽快实现辅助服务市场交易，通过市场机制体现辅助服务的客观价值、促进电网安全、稳定、经济运行。

实施电网企业主辅分离。推进电力修造、施工等辅助性业务单位与电网企业脱钩，进行公司化改造、进入市场，为厘清输配电成本创造条件。

改革的路线图

第一步，调度交易中心中立，初期开展的市场交易主要是直接交易和跨区跨省交易，直接交易之外的省内电量暂时维持计划体制不变。实施电网主辅分离，核算分电压等级的输配电成本，推进辅助服务市场化。

第二步，市场电量规模超过计划电量时（不超过5 年时间），适时取消计划体制，实现电网输配分开。发电侧市场经过5 年发展，电力价格相对稳定，根据市场情况对风电、光伏发电、核电给予补贴后进入市场，水电可基于成本参与市场。对于用户侧，输配分开、独立运营的配售电企业出现后，开放一般电力用户的用电选择权，用户侧基本全部进入市场。推进和完善电力期货交易。

第三步，输配分开一段时间（3 ～5 年）后，形成分电压等级的输配电价，供需双方在联网范围内进行交易，省际壁垒被打破，此时发电侧实现充分竞争，输电企业承担输电业务，配售电企业面向用户开展竞争，各类电力用户可自由选择发电企业或配售电企业。

经过以上步骤，市场最终取代计划，各种竞争机制和交易种类比较完善，市场机制在促进电力行业自身健康、有序发展的同时，将对社会资源优化配置等方面发挥应有作用，基本实现电力体制改革的总体目标。

需要注意的几个问题

确保直接交易规则和准入机制合理

直接交易是实现价格发现的手段，在目前电力供大于求、工业生产压力较大的情况下，市场协商价格的趋势是向下的，但是未来一旦市场环境发生变化，必须能够通过合理的规则反映在交易价格上，交易价格要能上能下。此外，如果采取逐步放开用户的模式，则首先进入市场的用户会获得价格优势，落后产能搭车受益将对直接交易工作乃至改革全局产生不利影响，因此在初期要严把准入关；如果采取全面放开、无歧视的市场准入，则在协商价格的基础上对淘汰或限制类企业采取惩罚性加价，促进产业结构调整升级。

处理好省间利益

电力市场在打破省际壁垒、优化资源配置的同时，也对低价省的用户和高价省的发电企业形成了一定冲击，这是市场机制的必然结果。考虑到市场初期受联络线输送能力限制，跨省区电量交易规模有限，仍将以各省平衡为主，同时在交易平台上按照省内、区域内、跨区域的顺序依次组织交易，保证现有的发电能力优先在本省使用，跨省区交易作为补充、调剂余缺。随着市场发育和电网发展，市场将逐渐发挥应有的调节作用，发电企业和电力用户等市场主体会逐步适应，最终形成良好的资源配置机制。

解决好价格并轨和交叉补贴问题

市场第一阶段电力价格双轨并行，之后将从半计划半市场向市场化过渡，最终上网、销售价格实现竞争定价模式，输配电价实现成本加成模式。市场机制是改革当前交叉补贴方式、变暗补为明补的有利方式，初期交叉补贴的成本可由电网公司先承担并单独记账，为后期调整输配电价提供依据。全社会用电量基本实现市场化交易后，交叉补贴来源可在电网企业输配电价中予以适当考虑，在不增加国家财政负担的前提下解决长期以来交叉补贴不透明、电网企业利益不清晰等问题。