深化電改的攻堅戰

　　不能依托“運輸”壟斷來壟斷電力購銷

　　文/史立新

　　輸配分開是我國電力發展中“躲不開、繞不過”的關鍵問題，應當按照《電力體制改革方案》(國發［2002］5號文件)確定的方向，攻堅克難，加緊推進。

　　輸配分開不是將“大壟斷”

　　變為“小壟斷”

　　輸配是輸電和配電業務的總稱，它作為發電企業與電力用戶間的唯一聯系紐帶，是電力產業鏈的核心和關鍵環節。形象地來看，輸電企業不直接從事電力購銷業務，僅提供電能輸送服務，以收取“過網費”方式取得收入，相當于“運輸公司”；而配電企業主要從事電力購銷業務，以電力購銷價差取得收入，相當于“百貨公司”，其配電網的電力配送業務類似于“送貨隊”，只有在別人利用其配電網輸送電能時，才扮演輸電業務主體的角色。

　　電網的技術經濟特征決定其具有自然壟斷屬性，但這種壟斷只限于電力“運輸”環節，不代表“購銷”環節的壟斷，更不能依托“運輸”壟斷來壟斷電力購銷。在輸配業務同屬一個電網企業情況下，輸配分開在形式上表現為電網企業的分拆重組，本質上卻是對輸配電業務組織模式的重新調整，應立足于電力發展全局，著眼于輸配電體制改革來理解輸配分開的內涵，認為輸配分開只是將“大壟斷”變為“小壟斷”的觀點是片面的、錯誤的。

　　輸配分開的意義在于，打破配電環節的“獨買獨賣”壟斷，有效監管輸電環節的“獨家運輸”壟斷，建立能確保電網無歧視開放和電力公平交易的電力調度和交易組織體系，為充分發揮市場在電力資源配置中的基礎性作用提供體制保障。

　　電力體制改革的卡脖子環節

　　國際經驗表明，輸配分開是建立雙邊電力交易市場的基本前提，是電力市場化改革無法回避的重要問題。我國也不應例外。2002年我國實行的電力市場化改革，實現了“廠網分離”，打破了過去發輸配高度一體化模式，邁出了改革的關鍵一步。但由于輸配分開遲遲沒有啟動，多項后續改革也不能及時跟進，舊的秩序被迅速打破，新的秩序又難以建立，電力體制改革被“卡”在中間而無法深化，導致新舊體制摩擦日益嚴重，各種矛盾日趨突出。主要表現在：

　　電力市場難建立。輸配合一的體制下，電網企業集電網資產運營、電力系統調度、電力交易結算于一身，對發電廠是買方壟斷，對電力用戶是賣方壟斷，發電企業和電力用戶沒有選擇權，阻斷了電力供求雙方直接交易關系。輸配不分開，即便實現了競價上網，充其量也只相當于獨家壟斷企業的招標采購，市場作用空間很有限，廠網分開的改革效果難以體現。

　　一是難以培育購電主體。電網企業作為電力購銷環節的壟斷經營商，往往從其自身利益出發，依靠所掌控的行業壟斷資源，排斥其他配電主體，為發電企業與電力用戶直接交易(大用戶直購)設置障礙。

　　二是難以保證公平交易。電網公司既擁有輸電、調度、交易的功能，本身又是購售電市場主體，難以保證公平、公正和透明的電力市場交易秩序，發電廠、電力用戶等相關主體的合法權益難以得到保障。

　　電價體系難理順。市場經濟體制下，電價包括購銷電價和輸電電價，其中輸電電價相當于“運費”，應實行政府監管定價；購銷電價包括上網電價和銷售電價，則應逐步放開，實行市場定價。目前通常提到的輸配電價，準確地說應是輸電價。在輸配合一體制下，無法建立這樣的電價體系。

　　一是從輸電電價看，即便制訂了輸電成本核算規則，但由于輸配電業務屬于同一個企業，輸電和配電業務的主體邊界由企業決定，加之電網企業壟斷財務信息，信息不充分、不對稱，政府監管的難度很大，合理成本定價缺乏體制基礎。因此，能否形成監管下的獨立輸電價格并不取決于技術方案，而主要在于體制。

　　二是從購銷電價看，對電力這種基本產品而言，只要市場保持“獨買獨賣”格局，政府就應實行價格監管。

　　三是從價格傳導看，沒有透明、合理的獨立輸電電價，電煤價格到銷售電價之間無法建立起傳導機制，這是導致煤電關系不順、價格聯動機制難以實施的原因之一。因此，輸配分開是影響電價的一個關鍵因素，能夠“擠掉”進入輸電電價的不合理成本，并且為購銷電價實行市場定價奠定基礎，而并不在于能否絕對降低電價。

　　發展方式難轉變。電源與電網建設不協調，配電網滯后于輸電網，農村電網滯后于城市電網，是電力發展面臨的突出矛盾。一個主要原因就在于輸配合一的體制。

　　一是發電領域已實現了投資主體多元化，地方和社會投資者參與程度較高，但電網基本還是獨家建設，融資渠道單一，投資相對不足，特別是配電投資相對更少。目前社會投資者很難進入電網，地方政府也正在淡出，電網發展只能更多依賴中央企業債務融資，財務風險增大，可持續性令人擔憂。

　　二是1998年的“兩改一同價”改革使我國農電發展取得了長足進步，但在輸配合一體制下，政府與企業、中央與地方在農電發展上的權責不清晰，農電普遍服務補償機制也缺乏實施基礎，難以建立發展的長效機制。

　　三是由于電網企業規模巨大、業務面很廣、關聯性強，缺乏競爭機制，容易導致降低成本、改進服務的動力不足，對企業經濟效益和行業發展質量都會造成一定負面影響。另外，由于目前沒有形成有效的電力市場，電價不能反映資源稀缺性和環境成本，市場在電力節能減排中的作用空間有限，只能更多地依靠行政手段，市場化的節能減排機制難以建立。

　　改革是一個制度變遷過程，“路徑依賴”效應十分明顯。上世紀80年代至今，電力改革按照市場取向不斷深化，經歷了“放寬準入、多家辦電”和“政企分開、打破行政壟斷”兩個階段，目前正處于“重構市場結構、提高市場績效”的第三階段。

　　2002年的廠網分開成功地開啟了第三階段改革，按照國發［2002］5號文的戰略部署，與其接續的核心步驟應是輸配分開。但是，由于長期以來在輸配電體制改革問題上存在較大分歧，改革推動力也不足，輸配分開一直沒能取得實質進展，導致深化電力體制改革步履艱難而陷入“僵局”。因此，必須按照國家“十二五”規劃的要求，穩步開展輸配分開試點，把電力體制改革不斷推向深入。

　　如何實現輸配分開？

　　輸配分開的核心是重組輸配電業務組織模式，分拆電網企業只是手段，絕不是為了分拆電網而輸配分開。建議選擇有條件的區域先期開展綜合試點，然后逐步擴大、穩步推進、深化完善。

　　總體思路是：分拆電網企業，打破電力購銷環節壟斷，培育多家購電主體，建立確保電網無歧視開放和電力市場公平交易的電力調度與交易體系，提高輸配電效率；理順中央、地方政府對輸配電的管理關系，推進輸配電企業投資主體多元化；形成有利于對輸配電業務實施有效監管的體制環境，消除輸電價格中的不合理成本，建立科學的輸電價格形成機制，為理順電價體系創造條件；推動農電體制改革，建立農村電力社會普遍服務機制，促進農村電力發展。

　　輸配分開模式。國際范圍看，多數電力市場化改革國家都不同程度地實行了輸配分開，其過程不存在重大技術障礙，也不會影響電力系統安全。由于各國國情不同，采取的輸配分開模式也不相同，歸納起來主要有三種：一是功能分離，即輸配電業務在財務上實行分開核算，但其業務組織屬于同一家公司，如日本等國家。二是結構分離，即輸配電業務由不同的兩類企業負責，但這兩類企業的產權屬于同一個控股公司，比如法國、丹麥等國家。三是產權分離，即輸配電業務各自獨立，輸電和配電企業的產權分屬不同的主體，如英國、澳大利亞、俄羅斯、巴西、阿根廷等國家。三種模式中，產權分開最徹底，但對現行體制沖擊也最大；功能分開盡管對現行體制沖擊小，但在培育購電市場主體等方面的作用較小，而且對監管能力有很高的要求。結構分離介于兩者之間，盡管分離得不徹底，但能基本滿足改革目標，對監管要求和操作難度適中。綜上，應實行“兩步走”方式，近期采用結構分離模式，然后再適時推進產權分開。

　　電網企業的分拆重組。整合電網公司輸電資產和業務，組建一個由中央政府管理的國家輸電公司，下設若干區域性輸電公司，負責國家骨干輸電網的建設、運營。改組省級及以下電網公司，將省電網公司改組為中央與地方合資的省級配電公司，地級和縣級配電公司作為省級配電公司的子公司，負責建設、運營轄區內的配電網，并作為獨立市場主體從事購售電業務，承擔電力社會普遍服務職責。地級和縣級配電公司的設置可以根據統籌城鄉與區域發展的需要，打破行政區劃限制而因地制宜地確定。

　　輸電、調度、交易組織的模式。建立新型的電力調度與交易體系是輸配分開必然要涉及的重要事項，關鍵要將電力調度和交易職能獨立于購售電主體。目前通常采用有三種模式：一是獨立系統運行商模式，即調度與交易一體并獨立于輸電公司，如美國的ISO/RTO模式等。二是輸電系統運營商模式，即調度機構與輸電公司為一體，交易機構獨立，如歐盟國家的TSO模式。三是“三分離”模式，即調度機構、交易機構、輸電公司各自獨立，只有巴西等少數國家采用。綜合比較各種模式的優缺點，結合我國實際，應采用第二種模式，調度機構屬于輸電公司。其他相關方面的改革。一是研究制定基于監管定價的輸電成本核算體系，明晰計價成本的范圍和標準，建立獨立的輸電價格形成機制。二是合理界定政府與市場、中央與地方政府的電網投資范圍，建立分類指導的電網投資體制。結合電網企業重組，推進電網企業投資主體多元化。三是深化農電體制改革，完善農電社會普遍服務政策，建立促進農電可持續發展的長效機制。(《瞭望》 單位：國家發改委經濟體制與管理研究所)