电改一帆风顺还是艰难险阻？

　　在目前的电改文件和舆论导向中，一直强调要还原电力的商品属性，但必须认识到，电力不可能成为类似牛奶、汽车一样的普通商品。其特殊性来源于多个方面：电力在现代社会已经成为了一种生活必需品，因此需要维持电力的普遍服务水平，维持交叉补贴，农村地区、偏远地区的人口也要能以合理的价格享受电力服务，这就会人为地造成市场扭曲；各省、各地区之间电价差别不能太大，否则有可能引起工业活动再转移，造成区域间国民经济发展进一步失衡；电力，尤其是火电，在生产过程中存在污染、碳排放等负外部性，必须依靠环境税等干预措施将这类成本进行内部化；电力虽然具有同质化属性，但其来源具有多样性，煤电、天然气发电、核电、清洁能源发电等等，每一类电源都涉及多种产业政策，比如新能源发电补贴，在电力市场建设过程中如何理顺这些产业政策，对政府来说是一个巨大的挑战。

　　因为电力的特殊性，电改文件中既强调要建立有效竞争的市场，同时包含了普遍服务、两个优先等很多行政计划性内容。虽然电改思路很清晰，即“管住中间、放开两头”，在能竞争的领域尽量竞争，不能竞争的领域实施有效监管，但是真正实施起来一定会遇到各种各样的问题与挑战，需要以系统性思维、全局性思维进行思考、规划应对与协调。

　　电改的真正目的是什么？

　　电改绝对不是全盘推翻重建，在改革过程中一定要想清楚传统电力系统的利与弊，有的放矢地推进改革，该保留的保留，该革除的革除。

　　本轮电改之前的电力系统并非没有可取之处，其最大的贡献在于，电力工业发展至今，我国的电力供给相对充分，且电价并不高。另外，通过在全国范围内统一调配资源，它有力地维持了交叉补贴、普遍服务，以及地区之间电价相对平衡等社会责任。

　　但凡事一定是利弊双生，此前的电力系统也存在着诸多缺陷。第一，我国煤电占比一直居高不下，造成电力生产过程中污染严重、碳排放严重，即使依靠目前的技术可以实现零污染，碳排放问题至今没有解决。第二，可再生能源没有发展起来，根据近期发布的《电力发展“十三五”规划（2016-2020年）》，截至2015年年底，风电、太阳能发电的合计装机容量达到了1.73亿千瓦，占全国发电装机容量的11.3%，但是发电量占比却只有4%左右，清洁能源消纳遭遇重大阻力。第三，垄断带来了资产运作低效率、利益输送等问题，还会导致发电企业还是电网企业都有强烈的投资动机，因为投资可以增加资产，增加控制权力。第四，目前的电网企业承担了部分政府部门职责，比如刚才提到的交叉补贴、普遍服务，这就导致电网独家卖电所收取的电费成了一笔糊涂账，让电网企业承受了巨大的舆论压力。第五，政府握有电力基础设施的投资审批权、定价权，会不可避免地导致管制俘虏问题，因为利益驱动，电力企业有动力通过各种手段去游说监管者、影响监管者。

　　正是因为这些缺陷的存在，才有了新一轮电改，政府提出要在保留原有电力系统优点的前提下，通过建立多买—多卖的电力市场，实现电力资源的进一步优化配置。

　　不过，“管住中间、放开两头”只是手段，通过这次电改，政府最想达到的目的主要有两个。

　　在当前的发电侧，高效率火电机组与低效率火电机组的利用小时数差别不大，在部分地区甚至存在倒挂现象，低效机组出力多于高效机组。多买—多卖电力市场一旦建立起来，可以通过市场力量重新调配发电资源，让高效机组多发满发，低效机组少发或不发，慢慢将其剔除出市场，与此同时，增加可再生能源发电消纳量。在这个过程当中，压缩了煤耗较高的火电机组出力，同样的电力需求下煤炭需求减少，可以带来一系列的改革红利，而且是本轮电改所能实现的最大红利：煤炭开采量减少可以降低煤炭事故率、运煤量减少可以节约运输通道，发电环节可以减少环境污染与碳排放。

　　第二个核心目标是对具有垄断性质的电网企业进行有效监管，挤出目前电网企业资产中的“水分”，削减无效资产，提高电网运营效率。这其中，核定输配电价只是第一步，今后对电网的监审会越来越严。

　　待解决的问题有哪些？

　　目前，各地都在积极落实9号文改革内容，电改已经取得了重要进展。在后续的第二阶段改革中，要谨防走调儿，坚持让市场更好地起作用，坚持让监管更加科学有效，积极应对电改中不断暴露出来的问题。

　　从当前来看,本轮电改已经暴露出来的最大缺陷，是以省为单位推进改革，这等同于是在培育“电力诸侯经济”，造成省间壁垒进一步加强，最终形成各省市宁要本地区的高价电、不要其他省份低价电的格局，阻碍电力资源的优化配置。在部分省份，大部分发电厂集中在一家或少数几家发电企业手中，例如粤电集团在广东省的装机容量和发电量均占全省总量的1/3左右，很容易出现寡头垄断与串谋。在用电侧，串谋风险同样存在，例如贵州省，大工业用电量占全省用电量的50%，电解铝、铁合金等高载能产业用电量又占大工业用电量的70%，市场集中度很高。一旦在发电侧或者用电侧形成串谋，资源配置效率会比改革前还要差。以省为单位推进改革还有一个弊端，那就是会造成地区之间电价出现系统性的偏差，目前这种趋势正在显现。很多工业对电价是非常敏感的，企业很可能会因为电价差异而发生大规模的位移，这将严重影响我国的产业结构与产业布局。

　　解决这些问题的根本性办法，是扩大电力市场范围，以经济区划来组织电力市场，同时依托我国已经掌握的特高压技术打通各个区域市场，允许外区域的企业参与某一区域的电力市场竞争，真正让每一家企业都成为价格接受者。另外，应该对有可能形成寡头的企业进行监管，一旦其市场份额超过一定比例，比如说10%，必须进行业务拆分。

　　电改急需应对的另一个挑战，是对电网企业的监管问题。改革文件对监管要求说得太死了，“准许成本加合理收益”原则，本质上就是成本价格定价法，这种监管方法有一个出了名的坏处：只要核定的收益率比企业融资成本高，企业就有动机去借钱扩充资产，这会导致电网企业的资产不断膨胀，降低其运行效率。这种监管办法还会遭遇“准许成本”不可监管性挑战。目前来看，电力监管面临着没有法源、没有人力、没有资金的窘境，实际上就是“黔之驴”，根本没有办法对被监管对象形成威慑力。尤其是在电力这种专业性极强的领域，行标就是国标，企业不遵守规则的可能性更大。因此，将更多的激励性监管措施引入电改、不断完善相关法律法规、扩充监管力量、培育第三方独立评估机构，是未来落实“管住中间”原则不得不进行的工作。

　　当然，电改的挑战绝不限于以上两点，后续改革会遇到的问题还会有很多，比如电改如何与国资委、财政部联合印发的《关于完善中央企业功能分类考核的实施方案》形成互动，合理确定对电网企业的考核办法与考核指标？随着煤价不断上涨，政府能否顶住压力，允许电力市场上的电价上浮，同时严肃惩处违约、违规者？电力市场如何与即将于2017年启动的全国碳排放交易市场相互配合，引导清洁能源发电消纳？普遍服务基金应该如何设立？是否有必要设立电改基金，用以引导落后发电企业退出，合理安置退出企业的员工？等等这些问题都有可能成为电改的“拦路虎”，需要改革推动者以系统性的眼光与思维加以应对。

　　本轮电改才刚刚步入快车道，未来的道路还有很长，在这个过程中不可避免地会出现不和谐的现象、不和谐的声音，但是不能将问题归咎于任何一个参与主体，切记没有不好的企业，只有不好的制度，成功的电改，必然是建立在不断完善的制度基础之上。（文·郑新业 作者系中国人民大学国发院能源与资源战略研究中心主任）