专家解读能源行动计划中的“电力体制改革”
添加时间：2014-11-27 15:48:21
来源：21世纪经济报道
电力改革要尽快落实“监管中间、放开两端”
专访国务院发展研究中心产业经济研究部研究员王金照
近日，国务院办公厅印发《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》(以下简称《行动计划》)，提出了我国未来六年的电力改革战略。
“电力是现代能源系统生产、转化和利用的中心环节，电力改革对能源系统整体改革而言至关重要。”国务院发展研究中心产业经济研究部研究员王金照对21世纪经济报道分析。
王金照认为，“从改革路径看，电力体制改革不一定非要从难度大、风险高的环节着手，可以在保持现有电网物理架构和利益格局基本不变的情况下，从打破电网公司独家买电独家卖电的市场格局、建立发电企业与用户直接交易新机制起步，逐步深入。”
就如何解读《行动计划》中的电力体制改革内容，21世纪经济报道专访了王金照。
逐步打破电网
作为单一购买者的模式
《21世纪》：《行动计划》提出完善现代能源市场体系，深入推进政企分开，分离自然垄断业务和竞争性业务，放开竞争性领域和环节。具体到电力领域，您认为该怎么做?
王金照：建议逐步打破电网作为单一购买者的模式，放开购售电主体，推行大用户直购电，形成多个购售电主体竞争的格局。
在中间的输配环节，考虑中国实际情况，现阶段不宜采取输电、调度、交易三者相互独立的模式，可由电网公司先保持输、配、调一体化运营，而市场交易环节可从电网公司独立出去，成立独立的第三方交易机构(如电力交易所)。
交易机构独立可以减少电网企业对市场交易的影响和干预，有利于信息公开、公平交易和市场监管。从国际上看，市场交易与电网的资产所有、运营及调度功能分离也是比较普遍的模式。从实施难度上看，电力交易机构独立并不改变目前的行业组织结构和安全责任体系，改革难度和成本相对于输配分离、配售分离以及调度独立要小得多。
同时，适时选择部分地区进行输配分开试点工作，在新增配电业务领域引入新的市场主体，并着手建立综合性的、与国际接轨的现代监管制度。
《21世纪》：《行动计划》提出，重点推进电网建设运营体制改革，明确电网功能定位，逐步建立公平接入、供需导向、可靠灵活的电力输送网络。对此，您认为该如何改革电网的运营体制?
王金照：在放开购售电主体的基础上，电网的输配业务将成为作为电网运营体制改革的关键环节。作为自然垄断环节的基础网络服务，输配业务的改革路径，可以参照一般性的基础网络服务与竞争性业务的分离的三种不同模式，明确改革的具体路径。
基础网络业务与竞争性分离的模式主要有：一是功能分离，即要求能源企业必须将其网络性输送业务与其他业务分开管理，尽管在法律上这些业务仍属于一家公司，但财务管理上必须实行单独会计核算，禁止交叉补贴;二是结构分离，即将输送业务在资产、财务、人员等方面均实现法律上分离，但产权属于同一控股公司;三是产权分离，即将输送业务从一体化公司中剥离出来，成为独立的法人，进行独立经营。鉴于我国电力行业的实际情况，先由功能分离做起，再尝试结构分离，逐步过渡到产权分离，这种操作方式对现行体制的冲击较小。
建立独立和合理的输配电价机制
《21世纪》：《行动计划》提出：推进电力领域价格改革，有序放开竞争性环节价格，上网电价和销售电价由市场形成，输配电价由政府定价。对此，您如何解读?
王金照：我们认为，按照“监管中间、放开两端”的原则，深化电力价格形成机制市场化探索，推行独立的输配电价，实施销售电价和上网电价联动，逐步建立起发电、售电价格由市场竞争形成，输电、配电价格实行政府监管的价格形成机制。
第一，建立独立和合理的输配电价机制。当前，可从固定购销差价起步，建立独立的输配电价，为双边交易缴纳过网费提供标准。从长远来看，要建立基于成本加成乃至效率激励的独立输配电价形成机制，实施电网的“主辅分离”和“主多分离”改革，解决输配电主业、辅业和多经混业经营问题，清晰资产和成本，使得输配电成本真实可控。电网企业的盈利模式的改变，使得电网企业在电力交易和可再生能源接入时容易保持中立。
第二，推动上网电价改革。推进大用户直接交易试点。完善水电、核电定价机制;完善脱硫和脱硝电价;健全可再生能源发电定价和费用分摊机制，根据可再生能源规模的扩大及时调整可再生能源基金规模。
第三，积极推进销售电价体制改革。优化销售电价结构，归并电价种类，建立有利于公平负担的销售电价制度。扩大不同电压等级价差，使电价反映不同用户不同成本的差别。建立销售电价和上网电价联动机制，真正反映成本和供求关系，逐步取消不同种类电价之间的交叉补贴。完善居民用电的阶梯电价制度，在居民用电中建立实时电价。
《21世纪》：《行动计划》也提出要加快电力体制改革步伐，推动供求双方直接交易，构建竞争性电力交易市场。对此，您有哪些政策建议?
王金照：我建议，可以分批放开大用户，建立大用户与发电企业的直接(双边)交易机制。改革初期，可建立统一的市场交易平台，发电企业和大用户强制参与，成交结果和价格由供需双方协商决定。为实现平稳过渡，大用户可按照电压等级、用电容量等特性分批放开，发电企业参与市场竞争的发电量份额也相应逐步增加，交易类型可由中长期交易开始逐步扩展到短期交易和实时交易。对双边交易以外的电量仍实行电网统购统销，电价由政府制定。这项改革能够逐步实现80%以上电量的市场交易。中小用户和居民暂不参加市场交易，电网作为保底供电商提供供电服务和普遍服务，供电安全等风险可以防范。