范必：电力调度需中立

电力体制改革在今年迈入了第十个年头，业界不乏回顾与展望。在肯定成果的同时，应该不无忧虑地看到，改革进程与当初的规划仍有差距，改革前景尚不明朗。

2002年2月，在经历了两年争论、博弈和妥协之后，国务院出台《关于印发电力体制改革方案的通知》（国发[2002]5号，下称五号文件），揭开了电改序幕。

落实五号文件充满曲折。2002年底五大发电集团成立，厂网分开基本实现，但是主辅分离此后九年踌躇不前，到2011年9月方才有所进展，此时电网企业又生长出电力设备生产制造等新的辅业。与此同时，其他改革措施只见酝酿，未见行动。业内人士甚至担心，长此下去原有的改革成果都有可能变质。

如何评价上一轮电改？新一轮电改应该如何着手？煤电矛盾到底应该如何化解⋯⋯这是本期财新记者蒲俊与国务院研究室综合经济司范必副司长对话的主要话题。

国务院研究室是承担综合性政策研究和决策咨询任务的国务院办事机构，综合司负责包括中长期规划、经济体制改革等问题的调查研究和政策建议。担任综合经济司副司长的范必主要从事宏观经济、能源、环保等公共政策方面的研究。近年来，他围绕着电力改革、煤电矛盾等进行的一系列重大课题研究很有影响，亦颇为决策层所关注。

[对话摘登]

新一轮电力改革

蒲俊：在讨论新一轮电力改革之前，你对上一轮自2002年启动的电力改革的成果与不足有何评价？

范必：上一轮电改主要是对国有电力资产进行了重组，成立两大电网公司、五大发电集团和四个辅业公司，组建了国家电监会。打破了原来国家电力公司发、输、配、售一体，垂直运营、高度集中的体制。实行了政企分开、厂网分开。发电领域引入了竞争机制，装机能力得到了很大提升。

改革前，一年新增发电装机2000万千瓦就是很好的成绩，改革十年，很多年份一年就可以新增装机1亿千瓦，极大地缓解了电力短缺问题。同时，改革使电力工程造价大幅降低。改革前火电每千瓦造价要七八千块钱，现在降到了3000多块钱。

当然，五号文件确定的一些重要改革任务还没有落实，比如输配分开没有实行，区域电力市场建设受阻，电价改革滞后，积累了一些新的矛盾和问题。

蒲俊：关于电力企业的效率，有与一组电网相关的数据。根据电监会《电力监管年度报告（2011）》的数据估算，国家电网公司、南方电网公司的电力业务利润率分别为2.00%、1.68%。这些数字能否说明电网企业的效率还有待提高？

范必：电网企业确实存在高价差、低收益的问题。全国火电企业上网电价一般是0.3元/千瓦时-0.4元/千瓦时，而工业企业实际用电成本一般要比上网电价高1-2倍，东部地区商业企业大都在1.2元以上，中间的差价基本留在了电网。电网企业真实的资产收益其实很难说清，主要是由于主辅不分、输配不分。他们有“三产”“多经”，有新收购的装备制造企业，“走出去”投资国外的电网，还有交叉补贴，补了多少也不清楚。这些都算在成本里的话，利润率当然就不高了。

蒲俊：那你对接下来的电力改革方向怎么看？从哪里进行突破？

范必：我认为新一轮电力体制改革，首先要完成上一轮主辅分离没完成的任务。对近年来各级电网企业新收购的装备制造企业，仍然保留的辅助性业务单位，比如输变电施工企业等，以及“三产”“多经”企业，进行产权剥离，并且严格规范电网企业不再从事输变电主业以外的业务。

与此同时，可以考虑调度和财务独立。电力调度在组织和协调电力系统运行和电力市场交易中，有很大的影响力，也是电网企业维系“独买独卖”地位的主要手段。

应当将调度机构从电网企业中分离出来，组建独立的调度交易结算中心，负责电力市场平台建设和电力交易、计量与结算，组织和协调电力系统运行，确保电力调度交易的公开、公平、公正，还有电网的无歧视公平开放。

蒲俊：这些主要是从电网企业的组织架构和业务上着手，另一个比较受关注的就是电价的问题。这一块如何改？

范必：改革的基本方向是“放开两头，管住中间”，建立多买多卖的电力市场。也就是说输配电价格由政府制定，上网电价和销售电价放开。

具体步骤可以是，除了用电量占全社会用电量15％的居民生活和农业生产用电仍实行政府直接定价，对工业和商业用户，按电压等级从高到低，逐级、限期实行与发电企业直接交易，自行商定交易电量和电价，用电方向电网企业支付规定的输配电价。

蒲俊：你认为如果推进新一轮电改会取得什么样的成效？

范必：新一轮电改的时机已经成熟，条件基本具备。预计改革后，发电企业的售电价格会有所上升，工商企业的用电价格会有所下降。这将有助于减轻企业负担，提高竞争力。在目前经济增长速度下行压力较大的情况下，这一改革尤为迫切。

破解煤电矛盾

蒲俊：与此相关的话题是煤电联动。现在有观点认为按照煤电联动的思路，煤价走低电价也应该往下调才对，这对现在比较困难的一些生产企业也会有好处。这种调整的可能性有多大？

范必：煤电联动政策是2004年煤电矛盾比较突出的时候提出的，主要是解决煤价大幅上涨与上网电价调整滞后的问题，在设计时没有考虑煤价大幅下降怎么办。这一政策要求每次联动时发电企业要消化30%的煤价上涨因素，已经连续消化了近八年。

如果现在要求上网电价向下联动，发电企业就会提出，这些年联动滞后的损失、因消化涨价因素带来的亏损谁来弥补？目前的联动定价机制无法解决这个问题。煤电联动是一种人为裁量和操作的定价机制，具有明显的被动性和滞后性。如果煤价和电价完全由市场决定，就不会出现这个问题。

蒲俊：已经有部委在研究要把计划内的电煤和市场煤并轨，现在做这件事的时机是否成熟？

范必：并轨是必要的，但难度很大。在计划经济时期，煤、电、运这个产业链是国家计划管理最严格的领域，现在很多环节的计划色彩仍然很浓。煤炭市场中有计划煤，运力环节有计划车皮，发电环节有电量计划，整个产业链是一个双轨制的产业链。如果说把一个环节计划内、计划外并轨了，其他环节都不动，会造成新的矛盾。比如，有的国有发电企业原本可以拿到便宜的计划煤，并轨后可能价格就贵了；计划煤一直同计划运力挂钩，取消了计划煤以后拿运力可能又是一笔增加的支出。这样改革未必对发电企业有利。如果要改革，就应当对煤炭、运力、电力进行一揽子的市场化改革设计。

蒲俊：提到计划问题，发电领域每年都有一个发电量计划，这是否应当取消？

范必：应当取消。目前，各地下达的发电量计划没有法律依据和政策依据，国家电力主管部门也没有下达过这一计划。地方政府在制定发电量计划时，基本上是按机组户头平均分配发电时间。火电机组一年可以发电6000多小时，往往只给4000小时至5000小时。对这部分计划内电量，电网企业按国家规定的上网电价进行收购，计划外电量则降价收购。当电煤价格大幅上涨时，火电厂超计划发电甚至造成亏损。越是煤电矛盾突出的时候，企业的发电积极性越低。因此，发电量计划应该废止。改革开放都三十多年了，发电企业的产量和价格都由行政决定，这种情况在其他行业是很少见到的。