电力市场化改革要兼顾多重关系
近日，国家下发了深化电力体制改革的六个配套文件，标志着我国电力改革已由顶层设计进入到实施操作阶段。电力涉及千家万户和各行各业，改革牵一发而动全身。当务之急是如何稳妥、顺利地推进电力体制改革，确保广大用户切实享受到改革的成效。笔者认为，改革的实施需要重点把握好以下四个关系。
一、各项改革任务统筹兼顾与重点突破的关系。
电力体制改革是一项复杂的系统工程，输配电价改革、电力市场建设、售电侧改革等各项改革任务彼此交织，互相影响，改革的试点和实施需要平衡好各项任务之间的关系，协调推进。配套文件下发后，可能先选取典型省进行试点，从目前各方观点来看，省试点有两种方式：一是统筹考虑各项改革任务，采用综合试点模式，即将所有改革措施在同一省份进行试点。二是重点针对某项改革任务，采用专项试点模式，即各省根据本省的实际情况，选择中发9号文件中的各项改革措施开展试点。目前深圳、蒙西、安徽、湖北、宁夏等省或地区开展了或正在开展输配电价改革试点，重庆市、广东省等已申请开展售电侧改革专项试点。云南、贵州申请了电力改革综合试点。
综合试点和专项试点都是我国深化电力改革，推进电力市场建设的有效尝试。相比而言，专项试点模式针对性强，对各市场主体利益调整相对较小，操作难度相对较低，容易在短时间内取得进展，但由于缺乏对各项改革举措的统筹协调，改革措施可能难以取得显著效果。而采用综合试点模式推进改革具有系统性，能够更好地揭示各项改革举措之间的相互影响，避免专项试点效果片面性，更有利于各项改革举措的衔接与协调，围绕“加快构建有效竞争的市场结构和市场体系,形成主要由市场决定能源价格的机制”这个中心目标发力,试出经验和范例。因此，建议下一步电力改革实施以综合试点模式为主推进。
关于专项改革试点的推进，笔者认为必须考虑到与其他改革任务的关联度。以售电侧改革试点为例，在成立多元化售电公司的同时，也需同步确定售电公司开展交易的输配电价，并建立较为完善的电力交易机制和交易平台以确保用户与售电公司能够公平参与市场竞争。同时，专项试点的未来发展方向也应该逐步过渡到各项改革任务的综合改革。
二、局部市场与全国大市场的关系。
电力市场范围越大，资源配置效率越高。我国能源供需逆向分布的禀赋条件、经济社会较快发展等基本国情，以及清洁能源集约化开发和大范围消纳利用的需求，客观上决定了我国电力大规模跨区域输送和消纳是必由之路，迫切需要加快建立统一开放、竞争有序的全国电力市场。从国外电力市场建设的经验来看，欧洲、美国等国家和地区也都在推动建立更大范围的电力市场交易平台。截至2015年2月，欧盟已实现覆盖19个成员国的市场联合交易，并不断加强与北非、地中海等周边国家或组织的合作。
同时，从我国的现实情况看，我国长期以来形成了以省为主的行政、财税管理体系，销售电价也以省为价区确定，目前约80%的电力交易在省内完成，一定时期内省电力市场将在我国电力市场体系中发挥重要作用。从省电力市场起步，到各省级市场融合扩大，进而推动全国电力市场建设，有利于调动各方力量，加快改革进程，释放改革红利。
但值得注意的是，各省电力市场的核心规则在建立之初就需要进行统一，为未来省市场融合为国家电力市场奠定基础。欧盟正在建设统一电力市场，但由于历史上各国形成的电力市场规则、阻塞管理及电网运行等标准不统一，导致目前推进过程缓慢。我国应吸取欧盟建设统一电力市场的教训，在顶层设计阶段就做好未来扩大电力市场范围的准备，为未来构建全国统一电力市场打下良好的基础。
三、市场与政府的关系。
电力市场化就是电力资源由政府计划配置方式向政府调控下的市场配置方式转变。本轮深化电力改革的难点之一就是合理界定政府与市场的定位与边界，使政府和企业各司其职，政府的角色应更多地定位为加强战略规划和监管监督，让市场在资源配置中发挥决定性作用。
一是在市场公平准入、市场交易等按市场规律运作的环节，政府应减少对市场的直接干预。目前某些省在申请售电侧改革时计划指定某些企业成立配售电公司以实现单纯降价的目的。这种行政指令性行为与近年来很多省以“拉郎配”的方式开展大用户直接交易的行为本质相同，都有违市场化改革的大方向。
二是在统一规划和规则制定环节，政府主管部门应进一步加大力度、加快步伐。政府主管部门是电力规划的责任主体，应牵头制定电力统一规划，引导企业投资，并与市场衔接。特别是随着增量配电的放开，需要进一步加强配电网规划管理，制定统一的建设和运行标准，避免无序、重复建设和电网安全运行出现问题。同时，随着市场的放开，应尽快制定公平合理的市场准入条件和市场交易规则，对符合条件的发电企业、售电企业、电力用户公平无歧视准入，严格按照各方共同认可的交易规则组织和执行市场交易，确保公平竞争。
三是在市场监管环节进一步提升监管能力。电力市场运行中，发电侧竞争可能会出现市场力问题，售电侧和增量配电业务放开也可能会形成新的垄断，损害用户利益。监管部门迫切需要完善监管体系，创新监管方式和手段，重点针对电力市场竞争情况、市场环境下电力交易、调度、供电服务和安全，以及电网公平接入等方面加强监管，确保电力市场的公平竞争和有序运作。
四、市场竞争与民生保障的关系。
电力行业是关系国计民生的基础行业，电力产品是人民生产、生活的必需品，具有准公共品属性，9号文也明确指出我国深化电改应坚持保障民生的原则。因此，在改革实施过程中，既需要推动市场竞争，又需要充分考虑企业和社会的承受能力，保障基本公共服务的供给。
一是分步推进交叉补贴问题的解决，确保电力普遍服务的实施。根据输配电价改革配套文件，在制定合理输配电价水平的基础上，测算电力用户支付和享受的电价交叉补贴额度情况，将暗补变为明补，逐步降低电价交叉补贴水平，待电价交叉补贴规模和范围逐步缩小后，可探索建立电力普遍服务基金，主要对偏远地区等特定用户进行补贴。同时在改革过渡期，需稳定电价交叉补贴来源，对目前承担电价交叉补贴的工商业用户等仍需在交易价格基础上继续承担电价交叉补贴加价。
二是分省细化公益性调节性发用电计划制定方式，确保居民、农业、重要公共事业和公益性服务等用电需求和可再生能源的消纳。各省的电源、电网和用户结构不同，保障优先购电和优先发电的落地措施也应有所差异。同时，在制定保留的发用电计划时，还需要处理好不同类型机组之间、不同用户之间以及省内发电与跨省送电之间的关系。
三是计划与市场双轨制下需循序渐进推进各项改革实施，避免价格剧烈波动和利益格局大幅调整。一方面，逐步放开发用电计划，电量比例根据改革进程逐步扩大。初期可通过计划电量调整，实现电力电量平衡，随着放开电量逐步扩大，逐步建立市场化的偏差电量调整机制。此外，考虑到我国清洁能源快速发展、电网安全运行矛盾突出、技术条件尚待完善等国情特点，市场建设初期适宜以中长期交易为主，以保障市场成员长期发用电需求、规避市场价格波动风险，随着市场机制、技术条件等完善成熟，再逐步推进现货市场建设，发挥调节实时平衡、保障安全等作用。
