编者按
  今年是国家发改委、国家能源局发布的 《电力发展 “十三五”规划（2016~2020年）》的第二年。全国已有23个省启动电力体制综改试点、33家电力交易机构注册成立、31个省级电网输配电价改革全面覆盖、6400家售电公司成立、电力市场化交易突破1万亿千瓦时、105家增量配网改革启动。改革从政策出台到局部试点，再到配套文件落地、大刀阔斧全面推进，改革进程超出电力行业和资本市场预期。
   电力系统是国民经济的运行基础，也是开放复杂的系统。深入推进电力体制改革必然牵动央地关系、区域关系、行业关系和电力系统内部各子系统关系的变化。本报特约中国电力发展促进会秘书长游敏相关文章，就如何处理电力体制改革中的四大关系，推动电改有序、健康发展进行了深入探讨。
■ 游 敏
   当前，我国电力体制改革正进入攻坚阶段，其中既取得了成效，也面临着一些问题，积极处理好以下四大关系，对推动我国电改的有序健康发展，具有重大意义。
一、处理好中央政府与地方政府的利益关系
   当前我国电力体制改革正与行政体制改革中的简政放权和国民经济供给侧结构性改革相伴而行。一方面中央管电职能部门将火电、可再生能源审批权下放，实施 “三放开、一独立、三强化”的市场化改革，使地方政府拥有更大的电力投资审批权和新的资本投资、资产配置机遇；另一方面贯彻落实 “三去一降一补”的供给侧结构性改革任务，中央与地方政府都面临如何与电力改革协同推进，处理好诸多需要统筹兼顾的现实性难题。从目前电改试点的情况看，由于系统分析和整体推进存在不足，导致相关配套措施滞后。一些地方把 “去产能”人为地扭曲成压低 “风电、太阳能”发电小时，不仅违反了现行的国家可再生能源政策，造成弃风、弃光的投资浪费，也不利于风电和太阳能的长远发展；一些地方在试点过程中由于过快放开火电计划电量，竞价过程中出现0.14元/千瓦时的火电报价 （原来火电标杆电价大都在0.3元/千瓦时以上），新能源增量部分也出现4分/每千瓦时等无序和过度竞争问题。一些地方把 “降成本”操作成单纯的降电价，结果反而让一些落后淘汰的产能得以继续生产，而实际上由于高载能产业自身也存在产能过剩，结果不仅影响了电力行业的合理利润，本地的经济也未能得到有效的增长；同时一些地方还把审批权下放当成增加火电项目投资、增加地方GDP和财政收入的机会，依然增加火电项目投资，导致产能过剩更加突出，也使更大范围内的跨省、跨区资源优化配置难以得到落实。
   电力是资金技术密集型产业，更是国民经济的重要基础产业。电量电价是构成许多行业企业的重要成本要素，所以推进电力改革，必然涉及国民经济运行的方方面面。如其审批权下放，导致一些地方政府基于自身的资源和利益进行“电源结构优化配置”和相关财税利益调整，进而导致跨区、跨省资源配置及其利益协调难度加大，要求在风电资源区配套建设风电设备企业也容易造成重复建设。由于本轮改革涉及的市场电量、电价调整央企占比较大，而电力用户多为地方企业，因而中央与地方利益的调整实际上成为改革机制、规则和政策博弈的重要内容。
   从目前试点的情况看，由于市场交易规则由地方政府制订，一些地方政府出于自己的利益考虑，在推进改革过程中不同程度上出台有利于地方利益的规划、规则和机制，诸如倾向性地维护地方发电企业利益，出现新增配电网都由地方企业投资、指定销售用户、无序放开央企占大头的计划电量、片面降低发电与输配电价等情况。这些都给央企电网和发电企业的经营环境造成较大影响。又如去年遇到电力需求下降、遇煤价飞涨，交易电量、电价下降幅度过大，导致央企火电板块整体出现亏损，影响火电企业可持续发展的同时，也影响中央财税收入。
   电力改革中暴露出的中央与地方的利益调整关系，归根结底离不开财政与税收利益的协调，它和国家财税体制改革有关。同时也涉及国资委国有资产保值增值和考核机制的设计与调整，以及央企内部对下属企业的考核管理与调整问题。因此，要树立全国一盘棋原则，统筹兼顾，做好全国电力规划与各省电力规划的有效衔接和刚性约束，在加强对各省交易规则审核的同时，注重有序放开计划电量，不断完善送出与受电省在调峰补偿、交易品种设计和系统辅助服务等方面的市场机制。调整和完善国有企业内部适应电力市场的考核与管理机制，进一步加强电力监管，避免由于地方政府的行政干预而导致市场分割，以充分发挥市场在跨省、跨区电力资源配置中的作用，促进和保障可再生能源的上网消纳。进而为电力行业实现 “四个革命”和全面落实 “十三五”规划目标打下坚实基础。
二、处理好电力系统内部不同市场主体之间的利益关系
   电力市场化改革不仅涉及不同市场主体的利益调整，同时还涉及整个电力系统内部的结构调整。如不同电源结构之间围绕市场机制运行而发生发电量、上网电价、发电小时、参与辅助服务等交易方式与系统运行方式的变化。而电源与电网也围绕电力规划、电力调度、交易机构和市场边界重新确定而产生新的利益关系模式。因此，需要结合我国电力发展的历史沿革、不同地方资源禀赋和国家规划与产业政策的导向，系统分析，做好配套机制、规则、制度的整体设计，才能有效地促进我国电力系统尽快地适应市场化的运营模式。
   1.处理好清洁能源与火电之间的矛盾关系
   当前我国推进电力市场建设面临的突出矛盾是火电依然是主力电源，而清洁能源发展则是未来的战略目标，同时系统调峰能力又普遍不足。仅就水火电关系来讲，我们在水电大省调研得到的情况是：为了保证清洁能源水电上网，火电发电小时急剧下降，但在枯水期火电仍然是电力系统不可或缺的电源甚或是主力电源。因此，对丰水期水电替代火电发电，给予火电企业一定的政策保障或补贴，在鼓励提高水火替代电量的同时，对纳入电力电量平衡序列的火电机组实施“两部制”电价是市场发育过程中的客观需要。同时，在实施火电 “两部制”电价的基础上，根据系统安全运行和电力电量平衡需要适当安排计划电量，继续保留 “火火替代”、 “水火替代”等发电权交易方式作为过渡机制也是十分必要的。
   关于风电、太阳能发电参与电力市场，一方面大力发展清洁能源是国家产业政策的要求，需要一定的补贴以促其发展；另一方面，也必须考虑现实的调峰、消纳与价格补贴费用的承受问题。目前，国家规定：弃风率超过20%、弃光率超过5%的省份，暂停安排新建风电、光伏发电项目；同时对不同区域的风电、太阳能发电小时做了最低的保障性收购，对超过保障小时的鼓励参与市场竞价。这为可再生能源发展和原来作为主力电源的火电确定了较好的利益平衡过渡机制。
   电力是工业的先行，在我国电力工业建设发展过程中，因地制宜历来是一个重要原则。也因此一些电源企业尤其是地方水电企业存在很多政策的历史沿革和路径依赖问题。比如自供区电量电价的特殊性问题，还有一些担任灌溉和航运任务，具有公共服务职能的发电企业一直享受特殊的上网电价政策，一些在电力系统中扮演调峰和电压支撑的电源也同样如此。这些电价在计划经济体制内往往由电网企业收购支付，并分摊到系统内的整体用户承担。还有建设征地、移民安置补偿标准、环保水保要求不同，大小水电企业、径流式电站与有库容电站等的水电成本不同，这些成本因素在电力市场化转型过程中同样是不能忽视的。因此，循序渐进，考虑好政策的延续、补偿资金的来源和企业过渡期间适度的承受能力是培育市场形成有序、有效竞争的重要内容。尤其在市场统一价格出清的模式中，应该充分考虑由于电源装机大小煤耗不同、企业折旧计提时间不同、电源性质不同、国企考核因素调整等具体情况。如果纯粹以价格优势决定出清，而没有系统考虑企业历史的政策沿革和现实成本等实际情况，往往会出现休克疗法，导致火电与可再生能源发展的冲突，引发市场的无序、无效竞争。
   2.处理好跨省、跨区电力资源的优化配置问题
   我国幅员辽阔，各地资源和经济用能布局差别很大，如何从国家资源分布与企业用能布局的整体最优出发，协调好各方利益，处理好资源省和受电省、输送与消纳、短期与长期、发电企业与受电用户之间关系，搞好省、区域、国家三级市场的协同设计，是当前电力改革试点进程中需要认真探索的重要内容。如四川、云南是水电大省，清洁能源鼓励开发，但是如何处理水电与其他电源，如何实现输送、消纳的有效承接，需要考虑与电网、其他电源之间的合理布局和消纳省的电价承受能力，考虑系统安全稳定和地方之间的利益均衡，需要国家、有关省电力统一规划的有效衔接和落实。又如新疆、甘肃等地风电、太阳能资源丰富，但是开发进度、电网配套建设、系统调峰、受电省利益平衡始终存在较为突出的矛盾，如果不能通过市场机制的系统设计，造成资源和投资浪费将长期难以避免。
   3.处理好电网与电源的协调发展问题
   电网是电力市场化运营的重要平台，因此电网与电源统一规划也是维护电力市场秩序的重要基础。未来新建电源寻找电力用户与电网规划投资和输配电价测算密切相关。推进售电侧改革，电网所属售电企业如何与发电企业成立的售电企业公平竞争，需要解决信息对称和平等问题。增量配电网业务的进入，同样需要从配电规划到项目业主选择的招投标制的建立，才能在电网与电源企业进入配电业务之间搭建公平的竞争平台。去年开展的105家增量配电网试点企业将为进一步公平放开增量配电网建设运营，探索公平机制提供重要基础。随着智能电力系统的推进，分布式电源、微电网、电动车充电网络建设、智能家居的广泛使用，将在电网与电源及用户之间建立基于互联网技术的全新关系。与此同时，电网与电源在安全管理方面，如线路与系统参数共享、开停机调度运营方面依然是一个有机整体，需要处理好基于市场机制的新的协同关系。
（未完待续）
（本文作者系中国电力发展促进会秘书长）