中国储能网讯：2015年，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发〔2015〕9号）》（简称9号文）出台，启动新一轮电力体制改革。新一轮改革是在理论界和政策界的争议声中推进的。造成这种局面的原因，一方面，国内理论界未能深入研究中国电改的本质和内容；另一方面，发达国家的成功电改经验是中国电改的主要借鉴对象，却常被误读和过度嫁接，造成更多认识误区。如何构建中国竞争性电力市场？请听中国社会科学院财经战略研究院副研究员冯永晟谈谈中国竞争性电力市场的构建问题。
（本文摘编自《理解中国电力体制改革：市场化与制度背景》，全文发表于《财经智库》第1卷第5期）
一、引言
新一轮改革是在理论界和政策界的争议声中推进的。造成这种局面的原因在于，一方面，国内理论界对电力改革问题缺乏深入研究，未能充分理解中国电力改革的本质和内容;另一方面，发达国家的成功电力改革经验是中国电力改革的主要借鉴对象，却常被误读和过度嫁接，反而造成更多认识误区。电力市场化改革有其普遍性规律，同时也植根于各国的制度条件，所以全世界没有任何两个电力市场完全一致。尽管我们可以找出类型相近的电力市场，但细节往往差异巨大。实际上，对中国具有不逊于发达国家借鉴意义的国际经验，反而是来自常被忽视的转型国家。这些国家大都采用过以发达国家经验为基础的标准电力市场模型，但电改的实际效果却分化明显，原因即在于电力改革政策与各自经济体制转型的协调程度不同。
当然，中国转型与中东欧国家转型的性质并不相同，但电力体制改革却同样是整体经济体制转型的一部分。自党的十四大确立了建立社会主义市场经济体制改革目标以后，电力体制改革也开始加速推进。这一改革不仅仅是为了解决电力行业的发展问题，更是为了适应和支撑经济体制由计划向市场的转型，因此中国电力改革同样是转型经济下的电力改革。这就意味着，电力改革的视角无法囿于电力行业，电力改革内容也不仅仅是电力行业内部的市场议题，研究中国的电力改革，必须将电力市场建设的普遍规律与中国特殊的制度背景紧密结合起来。
二、构建竞争性电力市场的基本内容
电力市场化改革就是令市场在电力资源配置中发挥决定性作用，准确地发现电力的社会价值，引导市场主体有效生产、有效消费和有效投资。电力的特殊性质决定了，普通商品市场的竞争逻辑无法直接嫁接到电力市场中。即便在最理想的假设条件下，充分的双边交易也难以发现真实的电力成本，也就是说，生产者和消费者即便直接见面，可以选择任何交易模式，也无法令市场价格达到有效水平，即无法等于系统边际成本，甚至无法实现市场出清。因此，系统运营者的角色和功能在电力竞争中具有关键性作用。它的作用就是代表市场供求两侧有效地发现系统边际成本，并令市场价格等于这一系统边际成本。如果系统运营者能够有效发挥这一作用，那么即便市场无法出清，也仍会实现特定均衡，是效率和福利最大化的结果。
因此，“市场价格等于边际成本”这一有效竞争的基本经济原理在电力市场中具有完全不同的表现形式——必须依靠系统运营机构代表所有市场主体实施电力边际成本定价，令市场价格等于系统边际成本，从而实现效率和社会福利的最大化。而问题的难点在于电力竞争不会自发形成，竞争的引入和维持必须要依赖于系统科一学的改革政策。从经济理论和国际经验来看，这些政策至少需要涉及以下几个方面。
1.所有制改革
所有权本身是对企业与市场边界的划定，所有制改革是支撑竞争性电力市场的基础之一。在世界范围的电力市场化浪潮之前，各国电力行业均被认为是自然垄断的。各国电力市场针对自然垄断的治理方式并不相同，有的采用国有化，有的则采用管制。随着电力行业技术经济特征的变化，发电领域的自然垄断属性消失，实行国有化的国家发现，继续维持国有化已经难以适应效率和福利提升的要求，于是私有化成为重要改革政策。国外各电力市场普遍都曾有国有企业存在，因此或多或少都具有不同程度的私有化特征。
国外电力行业私有化的基本依据是电力国有企业的低效率。电力国有企业经营并非以市场为导向，往往面临扭曲的经营激励，容易追求高成本的政治性或政策性目标，比如促进就业、落实宏观政策、承担再分配职责，支持国内一次能源和装备制造业发展等，这就导致电力国有企业往往成本高企、效率低下、服务落后。从国有资本的运营角度而言，国有资金的利用效率非常低，而其融资约束却非常宽松，极易造成国有资产的隐性流失。因此，电力国有企业往往容易成为政府财政的负担，从而成为私有化改革的对象。
当然，电力私有化在不同国家的实施程度并不相同。只有长期实行国有化的电力市场才可能采取比较彻底的私有化，比如英格兰和威尔士对整体电力行业实施了私有化，而同时也有很多国家仍保持了国有传统，比如瑞典仍保持了电网环节的国有化，而法国则仍保持整个系统的国有化。在私有制占主体的电力市场中，其改革的起点和重点往往并不是私有化，比如美国在20世纪80年代初，私人投资占发电容量的比例大约是80%，且结构分散。在联邦制国家中，各级政府对私有制的要求也不一样，这在美国和德国均表现得非常明显。对发展中国家而言，电力行业的私有化程度更是差异巨大。像英国那样的极端私有化比较少，多数国家表现为通过授权经营或绿地投资的形式允许私人资本的进入传统的国有投资领域，所以我们最常看到的国有资本和私人资本在电力市场中共存。
国有资本和私人资本在电力行业中的普遍共存，反映出私有化本身并不是提升社会福利的充分条件，单纯的私有化并不会产生经济收益，其效果取决于私有化之后的规制框架，而这又取决于政治和社会制度，因此行之有效的规制是私有化成功的关键。规制制度建立依赖于特定的制度资源，当这些制度资源缺失时，电力市场改革是很难有效推进的。因此，所有制改革必须配合组织结构、竞争和规制政策的变革才能发挥效果。
2.组织结构重组
电力竞争的引入必须依赖于特定的组织结构。正如在他们的经典著作中所指出的，不同的组织结构下会产生不同的交易关系，从而带来不同的交易成本和效率水平。塑造电力行业不同交易关系的组织结构主要包括以下几个方面。
其一，纵向组织结构重组。不同于其他商品市场，必要的电力行业纵向组织结构重组是引入电力竞争的先决条件。在成熟市场化改革中，纵向组织结构重组主要是将竞争性环节(发电、零售)与自然垄断环节(电网)实现某种程度的分离。推动分离的主要因素来自技术经济特征的变化，特别是发电技术的进步和互联电网的出现导致了发电环节的自然垄断属性逐步削弱。分离的模式主要包括财务分离、功能分离、法人分离和所有权分离等。当然，关于是否分离以及分离模式的选择，在很大程度上也受制于政治因素的影响。
其二，横向组织结构重组。行之有效的竞争性电力市场都需进行必要的横向组织结构重组。横向组织结构重组是要在一定市场范围内形成足以支撑有效竞争的企业数量，从结构上抑制市场势力问题，实现公平竞争。横向组织结构重组除包括必要的分拆外，还必须实现:一方面，消除市场进入壁垒，保障市场的自由公平准入，这往往会与所有制改革相结合;另一方面，要维持竞争性的横向市场结构，这必须有反垄断制度的配合。需要注意，电力行业的横向重组对市场势力的影响远比传统行业复杂，一般意义上的市场集中度指标如HHI（赫芬达尔-赫希曼指数，用于测量产业集中度——编注），可能会引起误导。受电源类型、网络拓扑结构、电网调度模式以及许多随机因素影响，在一个看似竞争充分的市场中，单台机组甚至可能具有巨大的市场势力。横向组织结构重组与市场化改革覆盖范围紧密相关。
其三，系统运营机构的功能与定位。多数成熟的竞争性电力市场都对系统运营机构的定位和功能进行了改革，有的市场成立了独立系统运营机构(ISO或TSO )，有的则深度改革电网企业的规制机制。独立系统运营机构是在电力系统的横向扩张过程中产生，随着系统规模的扩大，电网所有权结构不断分散，因而协调不同所有者之间的利益关系成为系统运营机构“独立”的动因。而当电网的历史所有关系比较单一清晰时，ISO存在的必要性也大大减弱，此时，电网所有权与运营权的一体化是更有效的制度安排。
无论是独立系统运营机构还是受规制的电网企业，电网作为支撑竞争性电力市场交易的公共平台，必须对市场交易实现利益中性，但这不意味着系统运营功能和市场交易组织功能的分离，而是要求系统运营功能与市场交易组织功能有合理的、明确的分界。一般来说，系统运营机构的核心交易组织功能集中于现货交易。根据资源享赋条件、电源结构、系统可靠性等因素，系统运营机构对市场交易的干预可能扩展至远期，常见的是日前。
3.竞争性市场机制设计
电力市场设计是一个极其复杂的问题，竞争性电力市场交易不会自发出现，需要遵循规律、系统思维、顶层设计，由于内容丰富，这里仅列举几项主要政策选择。
其一，批发竞争与零售竞争。无论是从理论上还是国际经验来看，构建竞争性的电能批发市场和辅助服务市场，支撑电能供求的实时平衡、稀缺输电容量的有效配置和支撑电网的安全可靠运行都是竞争性电力市场的核心内容。竞争收益也主要产生于建立在系统层面的批发市场中。至于零售竞争是否需要引入一直存在争论。不过基本形成共识的是，若竞争性批发市场不到位，零售竞争便无效率;即便批发竞争到位，零售竞争是否要引入仍取决于一些技术因素和制度因素。
其二，现货市场与远期市场。理论上，现货市场即实时平衡市场(基于系统操作所允许的最小时段)，只有这一市场才能向市场主体传递由系统运行产生的准确信号。由于现实约束和实际需要，许多市场中现货价格的计算周期并非基于最小时段，而是较长时段，比如日(比如英格兰和威尔士早期的电力库)，甚至周(比如巴西)。这种日前或周前市场，其本质是对实时市场的近似，其性质自然是现货市场。比较接近纯理论意义现货市场的例子是澳大利亚。而在另一类以美国标准市场设计为代表的实时加日前的设计中，实时与日前则有明确的理论性质区分，即实时市场是现货市场，而日前市场则属于远期市场。不过，在政策实践中，由于系统运营机构在日前市场中有大量干预操作，因此它们常被统称为现货市场。只是这种定义的混用给许多国内研究者带来了困扰。实际上，所有现货市场的理念均是同源，各国具体设计的差异来自系统特点及制度条件。现货市场的主要功能是发现电力的真实价值，但由于系统负荷的波动性特征，市场主体往往面临价格波动风险，同时整个市场易受市场势力影响。因此，远期市场对于现货市场的效率具有重要意义，既可以帮助市场主体规避价格风险，也可以平抑市场势力。
其三，双边交易与集中交易。双边交易与集中交易是众多交易模式中的两种极端情形或大致分类标准。双边交易与集中交易在交易组织中会产生不同交易成本、竞争强度、流动性、透明性和灵活性。时间越接近实时运行，集中交易相对于双边交易的交易成本越低，竞争程度越高、流动性和透明性也就越高;而随着时间提前的跨度越大，比如提前几周、几月或几年，那么交易主体对合同灵活性的要求就会越高，从而使双边交易成为理想模式。当然为了节约交易成本，远期交易也可以通过标准化的期货或期权来实现。集中市场实际上是一种拍卖，这种机制设计必须满足激励相容条件，准确揭示发电商的成本特征和用户的需求偏好，以支撑系统的最优调度，因而拍卖机制的设计成为电力市场最为复杂的一环。现实中，这种拍卖机制既可能是单向拍卖也可能是双向拍卖，电能交易中常见双向拍卖，而一些辅助服务则只能是单向拍卖。
其四，纯电量市场与电量+容量市场。这种机制选择是为了保障系统的容量充足性。纯电量市场依靠部分调峰时段的高价格来帮助发电商回收投资成本;而在容量机制下，发电商的投资成本则是通过容量电价回收。纯电量市场下的现货价格波动往往比容量市场要剧烈，但健全的金融交易可以有效地规避大部分价格波动风险。从国际经验来看，设计良好的容量市场有利于增强电源结构的多样性，丰富需求侧响应资源，但设计和实施难度相对较高。
其五，输电容量资源的优化配置。这涉及电能和辅助服务的现货市场是否会采用节点边际定价模型。节点边际定价模型能够体现阻塞和网损的边际成本，有效配置有限的输电容量，从而传递准确的输电价格信号。但在实践操作中，区域定价具有操作简单的优势，从而成为常见的政策。与节点边际定价紧密相关的是，电网的投资模式是建立在输电权制度上的商业投资模式，还是采用管制投资模式。尽管仍存在争论，但一种共识是，纯粹的商业模式不足以支撑有效的电网投资。
4.规制改革
从国际经验来看，放松规制并不是放弃规制，而是一种规制的改革。电力竞争对高效规制的需求只增不减，除了一般性市场失灵所产生的市场失灵外，电力技术特性也产生了特定的规制需求，比如现货市场的价格上限管制等。
其一，竞争性电力市场下的规制需求。电力市场规制内容丰富，这里只考虑两类最重要的监管。由于电网是电力竞争的基础设施平台，因此针对电网的规制至关重要。总体来看，电网规制政策包括传统成本加成规制和激励性规制。需要说明的是，与直观感觉不同，从成本加成到激励性规制的跨越并不复杂，二者所需的信息需求也非常相似，都需要准确的资本和运行成本信息，以测算关键的财务指标，确定足价基础和折旧政策等，因此二者是一种互补关系而非替代关系。从这个角度而言，电网规制的难点并不在于具体规制政策的选择，而在于电网成本信息的充分披露，这恰恰是难点。当然，在信息披露到位的基础上，有效的成本监管还有赖于专业的规制能力。
竞争性电力市场必然面临着市场势力的威胁，因此市场势力的侦测、识别和抑制政策同样至关重要。电力商品的非储存性、电力需求的低价格弹性、输电容量的有限性、区域市场内的高市场集中度等因素都会便利电力市场势力的发生。市场势力对市场运行和社会福利可能带来严重损害，比如加州电力危机;同时针对市场势力的改革政策也是推进电力市场化改革的重要推动力，比如英国从电力库到NETA（New Electricity Trading Arrangement，新电力交易机制）的转变。正因为如此，几乎所有的市场化改革都成立了专门的电力监管部门来负责对市场势力问题的监督和应对。当然，这并没有降低解决市场势力问题本身的难度，特别是如何判断高价格的合理性。
其二，发展中国家的规制低效。发展中国家往往面临更为复杂的规制改革任务。由于历史原因，包括中国在内的许多政府的行政管理长期替代经济管制，基础性的成本加成管制长期缺位。因此，对于发展中国家而言，电力行业的改革往往需要伴随政府管理方式的改革。一般来说，发展中国家的政府管理常常面临公共资金成本较高、审计核算制度落后、规制俘获问题突出、九龙治水或政出多门、融资软约束或享受补贴以及政府规制承诺或政策稳定性问题等。很明显，这些问题在中国的电力管理体制中均会存在。改革的过渡机制对于竞争性电力市场的顺利构建具有重要作用。从各国改革实践来看，改革过程往往不会一帆风顺，许多意外的问题会出现，因此提前预期并做出预案非常重要。实际上，国外电力市场化改革中均有重要的过渡性制度安排，比如结构分拆改革后的长期回顾协议，零售竞争下的价格冻结或保底服务，以及“老人老办法”政策等。不过，能够提供最有力保障的是来自决策层的政治决心，改革势必出现波动，因此改革定力至关重要，英国、新西兰、澳大利亚和美国德州的经验都值得借鉴。
三、中国电力体制改革的制度背景
各国具体的电力市场化政策往往不会覆盖以上各个方面，而是有所侧重，造成这种差异的原因则在于各国的制度条件。对中国而言，电力体制改革的内容也会因特殊的制度背景而具有鲜明的中国特色。认识到这一点对于我们理解中国电力体制改革具有重要意义。
1.社会主义的基本经济制度
公有制为主体、多种所有制经济共同发展的社会主义基本经济制度，决定了中国公有制经济必须在关系国计民生、国家安全的基础性、战略性行业或领域中占据主体地位，这也决定了中国电力化改革所赖以存在的所有制基础根本上不同于国外实践。电力行业作为关系国计民生的基础性、战略性行业，其市场化改革必须要以巩固和完善社会基本经济制度为根本前提，即必须要有利于维护公有制经济的主体地位。这就意味着，电力体制改革必须要保持国有经济的控制力。
保持国有经济的控制力并不代表国有经济在电力市场化环境中具有不平等的竞争优势。这要求电力国企对行业的长远发展将更多地发挥“稳定器”的作用，不能和民营资本一样具有纯粹的逐利性，从而给市场运行和行业发展带来较大波动和风险。一方面，国有经济的控制力并不意味着国有企业在发输配售各个环节都占绝对优势，而只需要在自然垄断性环节发挥主导力。另一方面，国有经济的控制力并不代表国有企业在竞争性领域中只进不退，这包括两方面含义:首先，从改革设计角度，竞争性环节中过高的国企比重应有所下降，优化电力国有资本配置;其次，从市场运行角度，国企也应实施劣汰机制，以提升企业效率。
2.“电力要先行”的产业政策
自改革开放以来，中国电力行业的迅速发展状态，得益于国家推行的以“电力要先行”为基本策略的产业政策。在这种产业政策的指导下，伴随着国家的重工业化进程，国家资源通过产业政策的引导大量向电力行业聚集，从而促进了电力行业迅速扭转屏弱局面，并有力地支撑了经济社会的快速发展。因此，对中国而言，电力市场化改革首先必须要扭转指导电力行业继续发展的基本策略，即从产业政策向竞争与规制政策转变。
这一转变并不是完全抛弃“电力要先行”的基本策略。由于电力的技术特性及对国民经济的“血液”作用，电力行业仍要保持先行态势，但“先行”的含义必须适应市场化的要求。改革开放后的相当长时期内，为了增强电力行业对国民经济的供血功能，服务中国的工业化进程，“电力要先行”得以出台，从而具有两个时代特点:一是侧重“量”的增长，即重规模，轻质量;二是忽略“价”的引导，重计划、轻效率。这种发展思路客观上助推了中国经济30多年来的快速稳定增长，同时也带来了巨大的体制转型压力。
在电力市场化背景下，理解“电力要先行”的侧重点要转移到体制机制“先行”上，其含义是:电力行业作为国民经济的基础性和战略性行业，电力行业内部的有效资源配置，是电力资源在国民经济中实现有效配置的基本前提;科学设计的电力市场将既能引导电力行业的可持续发展，又能保持电力市场对国民经济可持续发展的有力支撑作用。因此，电力要先行的发展策略仍需要坚持，其含义要随着全面深化改革的大趋势而不断深化，核心则是从以产业政策为主导向以竞争与规制政策为主导转变。
3.庞大且高度集中的传统电力体制
虽然世界各国的电力行业传统上都是垄断体制，但许多都是区域范围内的私人垄断，而中国的电力体制是公有制完全控制下的高度集中的计划体制，而且这一体制的地理覆盖范围极为庞大，这在世界上绝无仅有。具体而言，中国高度集中的电力体制有三个特征:一是高度的纵向一体化，即发输配售均由国家所有;二是高度的横向一体化，即在幅员辽阔的国土上，分散的电力系统均属于国家所有;三是政府直接指令性管理，即所有电力资源的投资、生产、分配决策均由国家行政命令直接下达。
中国如此大体量的、集中计划式的电力行业进行体制改革，在国际上并无先例参照。一些看似相近的国际电力市场改革也不完全具备这些特征。纵向一体化虽然常见，但在很多国家中，一体化分布于不同区域的电力公司，其中很多是私人企业;在国家层面存在高度一体化的，比如法国等，其体量也与中国不可同日而语;即便是转型经济体的俄罗斯，由于其采取了激进式的社会转型方式，导致其电力体制改革的起点也与中国截然不同。
庞大且高度集中的传统电力体制改革决定了激进式的休克疗法不可行，改革成本和风险极大，俄罗斯电力市场化改革的艰难起步和曲折历程足以给我们提供前车之鉴。中国电力市场化改革需要同整体经济体制改革一样，采取渐进式改革的策略，这也就决定了中国电力体制改革必然是分阶段进行的，而且各阶段的侧重点有所差异。比如，在20世纪90年代中期以前，改革主要针对过于僵化的计划体制，调整政府的管理方式;从90年代中期到21世纪初，组织结构才成为改革重点，除纵向的厂网分离外，这一时期也曾有过“1+6”的横向拆分方案，只是考虑到当时国家重点电源项目开发和全国联网设想，横向拆分方案未获中央支持;2002年以后，行业内部的竞争机制的引入开始成为重点。只不过，改革进入到这一阶段后，整个行业的现买状态和发展形势都有巨大变化，这给电力体制改革提出了许多新的问题，竞争机制的构建才踟蹰不前。
4.独特的国资国企管理体制
如果说传统的“电力要先行”策略是过去政府发展电力的“思想”，那么国资国企管理体制就是落实这一思想的“推手”。国资国企管理体制也经历了一个不断改革的过程。在2003年国资委成立之前，国资国企管理体制一直是资出多门、管理混乱、政企不分。整体上看，这一阶段的国资国企管理体制经历了一个先放活再规范的过程，顺应了电力行业努力调动多方办电积极性的大方向。但国资国企管理体制仍存在很多问题，特别是国资管理权力的边界一直未得到很好确定，从而导致政企不分未得到彻底解决。
中国电力行业的国有资本一直占据优势地位，几乎全部的电网资产和大部分的发电资产都属于国有。这种格局之所以长期存在，是因为传统的国有资本管理体制，以及财政、金融等制度为电力国有企业提供了有力的激励:一方面，国资委对国企的绩效考核和对国企负责人的政绩考核等，构成了电力行业快速发展的强制动力;另一方面，国资注资、财政贴息、优惠信贷等制度或政策均为国有企业提供了融资支持。这既扭曲了国有企业的最优经营目标，也助长了国有企业相对于非国有企业的竞争优势。因此，在一定程度上，中国电力行业的发展，就是国有电力企业的发展;电力体制的改革就是电力国有企业的改革。
传统国资管理体制为电力国有企业提供的激励是一种外生于电力行业的激励，针对特定历史条件下的电力短缺，有助于解决投资不足的问题，但当行业供求关系处于合理范围时，这种外生激励将会扭曲市场竞争，抑制经济效率和社会福利的提高，因此，中国的电力市场化改革，就是要将电力行业发展的外生激励内化到行业内部，即让电力国有企业根据电力市场信号来决定投资经营，这决定中国的电力体制改革与国资国企改革必然要深度融合。
5.财税体制及中央与地方事权划分
电力市场化改革的另一面就是政府不断减少对电力企业和行业发展直接干预的过程，中国电力行业的最早改革就是改变中央财政集中办电体制。进一步，政府逐步收缩直接干预的过程，就是政府事权和财权的调整过程，而财税体制改革和中央与地方事权划分，对电力行业的发展和改革一直具有重要影响。
1994年实施的财税体制改革，统一了税制，确定了中央和地方税种划分，奠定了中央财力权威，但却未触动政府间事权和支出责任划分，时至今日，中央与地方的事权划分仍未实现规范化和法制化。这给电力行业带来两方面的影响:首先，伴随中央财力权威的确立，一方面以两大电网企业和五大发电集团为代表的中央电力企业获得了有力支持，发展迅速;另一方面代表地方利益的地方政府与中央政府和中央企业之间的利益协调也愈加困难。由于电源的开发运营和电网的建设运营，以及电力资源的配置主要或几乎全部由中央电力企业负责，而电力作为二次能源，其依托的一次能源、资源却均位于地方，这就造成在计划体制下，电力行业的成本收益在中央和地方间的利益分配不公。
许多地方，特别是资源享赋丰富的地方，受经济利益的驱动，十分希望调整电力行业的利益配置格局。这也就成为新一轮电力体制改革的一个背景，然而自2002年以来，电力体制的改革一直未能与这一方面的改革实现很好的衔接。近年来，中央一直采取打补丁的方式来实现对地方利益的照顾，比如通过资源税改革和下放部分投资审批权来调动地方的积极性。但这些改革均未能与本轮电力体制改革相呼应。资源税的改革，无论是增加地方收入还是减少地方资源类企业负担，都有赖于观察长期效果;而2014年火电投资审批权的下放，则导致地方的火电投资激励，在火电装机已经明显过剩且电力需求明显不足的背景下仍逆势而上，迫使中央不得不于2015年马上再出政策约束地方的火电投资冲动。由此可见，电力体制改革必须有赖于财税体制改革的推进和中央与地方事权划分的规范化和法制化，否则中央与地方的利益纠葛很难彻底厘清，电力体制改革也很难顺利推进。
四、中国电力体制改革的内容
中国电力体制改革是电力市场化改革的一般规律与中国的特殊制度背景相结合的过程。中国要建立竞争性电力市场，同样必须要从所有制、组织结构、机制设计、规制改革等方面的改革入手，只是这些改革必须要以中国特色的制度背景为出发点来确定合理的改革政策。为此，中国电力体制改革必须围绕促进电力竞争处理好三大关系和一个权衡。
1.国有企业与政府
在电力体制改革中处理好国有企业与政府的关系，就是中国特色的电力行业所有制改革。不可否认，电力行业自20世纪90年代以来的大发展与国有企业的贡献密不可分。但我们也要注意到，电力国有企业的贡献需要通过二分法分析。一方面，国有企业战略布局的调整带来了国有资本配置效率的提升，国资管理体制的改革提升了国有资金的利用效率，国企现代企业制度的确立和改进也在提升国有企业的生产率。另一方面，国有企业面临的经营激励与市场化改革要求仍不一致，其享受的融资软约束和隐性补贴也在助长其低效问题，目前针对电力国有企业的A-J效应研究虽尚未出现，但理论界的普遍共识是，国有企业的过度低效投资冲动明显。而且，国有企业的不合理竞争优势容易挤压民营资本的市场空间。（“A-J效应”是指管制机构采用客观合理收益定价模型对企业进行价格管制时,由于允许的收益直接随资本的变化而变化,而造成被管制企业倾向于使用过度的资本来替代劳动等其他要素的投入，造成产出是在缺乏效率的高成本下生产出来的现象。）
因此，电力体制改革必须要将电力国有资本的市场运营与电力国有企业的公司治理紧密结合起来，既要改革电力国有资本的管理与运营方式，又要切实给电力国有企业“断奶”，健全现代企业制度，使之成为真正的政府分开、自负盈亏的市场主体。在电力国资国企管理体制理顺的基础上，也要适度扩大电力国企上缴利润的份额，充分践行国有企业本质。从这个意义上讲，虽然中国电力体制改革不必推进私有化，但仍可以通过改革国资考核方式、国资运营体制，以及中央和地方两级国有控制权的变化等内容来推进电力行业的所有制改革。
2.国有企业与市场
国资国企管理体制改革的目的就是要把国有企业推向市场，令其充分地参与竞争或更好地服务于竞争。因此，电力行业所有制改革要服务于竞争性市场的构建，具体而言，即通过组织结构重组和市场机制设计来构建竞争性电力市场。
（1）国有企业与组织结构重组
纵向组织结构重组。目前整体而言，除少数试点地区外，电力行业在发电侧之外仍保持了一体化的纵向结构，国有电网企业垄断了电网和售电环节。而售电环节作为竞争性环节，其与自然垄断环节的输配电网的一体化仍是当前引入有效竞争的结构障碍。因此，下一步的改革需要进一步推进自然垄断环节与竞争性环节的分离。在推进分离的策略上，通过局部成立售电企业或放开部分用户的方式，并无法实质推进网售分离，反而会为双轨制的长期存在提供结构基础。无论是从理论还是国际经验来看，售电侧必然要实现系统层面的结构分拆，但在分拆手段选择上，基于效率和成本的考虑，法人分离要优于所有权分离。输配分离由于改革成本和风险巨大，不宜成为针对电网存量的分拆手段，而且随着智能电网技术的发展，电网的扁平化趋势日益明显，输配之间的技术差异更加模糊，输配分离的可操作性也是极低。
横向组织结构重组。虽然2002年厂网分离之时，五大发电集团的区域布局考虑了各集团在不同省份的市场集中度问题，但随着时间的推移，不同集团非常默契地在不同地区形成了各自的势力范围。此外，各地方电力国有企业也往往是本地的优势企业，而且许多地方也在推动地方国企的兼并重组，从而可能进一步提高市场集中度。以上均会给潜在的市场竞争造成障碍。从构建竞争性电力市场的角度来看，适度降低发电领域国有企业的比重，是顺利引入竞争的必要条件，否则市场势力问题将十分严重。从市场竞争的可持续性来看，国有企业的最优规模也将由市场决定，而不必要求延续原有规模，这恰恰是市场配置对计划配置的替代，与国资国企改革的方向也并行不悖。
（2）电网企业功能与市场机制设计
电力组织结构重组的核心问题还要落到输配管理体制，及电网企业的功能定位上，而这除与电网的结构重组紧密相关外，还与电力市场的机制设计紧密相关。从技术意义上说，电力市场改革就是对电网企业改革，因为电网是电力市场的基础设计，电网运营机构设计是电力市场设计的核心;从制度意义上说，中国电力市场改革也同样是电网企业改革，电网环节的制度设计从根本上决定了整个电力市场的架构。
鉴于市场机制设计的高度复杂性，本文仅从两个方面表述几个简要观点。首先，针对电网企业。电网企业宜采取受规制的自然垄断企业模式，调度不宜独立，因为电网所有权与调度运营权的一体化是一种更高效的组织形式;在系统层面上将电网的售电环节进行分拆，是建立电力批发市场雏形的结构基础。其次，针对竞争性市场的设计。电网企业应是推进现货市场建设的主体;现货市场建设应以电网企业采用现货定价为起点，现货定价需配合优序调度协调推进;结合各地实际情况，集中式的电力库宜作为初始的现货市场模式，允许市场主体参与避险的远期双边交易。短中期内，考虑到整体市场供求形势，中国电力市场宜采取纯电量市场模式，输配电价仍采取成本加成定价，并适时引入激励性设计。
3.政府与电力市场
中国政府在电力体制改革进程中的角色和功能转变，既面临一般电力市场化改革的要求，也面临中国特有的问题。一般性问题主要包括行业信息披露制度不健全，政府的直接干预过多导致规制俘获等，都是政府需要在新一轮电力体制改革中需要解决的。伴随着电力行业的所有制改革、结构重组和市场机制设计，政府需要健全信息披露制度，减少对电力企业的投资、定价的直接干预或审批，提高经济规制能力，特别是加强对电网环节的定价规制，以及对调度和结算的监管;同时要防范电力市场的市场失灵，健全针对市场失灵的规制手段。此外，困扰中国电力体制改革进程的重要问题还包括缺乏统一的、强有力的领导协调机构，导致政出多门、政策不确定性高等，这需要引起高度重视。
当然在众多问题中，最具中国特色的，也是最核心的问题是政府如何界定电力商品。由于中国长期实施计划电量制度，理论界和政策界许多观点认为“电量”即商品，改变由政府确定电量的方式，转而由市场主体自行谈判或竞争电量就是在建立电力市场。这里需要说明的是，电力市场是围绕“电力”这一商品而设计的，竞争性电力市场的本质就是通过价格信号来引导系统运营，因此不涉及改进系统运营效率的“电量”分配跟竞争性电力市场没有丝毫关系，本质上仍属于计划。政府要推进电力市场建设，首先要明确何为“电力”商品，否则可能导致的结果就是，计划电量放开但不被放弃;“竞争市场”竞争但不是市场。
政府与电力市场之间关系派生出来的另外两种关系，也会深刻影响中国电力体制改革的内容，即政府与政府之间的关系，以及区域与区域之间的关系。比如，中央确定的改革政策与地方的改革需求不一致时，如何协调。地方政府之间的“改革竞争”问题，即通过降低电价来承担产业转移和吸引投资，如何解决;由于历史的跨区输电项目导致的不同地方的市场建设协调问题如何解决。凡此种种，都在增加着改革的难度。
4.“国企改革红利”与“市场竞争红利”
政府在市场化过程中不断退出直接干预的同时，也引入新的改革红利推动电力行业发展。理论上，在这一过程中市场竞争应该持续增强，然而自2002年改革以来，市场竞争的引入程度非常有限，反而是电力国有企业的发展状态与电力行业的大发展紧密相关。这就带来一个有意思的问题。一方面，理论上不乏研究认为电力国有企业效率低下，从而成为改革对象，电力行业的国有企业缺乏改善服务质量和促进技术创新的激励，在许多决速增长的经济体中，这种激励缺乏会导致投资不足，最终导致长期电力短缺和系统可靠性问题。而另一方面，这种长期现象却与中国电力的发展趋势相悖，中国在20世纪90年代之前确实曾因历史原因而经历长时期的全国性电力短缺，但在1997年实现了全国性电力平衡，此后经历过短暂的区域性缺电外，电力供应持续充足，并逐渐过剩。因此，中国电力行业的快速发展不是由理论上的“市场竞争红利”带来，反而是由现实中的“国企改革红利”带来。
这并不意外，从前面的分析中已经可以看出，在中国特殊的制度背景下，国有企业改革一直都是电力体制改革中的重要组成部分。从历史脉络来梳理会更加清晰，如果将20世纪80年代中央财政办电制度的终结宽泛地看作市场化进程的开始，那么到目前为止，电力市场化的大致路径可以概括如下:中央政府直接办电-地方政府参与办电-国有企业代表政府办电-政府管理国有企业办电-政府委托国有企业办电。这个过程正是国有企业不断确立市场主体地位和提升企业效率的过程，而且时至今日，政府仍在探索如何更好地通过委托代理机制办好包括电力在内的国有企业。
虽然电力行业出现了大发展，但行业内利益格局也开始出现固化特征，特别是国有企业垄断问题突出，政企不分问题也仍未得到彻底解决，国有资本的利用效率不高，抑制社会资本的进入，而且国有企业的投资冲动对电力行业的产能过剩造成明显影响。在这种情况下，国企改革红利正在相对减弱，造成这种变化的根源恰恰在于前文已经分析过的国有企业的问题。解决这些问题的根本途径在于让国有企业真正地面对市场竞争或有效规制。因此，构建竞争性电力市场同样是促进国有企业发展的一种方式。正是从这个意义上讲，电力体制改革需要释放新的改革红利，即市场竞争红利。
当然，“国企改革红利”与“市场竞争红利”的权衡并不是现在才出现的，历史上即是中国电力市场化进程的主要驱动因素。纵观整个改革过程:开始时，政府直接办电效率低下，必须构建遵循经济规律的市场主体，因此电力国有企业才得以建立;由于这类国有企业具有明显的政企不分特征，抑制效率提升，因此政企分开成为改革重点;之后，政企分开的同时，需要让国有企业面临真正的市场环境，因此改革市场环境成为必要，这也成为当下正在推进的改革。因此，当前电力体制改革的方向包括两个方面:一是构建电力国有企业面临的竞争性市场环境;二是提高针对国有企业的监管效率。也就是说，中国已经进入通过“市场竞争红利”接续“国企改革红利”的新阶段。
五、从5号文到9号文
1.对5号文的回顾
（1）5号文的背景
电力改革的推进首先得益于当时广泛推进的国企改革浪潮。直到90年代中期，中国电力行业仍基本由政府直接办电，在中央层面即由电力工业部负责，在地方由各级电力局负责。得益于其他行业的国有企业改革经验教训和中央不断清晰的国企改革思路，特别是十四届三中全会确立的“转换国有企业经营机制，建立现代企业制度”标志国企改革进入制度创新阶段。这也促使电力行业在少走弯路的情况下，实现了办电主体由政府向企业的转变。1997年国家电力公司正式挂牌，在经历了一年多的双轨运行后统一完成了形式上的政企分开。同时，这一改革还得益于财税体制的重大变革。
总体而言，这一阶段初步划分了电力行业中政府与企业的边界，在整体经济体制加速改革的轨道上，电力改革搭上了经济体制改革的快车。当然也要注意，日后许多电力市场化改革的难题也因彼时缺乏对电力市场化的系统研究而埋下了种子。
（2）5号文的性质
实际上，在国家电力公司的成立之时，“厂网分离”的改革思路就已大致成型。一方面，是为了顺应20世纪80年代以来的调动电力投资的各项改革，并照顾地方利益;另一方面，这是为了扭转长期存在的“重发轻输”的电力行业局面。我们可以看到，国家电力公司确定的经营目标之一就是推进全国联网。所以说，当国家电力公司成立时，后续的改革已经箭在弦上，只是当时要从使各项改革政策更加具体化，还有赖于国企改革各领域政策的协调推进。
从这个意义上讲，5号文的发布可谓水到渠成。实际上，20世纪90年代中期到21世纪初这一段时间里，国企改革的广泛深入为国家电力公司的改革做好了充分的准备。《“九五”企业管理纲要》、《国有大中型企业建立现货企业制度和加强管理基本规范》等指导国有企业建立现代企业制度的文件理顺了国家电力公司的治理结构，且运行效果良好。伴随着国有企业的战略布局调整，以及这一阶段国企改革“三年脱困”目标的顺利实现，电力体制改革获得了非常宽松的改革空间。同时，伴随而来的主辅分离改制分流也相应地在电力体制改革中找到了位置，只不过后来形势发展表明，电力改革中的主辅分离与整体国企改革的主辅分离应有不同侧重点。同时，国有资产管理体制改革也在酝酿之中，并贯穿了5号文的落实，这为日后电力行业的大发展提供了有力支持。
此外，中国与国际社会的不断融合也为中国借鉴国际电力市场改革经验提供了契机。国际经验给5号文的最大影响，是其明确提出“打破垄断、引入竞争”的朴素市场化理念。之所以称为“朴素”是因为5号文对垄断和竞争的认识仍不到位，对引入电力竞争的路径和方式也主要是对国外模式的模仿，比如几个区域市场对“竞价上网”试点的探索。当然，5号文并未讳言国际电力市场改革的经验教训对其制定的影响，但实际上，彼时对很多国际经验的理解并不到位甚至完全错误，但幸运的是，这无碍于内生于整个经济体制转型的改革动力。
所以，5号文虽名为电力体制改革，但本质上是在电力产业中进行的一次深刻的国有企业改革;其名称中的“电力”更多的是体现了电力行业对国民经济重要性及迫切的发展改革诉求;同时也是因为电力行业已经是市场化改革起步最晚的几个行业了。
（3）对5号文的简要评价
如上所述，5号文本质上以竞争为表，国企为里。其改革的重点在于理顺政府与国有企业之间的管理关系，属于国有企业内部的层级关系调整;但传统的企业内部层级关系是否会被市场契约关系所代替，5号文仅给出了原则性的表述。从这个意义上讲，当时的改革无法建立起真正的市场。实际上，世界银行也曾为中国给出了基于标准模型的改革建议，但基于国际经验的试点尝试无一成功。
5号文是一种改革大势下的顺势而为，但如何建立竞争性市场仍缺乏清晰的框架。实际上，在当时，打破垄断并不具有实质意义，因为国家电力公司自成立之初就已经确定了至少厂网分离的方案，也就是说，垄断的国家电力公司原本就是一种过渡性设计。所谓的打破垄断，更多的是针对政企不分的传统计划而言。重要的是，在整个改革过程中，国有企业对电力行业的控制力都未曾被要求削弱，反而是要求增强。
这里我们仅简要评价5号文中涉及电力重组的核心政策。首先，厂网分离和主辅分离形式上是为了促进竞争，实际上是顺应自20世纪80年代以来地方积极性的释放，助推国有企业改革。5号文与国外对厂网分离的变革诉求存在天壤之别，国内的厂网分离根本上是因为需要顺应计划体制下已经多元的投资主体结构，并调整有限国有电力资金的投资方向。长期以来，为扭转电力不足的局面，地方和国外投资集中于电源领域，电网投资相对薄弱，厂网分离本质上是为了服务于电力国有资本的战略布局调整和配置效率的提升。而国外的厂网分离则是基于电源的技术特征变化，特别是以CCGT（联合循环燃气发电）为代表的发电技术的出现，导致机组层面的规模经济性大幅下降，发电侧自然垄断属性削弱，从而引入竞争成为更好的政策选择。有意思的是，时至今日，中国发电侧的技术经济特征仍未表现出任何国外的同类特征，由此可见，当时对国外厂网分离的所谓经验借鉴仅是一种无意的巧合。
其次，缺乏实权的独立监管也无法支持竞争，改革的形式意义大于实际效果。实际上，电力监管委员会无论是在身份上还是在职权上，在其运行的十年间内都处于十分尴尬的地位。电监会定位于一个事业单位，而不是具有监管权利的职能部门;相应地，其权力配置也不可能涉及价格和投资规制等核心权力。
2.对9号文的剖析
《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号)及配套文件的主要贡献在于确定了管住中间、放开两头的体制架构，并确定了促进电力市场建设的路径及主要工作，然而在改革路径上却存在一定偏差。
(1) 管住中间、放开两头的体制架构。
管住中间、放开两头并非9号文初创，从酝酿到落实有十年左右，最初是国家电网公司为应对输配分离的可能实施而做出的应对策略。其基本逻辑是，在5号文确立的基本体制下，电力行业发展保持了良好势头，为了延续这一发展趋势，需要的是完善机制规则。这一策略有其合理性，主要体现在要求加强针对电网自然垄断性环节的规制，而这正是政府规制长期缺位的环节。不过放开两头带有一定的模糊性。具体而言，放开配售电业务虽带有一定的所有制改革性质，但这对于分离竞争性环节难有实质贡献;而在自然垄断环节与竞争性环节没有有效分离的前提下，放开竞争性环节电价难有实质效果;而放开发用电计划，则是以保留计划权力为前提的放开，难以动摇计划电量制度的根基。
9号文及配套文件对自2002年以来电力行业所有制结构和组织结构的充分认可，决定了此轮改革不会对所有制、组织结构和规制机制有深入的改革政策，特别是对输配体制仍处于研究阶段，决定了此轮改革政策是在既定利益格局下的调整策略。
(2) 变型的计划电量制度
虽然9号文及配套文件提出要建立由现货市场和中长期市场组成的电力市场的远期目标，但实现路径设计却出现偏差。9号文提出要逐步放开发用电的计划电量制度，但“放开”的策略决定了计划电量制度无法被“放弃”。逐步放开计划电量制度要求政府缩小对计划电量的干预范围，把政府决策限于“优先”购电和发电，但这一权利保留足以保持整个电量分配制度的计划本质。其根源在于，这种放开计划电量制度并未承认“电力”的商品属性，而是仍以电量为商品。这就与构建竞争性电力市场的目标难以协调，也扭曲了相关改革政策，使相关配套均是为打造变型的计划电量而服务。
首先，输配电价的核算和落地均非常艰难。受制于缺少结构重组的配合和专业成本规制的能力，独立输配电价的改革注定只能艰难推进。第一，电网企业的成本规制长期缺位，导致行业监管部门与电网企业间的信息不对称长期存在;第二，由于电力行业的高度专业性成本的监审难度非常高;第三，独立输配电价政策的权威性仍难以落实，地方的自由裁量权仍旧较大。问题的根源在于中央部门、电网企业和地方政府的三重博弈。总之，在电网环节与竞争性环节未实现有效分离的前提下，单纯的会计核算难度非常高。
其次，售电侧改革可能埋下隐患。新的电量分配方式为售电公司提供了潜在收益空间，这一空间来自发电侧给出的上网电价让利和电网环节让渡的权力租金，也就是说，这些均来自既定体制下的收益转移，而不是来自机制创新。这种意义上的售电侧改革要持续推进，取决于降价空间的持续存在，然而既定利益的转移是有限的，随着时间的推移，其不稳定性将日益凸显。如果形势变化，那么购电成本的上升与用户销售价格的刚性将必然挤压这种形式的售电公司。可以预见，售电公司的倒闭和电网企业的兜底将不可避免。
最后，成立相对独立的交易机构也主要服务于电量的再分配。在竞争性电力市场下，交易机构的效率取决于监管，所有制并不会对其产生实质影响。而如果这一交易机构服务于变型的计划电量分配，那么各方利益主体必然十分关注这一交易机构的所有权结构。因为各利益相关方都清楚，决定电量分配的力量不是竞争，而是所有权。
3.深化改革接续改革红利
9号文及配套文件的特点是在未明确电力商品属性的前提下，以放开传统计划电量制度的名义，推进了计划电量的再分配尝试。9号文及配套文件的出台正值电力行业进入产能过剩和需求减弱的时期。在这一背景下，通过各种方式的远期直接交易调整传统的计划电量制度，对于部分市场主体承接利益转移、争取优势地位有助力作用，因此成为地方决策者所青睐的政策手段。这种新型计划电量制抛弃了完全平均主义的做法，转而使用一些带有竞争色彩的手段，在一定范围内能够提升电量分配的效率。不过如前所述，这并非电力竞争。而且，这种电量分配方式依附于传统的电力调度体制，受调度体制约束，规模难以扩大，这也就从技术上决定了这一市场必然只是少数市场主体受益的歧视性安排。
这种变型的计划电量制度的最大影响在于，从整个系统层面角度而言，能够进入且通过这种电量分配获得利益并生存的企业是否是最有效率的企业，是否是系统运营所需的企业，以及是否是改善能源结构所需要的企业，是电量分配制度本身无法决定的，而是取决于这一制度的设计者，也就是说，最根本的配置力量仍然来自计划。此外，这种设计难以保证电量价格的准确，更无法提供长期投资的合理信号，且易受市场势力的影响，因此也很难将电力体制改革维持在市场化的方向上。
相比于5号文，9号文丰富了电力市场建设的基本内容，但在政策落实上采取了保守的改革路径。从性质看，5号文是覆盖所有制改革、结构重组、机制设计和规制改革的全方位改革方案，旨在改变电力行业的发展方式;而9号文则着力于对市场规则的尝试，主要是为调整传统体制下的利益分配格局。造成这种差异的原因在于，此轮电力体制改革将改革视角局限于电力行业内部，而未与深层次的体制改革相结合，这在导致国有企业改革红利难以持续释放的同时，也给市场竞争红利的释放带来了障碍，因为诸多改革政策在根本上缺乏由相关体制改革所带来的激励转变。
进一步深化电力体制改革，必须将体制改革向纵深推进，将电力体制改革与国资国企体制改革、财税体制改革与政府管理体制改革紧密结合，将电力发展的指导思想切实转移到依靠市场优化资源配置的道路上来。目前，9号文确定的改革内容着力探索行业内的竞争性市场构建，同时也要认识到，5号文确定的电力体制改革框架仍具有指导意义。两轮电力体制改革方案分别侧重体现了改革的多元性和专业性。缺乏多元的体制变革，市场竞争难以公平、可持续和有效率，目前诸多旨在构建竞争性电力市场的专业改革政策的效果也难以维系。因此，未来则要进一步寻求电力体制改革多元性和专业性相融合的顶层设计方案。总体而言，要通过国资国企体制改革，彻底改变国有企业市场主体参与电力市场的参与激励，将电力国企参与电力市场的基本激励从行业外转移到行业内;要通过财政体制改革和政府管理体制改革，理顺政府参与电力市场改革与运行的方式;电力市场模式和监管体制的选择须与多元体制改革政策相配套。唯此，才能保证电力市场化改革之路能够“不忘初心，继续前进”。
六、结语
本文建立起了系统的理论框架剖析中国的电力体制改革问题，既展示了电力市场化内容的丰富与复杂，也强调了中国电力体制改革的特殊性。中国电力体制改革与国际电力市场改革相比有共同性，内容同样涉及所有制、结构重组、机制设计和规制改革等方面，但中国独特的制度背景决定了改革的具体表现形式完全不同于其他国家。
国企改革红利与市场竞争红利共同存在于中国电力市场化进程中，但在不同阶段，其相对贡献存在差异。在 2002年之后的长时间内，国企改革红利一直是推动中国电力行业发展的主要因素，但随着形势的变化，在新一轮电力体制改革背景下，通过市场竞争红利接续国企改革红利已成为改革的主题。
5号文确定的改革本质上属于国有企业改革，虽然它没有在市场建设上取得突破，但相比9号文是一个系统完整的改革方案。在9号文确定的改革路径下，关键性体制改革内容未得到有效体现，难以保证电力体制改革正确还原电力商品属性，从而使当前的市场建设试点表现为对传统计划电力制度的调整。
5号文与9号文分别体现了电力体制改革的多元性和专业性，并共同体现了电力体制改革的复杂性。目前改革进程中面临的种种困难，恰恰反映出中国电力体制改革仍缺乏统驭全局的顶层设计方案，也未能准确把握以市场竞争红利接续国企改革红利的主线。不过，随着改革进程的推进，经验教训的积累将能使我们不断看清电力市场之路的方向与路径。从这个意义上讲，进一步融合5号文和9号文所共同体现的改革理念，形成科学系统的顶层设计恰是电力体制改革取得成功的希望所在!
