中国储能网讯：2015 年以来的新一轮电力体制改革，明显呈现出重“放开两头”，轻“管住中间”，“现货市场”建设热，“输配电网”监管冷的特点，仍未能从现代产业组织理论的角度统筹电力行业治理体系的改革和建设。电力行业治理的工程型和计划性痕迹依然很重，依然停留在关注和维护行业内部权益的认识层面，缺乏从国民经济的全局重新思考电力行业的定位和发展。整个行业服务用电侧的意识和创新明显不足，缺乏体制改革乃至体制革命的内生动力，制约了电力行业市场开放、创新转型和高质量发展，离真正实现能源体制革命的目标还很远。

一、降低企业电力成本

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国务院政府工作报告连续两年提出工商业“降电价” 10% 的措施，两年下来即可实现降低 19%的电度电价。通过价格传导降低企业用电成本，简单有效，不触及复杂的价格政策，但对工商企业而言，该方式只能降低其部分用电成本，即电度电费。工商企业的用电成本是其用电产生的各类费用的总和，不是简单的电度电价和用电量的乘积。电价是一个非常复杂的价格体系，除电度电价外，容量电价、分时电价等诸多价格政策都会影响工商企业的用电成本，但两次降低10% 的措施对此并不涉及。除了电价因素影响外，工商企业用电成本的高低还与用电设施配置和维护、用电方式和用电效率等有重要关系，这些都是工商企业的内部因素，靠降低电价是影响不到的。工商企业用电设备配置合理性既会影响初期投入，还会影响后期运行成本，比如普遍存在的变压器配置“大马拉小车”现象，一些企业未重视用电无功补偿，还会产生高额的力调电费罚款等。

降电价可以实现降低工商企业部分用电成本，但降低工商企业用电成本不能简单等同于降电价，更不是简单地等同于降电度电价。也不能把降低工商企业用电成本简单等同于电力企业的义务，纯粹指望发电企业和电网企业降价。工商企业单位用电成本高也不等于电价水平高，在同一个电价水平下，不同的工商企业用电特性和管理水平不同，最后的单位用电成本都可能会出现较大差别。切实降低工商企业用电成本，就要通盘掌握影响工商企业用电成本的内外部各项主要因素。这些对于工商企业而言过于专业和复杂，很少有企业具备这个能力。而传统的电力行业并未催生出帮助工商企业降低用电成本的专业化服务，电力行业的转型和创新显然受到了制约。

除了使用电力产生的用电成本，还不能忽视获得电力的成本。工商企业除了承担红线以内的电力设施投资，有的还涉及到红线外本应该由电网企业承担的电力设施投资，有的甚至还要连带承担公共电力管廊的投资并无偿移交给电网企业，一些工业园区也是政府平台公司出资建设电力设施无偿移交给电网企业。时至今日，依然还存在电网企业利用独家运营权地位，垄断用户受电工程外线设计与施工，以电网安全为由变相限制用户自主选择设计与施工企业等权利，为关联企业承揽用户工程提供便利。尤其在工商企业配电设施验收通电环节，以电网安全为由通过关联公司收取施工单位费用，有的甚至高达工程总投资的 20%，最终转嫁增加了工商企业获得电力成本。甚至更严重的是，干扰和刁难工商企业以市场化方式自主选择的电力安装企业或采购的设备，影响工商企业正常用电申请、接入电网用电等。

即使是通过降低电度电价来降低工商企业用电成本，还需解决转供电环节降价传导不畅，甚至额外加价的矛盾（彭立斌、尹明， 2019）。转供电主要是商业综合体和部分工业园区，受此影响的多数是中小微企业。转供电形成的根本原因是电网企业没有也不可能承担所有的配电投资，从而形成各类社会资本多种方式出资解决供电“最后一公里”的格局，非电网所属的转供电资产因缺少监管形成灰色地带。规范转供电实质是完善政府电力行业治理的空白和细节。建议用市场化的方式让灰色地带透明，让社会资本合规合法、有合理回报地提供转供电服务。明确电网企业经营共用电网的功能定位和责任义务，专用电网谁使用谁投资，并建立接入费政策（杨娟， 2018）。由地方价格主管部门解决转供电价格政策，由地方能源主管部门监管电网无歧视开放和转供电质量，由地方市场监管部门来监管转供电市场行为，确保良好的市场环境，推动转供电走市场化方式运营。

因此， 在降低电价的同时，更要关注工商企业获得电力和使用电力的综合电力成本，包括解决背后的体制机制问题，转变政府工作方式，从计划思维转向市场思维，特别要避免用市场的方式诊断却开计划方式的药方。计划工作方式下各方更多是关注重点行业、重点企业，而全面降低工商企业用电成本将要面对的是千百万家工商企业，尤其是中小工商企业降低用电成本的效果，要始终坚持广大终端工商企业最终获得电力和使用电力的成本才是检验降成本工作的标准。降低工商企业电力成本的另一面是电网企业收入减少，依赖电网企业来实现降低工商企业电力成本缺乏长效激励机制，这就要求必须也只能通过市场化的方式来实现。全面、可持续地降低工商企业电力成本的关键，是建立市场机制，培育专业化的市场主体，引导社会资本投资、收购、租赁、运维工商企业配电设施，支持专业化公司通过电力大数据、综合能源服务等技术创新、金融创新、管理创新，结合行业有关管理部门的政策创新，共同帮助用电侧降低获得电力和使用电力的综合电力成本。降低电价方面的重点则在于加强电网投资等监管来降低输配电价，因地制宜调整和优化容量电价、分时电价等政策，根本性改革电价基金附加政策。

二、增量配电业务改革

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我国电力行业长期“重发、轻供、不管用”，厂网分开后的电网环节则“重输、轻配、不管用”。配电和用电环节发展不足，既有行业发展侧重点等客观原因，也有行业发展指导思想等主观因素。电网企业现有的运营模式和输配电价机制，就制约了电网在配电和用电侧的投入程度。换一个角度讲，配电和用电侧的需求投入规模远胜于输电环节（彭立斌， 2019），电网企业也无法承载全社会用电的所有配电和用电侧投资。事实上长期以来，许多配电投资都转嫁给了用电企业和地方政府或工业园区，以及包括转供电在内的社会资本。增量配电业务改革是落实中发〔 2015〕 9 号文件“探索社会资本投资配电业务的有效途径”，实现“促进配电网建设发展”“提高配电运营效率”的具体措施。由于自然垄断的规模经济、范围经济和成本弱加性等特点，理论上一个区域内的电网由一个公司独家运营可以实现成本最低。有观点认为，增量配电业务改革增加了电网管理主体和环节，进而会增加企业用电成本。这种观点片面强调配电网运营的垄断属性和成本弱加性，忽略了垄断的负面性。垄断企业具有天然的利益诉求维护其垄断地位，也有天然的垄断优势实现其诉求，更大范围的垄断带来更多的垄断利益，不利于维护用电侧的权益。电网并不是越大越安全，也不是越大越经济，不同区域的电网是可以由不同的公司来运营，尤其是配电网并不像输电网那样在较大范围内仍然存在规模经济，不同配电区域的多个运营主体之间可以对标，从而形成标尺竞争。火电企业标杆电价带来发电行业建设成本和管理成本不断下降，发电煤耗也不断降低（吴疆， 2015）。我国电信行业改革所取得的成功经验也证明了垄断环节是可以引入竞争的。

增量配电业务多是工业负荷集中的区域，是电力市场中发电企业和售电公司重要的售电客户，谁拥有了客户资源谁就拥有了发掘客户价值的机会。增量配电业务改革是极佳的切入点，而传统的电力行业发展模式并不重视用户服务，这也是工商企业电力成本高的重要原因之一。增量配电业务不是一个单纯吸引社会资本解决电网投资不足的改革措施，它将为用电侧服务创新与综合能源服务发展创造平台基础，向用户提供能源、信息、金融等多种创新服务，将是能源生产和消费模式转变乃至革命的开始，对于我国终端能源生产和消费方式的全面升级具有重要意义，甚至改变传统的配电网运营模式和盈利模式。对于外部投资者而言，如果仍将投资决策拘泥于配网项目本身的内部收益率等传统要求，忽视掉增量配电业务承载的诸多价值发现的机会，必然会错过进入的机会。积极贯彻落实党的十八届三中全会精神，在配电网领域实施混合所有制改革，有助于电网企业转换运营机制。

电力行业管理者不应该去担心增量配电业务如何盈利，社会投资者能不能生存下去，而是要相信市场开放后通过竞争迸发的活力和创造力，要给进入者充分发展的时间，要创造和维护良好的外部政策环境，尤其是监管电网企业，做好公平无歧视开放。对于地方政府和工业园区，增量配电业务开放也带来了选择权，过去被动出资建设、无偿移交或有偿委托电网企业运营维护的局面得到根本改变，极大地减轻获得电力的资金压力和工作压力，以往的投资也将不再是“负担”，而是获得价值体现甚至增值的机会。随着增量配网步入正轨，必然会有效降低区域内配电服务的成本，提高配电服务的质量，为产业发展创造更为有利的条件。如果用电侧服务创新与综合能源服务得到实现，更广泛的价值得到挖掘，将对当地的产业发展带来深远的影响。

增量配电业务放开真正影响到的是原来依附在电网垄断运营上滋生的既得利益生态，这是一个灰色地带，已严重制约了用电侧的专业化服务发展和创新转型。最初寄希望于售电侧改革推进，用电侧的用电工程和服务市场随之开放，通过竞争提高效率降低成本，从而释放改革红利。然而由于电网企业的垄断力没有得到有效约束，售电公司的出现并没有撼动这个灰色地带。如果我们能够了解到这块市场牵扯到的利益有多大，就不难明白增量配电业务在基层推广难度为什么那么大。由于对电网垄断环节的监管并没有那么到位，也由于配电业务嵌入实体经济方方面面，加之电网企业依然或多或少地承载着行业行政色彩，基层地方政府在面对改革阻力的时候往往非常无力和无奈。“皮之不存，毛将焉附”，随着增量配电业务的逐步放开，用户有了选择权，再确保监管到位，这个依附于电网垄断力的市场必然会向市场开放，只要是有资质、有实力的企业都可以为用户服务，这必将是降低实体经济用电价格之外，更能切实降低工商企业电力成本的有效途径。

增量配电业务的生存、发展和盈利等问题，并不是增量配电业务改革这个新生事物的全部，甚至不是核心问题。按照中发〔 2015〕 9 号文件精神，增量配电业务改革更重要的工作是，在其不断探索实践的过程中，通过解决区域划分、存量资产处理、三供一业移交、施工电源、电网接入、增量配电调度和运维等事项的办事规则、规范、标准等，实现我国配电领域多元主体、高效运营、规范发展，走向配电现代化，并建立和完善我们对电网领域的行业治理体系，提高行业治理水平。

三、电网投资的监管

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当前的输配电价改革为“管住中间”迈出了建设性的一步，但决定输配电价水平最重要一环——电网投资监管始终未引起重视。电网投资通过输配电价回收，投资规模的大小、投资成本的高低，以及投资的效率都直接影响输配电价水平。表面上看，电网企业是一个负责电力统购统销，通过购销价差或输配电价营利的企业，实际是一个通过输配电价回收不断的电网投资而获得可持续性收益的工程性投资型公司。

电网具有自然垄断属性，电网投资与输配电价密切相关，因此电网投资不是纯粹的企业自主行为，必须受到政府的有效监管。对垄断环节的监管分为社会性监管和经济性监管两部分，前者主要涉及环境、健康和安全等，后者的主要内容包括：准入退出、投资、服务质量和价格监管等（杨娟， 2012）。我国现行的投资核准制主要针对企业的市场化投资行为，侧重于社会性监管，对经济性监管偏弱，更谈不上对自然垄断属性的电网投资成本和效率的有效监管，不能适应电网投资监管的需要。也正是基于这样的监管政策，再加上电网企业很强的专业壁垒，多年来对电网投资的监管形式大于实质。

我国长期以来对电网价格采用基于成本加成的经济性监管方式，难以克服电网企业过度投资的 A-J 效应。电网环节已形成了规模庞大、产业链条完备且封闭的行业内部垄断，定额等设计规范均由行业内部制订，电网投资涉及的设备、材料等招标也由电网企业内部主导。电网企业虽然一定程度上规范了与下属集体企业资产、人员、管理等关系，但大量的事实关联交易依然存在。更为值得重视的是，虽然电网投资决定的输配电价直接关系到所在地方的经济和社会利益，但电网投资涉及到的招投标等环节却并没有纳入地方政府监管的范畴，而是电网企业内部监管，这是明显的责权不对等。

当前我国对电网投资、运营监管和价格监管分属不同部门，没有形成监管闭环。对电网投资规模及其合理性的监管，并没有同输配电价成本高低的责任挂钩，电网的服务质量、无歧视开放程度等也没有与其准许收益水平挂钩。造成的结果往往是，一边按照超前的电力需求增速做电网规划，并确定投资规模，另一边却按照保守的电力需求增速测算输配电价。电网投资成本偏高和效率偏低必然抬高输配电价水平，最终转嫁由消费者承担，这个矛盾在省级输配电价核定的博弈过程中表现的淋漓尽致。遗憾的是，等到输配电价水平矛盾爆发的时候，电网投资已经成为无法逆转的现实。

理论和实践经验告诉我们，在信息不对称和监管俘获等诸多困扰下，基于成本加成理论形成的电网投资监管和价格监管模式存在诸多弊端，在电网合理投资和政府有效监管之间难以找到有效的平衡点。激励性规制理论的发展为我们提供了诸多克服困难的方法。投资合理性方面，可以把电网投资和输配电价所需的电力需求预测水平固定在同一个锚上，把电网投资的利用效率和输配电价的成本摊销固定在同一个锚上，把电网服务质量和电网收益也固定在同一个锚上等。从输配电网的外部信息入手，通过建立多个输配电业务样本服务质量和绩效指标的比较，揭示有限但满足监管所必要的信息，减少和克服监管面临的信息不对称的困扰；透过多个输配电业务的绩效比较建立标尺竞争，促进被监管对象服务质量和绩效的不断提高。改善输配电网企业的会计制度，建立和规范被监管对象信息披露和申报规则；将输配电网投资和运行的成本和效率，服务质量与输配电价格监管真正关联起来。在有效监管的前提下，明晰输配电网投资回报预期，给予电网企业更多自主权，放松规划和投资监管，最终形成“投资、运营和价格”的闭环监管机制，实现用户享有服务，投资者合理收益和政府有效监管多方满意的共赢格局。

四、电网的产权关系

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为什么“9 号文件”中“放开两头、管住中间”的体制架构至今未能形成？为什么引入社会资本投资增量配电业务、调整电网企业运营模式等各项改革措施在实施过程中遇到那么多困难和阻力？为什么工商企业获得电力和使用电力过程中出现这样那样的问题？归根结底，我们的电力行业从政企合一到政企分开，再到继续进行市场化改革的过程中，电力行业并没有基于现代产业组织理论建立起清晰完备的产权关系，尤其是厂网分开后始终没有着手解决电网的产权关系，因此无法形成有效的监管体系，把电网环节的垄断力关进笼子里。

输配电网具有自然垄断属性，电力输配服务具有很明显的公共产品特点，因此只能垄断运营，并由政府监管。在一个产权清晰，监管制度体系完备的市场环境下，电网企业并不具有电网资产的所有权，通常是由政府授权的特许运营权，提供电力输配服务和履行普遍服务责任，并通过输配电价获得收益。这个授权在我国电力体制改革过程中从来没有被明确过，更没能在制度上建立起相应的法律程序。国家电网公司是由国务院授权，作为原国家电力公司管理的电网资产出资人代表。地方省级电网由国家电网作为出资人代表。中发〔 2015〕 9 号文明确“电网企业主要从事电网投资运行、电力传输配送，负责电网系统安全，保障电网公平无歧视开放，按国家规定履行电力普遍服务义务”，但并未明确电网实施特许运营权。由于我国没有明确输配电网的所有权和运营权分离，没有建立起电网特许运营制度，尤其是没有明确特许运营内涵里重要的准入和退出机制，再加上监管职能分散在财政、国资、发展改革委、能源局等不同的部门，有效监管无从谈起。

讨论输配电网产权的另一个维度，就是不同等级的电网资产究竟由谁来代表所有权，并行使特许运营的授权和对应的监管，这实际上是中央政府和省级地方政府的责权划分问题。从当前电力体制改革的需要，责权对等并有利于垄断环节监管的角度出发，可以将配电环节的事权明确给地方政府，中央政府层面行使输电环节的事权。发输配售的垂直一体化已不复存在，如何选择电网未来的产业组织模式，是继续厂网分开后的输配一体，或区域性的输配一体，拟或输配也分开，进而配电更加多元化等，随着对电网所有权和经营权关系及其监管的深入探讨也会迎刃而解。

在明确电网产权关系基础上，建立清晰的电网产业组织结构是建立完备的监管体系必要的前提。遗憾的是，当前的“管住中间”改革始终没有面对这个前提，直接后果就是改革政策和电网监管缺乏基础和共识。电网的产权关系不清晰和产业组织结构不明确，是造成电网环节监管薄弱的根本原因。这两个关键因素不解决，电力行业发展机制及其所决定的利益分配机制就不会变，既有格局下的任何调整终究是有限且短暂的。

五、自备电厂市场主体地位

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我国自备电厂的产生和发展有着特殊的历史与体制背景，是 20 世纪 80年代，“独家办电”的垄断体制弊端日益凸显，政府鼓励“多家办电”的直接结果，与电力短缺、供电能力不足的特定环境有关。不能抛开历史沿革，站在电力行业“走出短缺”后的今天，“孤立”甚至“否定”的角度看待自备电厂。伴随着改革开放四十年的发展，自备电厂早已不是“能耗高污染重”，也不是“用电成本低”这么简单，更不能笼而统之认定其“没有承担社会责任”。时至今日，自备电厂的存在和持续发展，某种程度上仍是获得电力难、不合理的高电价等客观现实推动形成的。

当前实体经济存在的问题是公用电网范围内的工业企业用电成本高，而不是自备电厂的成本低。所谓“社会责任”是指公用电网的工商企业用电价格承担了居民和农业用电的部分成本。强调自备电厂平等承担社会责任，其目的是通过自备电厂分摊来降低公用电网范围内的工商业电价，这既没有解决自备电厂积累的矛盾，也没有降低全社会总用电成本。与其纠结自备电厂社会责任分摊的“零和”问题，不如将公用电网与自备电厂对标对表，下足功夫沉心静气降低公用电网的工商企业电力成本。即使算上争议中要求分摊的社会责任，工业企业通过自备电厂获得电力和使用电力的综合成本仍然具有明显优势。我们要站在全社会经济全局利益的层面看待社会责任的分摊问题，而不是仅仅站在公用电网范围内的利益层面。

企业是市场经济的基本单元，市场通过价格信号发挥优化配置资源的作用。电力体制改革的主要目的也是“使市场在资源配置中起决定性作用”。当前电力产业政策不允许公用电网范围内建设自备电厂。从某种意义上讲，自备电厂也是市场配置资源的一种结果。在要求自备电厂承担社会责任的同时，也不能回避自备电厂应有的权益。在符合环保和能效约束的前提下，选择从公用电网用电，或者自备电厂自己供电，是工业企业在市场经济中自主决策的权利和结果，其决策依据也不只是经济成本这么简单。选择自备电厂的工业企业也促进就业和增加税收，同样为市场经济发展做贡献，是市场多样性的具体体现，政府要维护工业企业的选择权。交叉补贴等社会责任在多大范围内分摊，按什么程度分摊，应该由省级地方政府根据各自经济社会发展状况，因地制宜的统筹平衡和自主决策。不论是价格政策的差异化也好，还是社会责任的差异化也罢，都是政府治理经济的一种选择。

中央实施电力体制改革的目的，是推动电力行业从计划方式向市场方式转变，降低公用电网在内的全社会电力成本。规范自备电厂的实质，是新形势下在市场经济中角色定位的再明确，这背后的本质是政府治理方式的转变。改革的一项重要内容就是对过去一些模糊不清的或者不适应新形势的政策和观念，实事求是地予以优化和调整。政府部门对自备电厂实施专项治理，目的在于统筹经济社会发展的全局，规范自备电厂行业健康有序发展。政策制订者既要广泛听取各方意见，也要保持独立冷静客观公正，不能“拉偏架”。既不能拿用电成本低的优点“一俊遮百丑”，也不宜用违规自备电厂“管中窥豹”这个领域，更要避免被电力行业内局部利益驱动的舆论所左右。

六、用电侧的权益

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电力体制改革的最终目的是降低国民经济发展中获得电力和使用电力的综合成本。我国电力行业发展有一个显著的特点，始终处于封闭而不是开放的状态，围绕行业自身发展需要出发，站在电力行业自身权益角度，不断强调电力获得者和使用者可以做什么或不能做什么，否则政策上或经济上就予以制约或惩罚，而不是立足于对方需要什么，能为之做什么。不论是电网投资，安全运行的生产建设层面，还是在政策法规和发展理念层面，不论是在厂网一体的时期，还是厂网分开的阶段，用电侧获得电力和使用电力的权益始终得不到根本保障。

即使在以国家电力公司成立为标志的政企分开已逾二十年后的今天，电网企业依然有形或无形地承载着相当的行业管理职能或者行政色彩。电力建设质检、用户接电许可等都还是由电网企业履行，所有电力用户获得电力和使用电力必须也只能面对电网企业，电力行业诸多政策的解释事实上也是通过电网企业面向用户。面对电力行业专业技术壁垒和电网企业的垄断力，电力获得者和使用者几乎没有发言权，更谈不上选择权。再加上电力行业监管的滞后或缺位，用电侧的电力获得者和使用者权益并不明确，也很难维护。

这种权益的丧失不只是对电力的直接使用者，对于推动经济发展的地方政府而言也是如此。如前所述，地方政府为了发展经济获得电力，大量的配电网投资尤其是工业园区投资实际上是地方政府或其平台公司在承担，有的建成后还要无偿移交给电网企业，或出资委托电网企业维护，运维过程中出现故障或损失最终也是用户来买单。当前改革过程中不断出现仍未彻底改善的增量配电业务得不到施工电源，建成后接入上级大电网困难重重，地方电网总是遇到这样那样的理由难以扩大与大电网并网和下电规模，电网的公平无歧视开放等问题，企业在公用电网范围内选择自备电厂的权益受到制约，工商企业面对变相或隐晦的“三指定”，民营电力安装企业进入市场的玻璃门等，都充分体现了各类电力获得者和使用者权益得不到保障。这些问题的背后都反映了电力行业治理亟待变革，如何实现“管住中间”，把电网企业的垄断力关进笼子里，还原获得电力和使用电力应有的权益，是当前体制改革亟待解决的重点难点。

垄断力的存在就意味着垄断收益，也就是垄断租金，确保用电侧权益就要把电网企业的垄断力关进笼子里。一方面需要构筑规范周密的监管体系；另一方面需要区分电网环节的竞争性业务和非竞争性业务，也就是区分共用电网和专用电网。对于专用电网完全向市场开放，通过市场的力量来制衡垄断力。从某种意义上来说，这也是重新定位电网企业功能和服务范围，适度压缩垄断企业投资和服务范围未必不是好事，垄断约束一小步，市场就发展一大步。面对垄断的电网企业，电价政策的设计和执行也应该从有利于维护用电侧权益的角度来设置。然而现实是电价政策非常复杂，复杂到连政府监管部门也很少有人能够说得清讲得明。广大工商企业更是不具备了解和掌握电价政策、合理降低电力成本的能力，就更谈不上主张用电侧权益的能力。工商企业作为电力获得者和使用者，电力行业服务的对象，也不应该被期望或要求熟悉电价政策。电网企业处于垄断运营地位，处于电价政策和用电专业知识的绝对优势地位，工商企业则处于各种弱势地位，因为不了解电价政策等相关原因，一旦产生高额电费别无选择只能无条件认缴，非常不合理，这也是电力获得者权益缺失的具体体现。

监管政策要防止电网企业有意或无意地通过复杂的电价政策获得不合理利益。电网企业应履行电价政策告知义务，并承担提示工商企业可能产生不合理电费的责任，不论工商企业何种原因产生不合理高额费用，电网企业不能坐视不顾，照单收费。如果电网企业没有证据证明履行了告知义务和服务责任，参照法院关于电信行业的同类判例，可视为无效合同，工商企业有权拒绝付费，已产生的不合理用电费用，电网企业必须退回。比如基本电费，是选择按变压器容量缴纳，按照最大需量缴纳，还是按照实际需量缴纳，或者其他测算基本电费的方式。考虑到工商企业专业能力的弱势，政策可设计为按最低值缴纳而无须事前选择，由此带来的对电网企业准许收入的影响，则在省级输配电价平衡账户中统筹。还可以给予新开户申请用电企业一定时段豁免期，不收取基本电费和进行功率因素考核，对于出现的功率因素不合格现象，电网企业有义务加强指导优化等。

七、完善电力行业治理

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新中国成立以来，我国电力行业治理体系历经多次调整，总体是从“政企合一”到“政企分开”，并朝着“市场化”方向演进。然而时至今日，我国电力行业治理始终处于条块分割的状态，停滞在“重投资、弱监管，价格疏导成本”的计划模式，工程型管理特点明显，亟待走出“政府以抓项目投资来调控能源供给总量，电网环节的垄断力制约行业转型创新与用电投资和服务市场开放”的状态。竞争性的电源投资等环节，虽然已经形成了有效竞争的格局，但依然固守投资计划管理和行政审批，没有把投资决策权还给市场，始终走不出“过剩—短缺”的周期性困境。垄断属性的输配电网环节，依然停留在基于成本的定价模式，投资监管薄弱，无法约束垄断企业的过度投资和低效投资，没有把垄断力关进笼子里。我国电力行业治理亟待按照“放开两头、管住中间”的体制架构，建立“市场配置资源”和“政府有效监管”的体制格局。

电力体制改革的实践过程，实质就是监管者与被监管者博弈和行业监管格局重构的过程。截至目前，这个过程折射出浓烈的工程思维特点，尚未站到改革行业治理体系的高度。各方聚焦于具体业务技术层面的问题，掩盖了背后的行业管理如监管体系建设问题，也就涉及不到电网产权关系和电网产业组织结构，更谈不上从体制上推动改革。如果不能在根源问题上做出方向性选择和顶层设计，技术层面问题处理得再好，也是缘木求鱼。改革推进过程中还反映出来一个特点，出于对电力系统安全运行和电力可靠保障的担忧，我们改革的步履小心翼翼，颇似投鼠忌器。一方面借此实现要素成本降低、释放改革红利等多重效应；另一方面稍有压力就徘徊观望或蛰伏不前，甚至偃旗息鼓。改革者与被改革对象在操作层面无法形成均衡的博弈，这是改革推进四年来仍处于胶着状态，尚无明显起色的现实原因。此外，整个电改还存在着战略层面正确性和确定性与实践层面弱操作性和不确定性的矛盾。

完善电力行业治理的内涵是处理好市场和政府的关系，科学和艺术的运用市场和行政手段，引导电力行业通过价格信号引导合理投资，提高运营效率和服务质量，降低获得电力和使用电力的成本。电力行业治理的核心主要有投资、运营和价格三大监管环节。投资监管关乎有效供给，运营监管关乎效率、质量和公平，价格监管关乎投资回报和电力成本。在市场环节，通过价格信号引导投资，即市场配置资源。在垄断环节，形成“投资、运营、价格”闭环监管的治理体系。充分认识电力行业竞争性环节和自然垄断环节的本质和差异，推动电力行业的垄断环节从基础设施定位向公用事业定位转变。理清电网的产权关系，区分所有权和运营权，实施电网的特许运营制度，并引入激励性监管。改变电网企业投资监管，不再将其错位按照企业市场投资行为监管，不再将电网简单地作为拉动投资的手段。只有确实监管好垄断环节，做到管住中间，才能为放开两头创造好的基础条件。否则，竞争性环节降低的成本，很容易就被垄断环节增加的成本抵消，甚至反噬。

牢牢把握市场在配置资源中起决定性作用和更好发挥政府作用的精神，不断探索和丰富新时代中国特色社会主义市场经济体系中能源体制革命的内涵。基于现代产业组织理论构建新型电力行业治理体系，按照“投资、运营和价格”闭环监管的理念，将电力规划、投资和价格监管，运营和市场监管，行业管理等多项工作优化重组。监管好输配环节垄断力和健全市场规范，切实有效开放并推动用电侧投资和服务市场发展，通过市场机制，全面、可持续地降低工商企业电力成本。调整好中央和地方政府的分工，形成中央和地方界面清晰、协同管理的体制和机制，有效避免多头管理的信息壁垒和政策掣肘，实现市场配置资源和政府有效监管的良好格局。涉及地方的电力生产和消费，并在地方通过价格获得回报的环节，直接关系到地方经济社会利益，应该按照责权对应原则纳入属地管理，由省级地方政府履行投资管理和监管职能，核定价格。中央层面行使跨区跨省输送环节的投资、监管和价格事权，指导和监督地方政府按照能源体制革命要求，以市场发展方式推动电力行业发展和履行各项职能，加强能耗、能效、资源约束、环保等产业政策监管，而不再继续计划方式的投资规模控制。