典型国家电改对我国电力市场建设的启示

20世纪90年代以来，金砖四国（巴西，俄罗斯，印度，中国）在世界政治和经济领域方面发挥着日渐深远的作用。巴西，俄罗斯，印度在政治、经济、法律、文化方面与我国有众多的相同之处，其工业化变革的时间与现状也各有特点，对于处于电力体制改革暨电力市场化改革初期的我国具有很强的类比及借鉴作用。

 

 

 

俄罗斯的电力市场化改革进程特点鲜明，甚至可以用“激进”这个词来形容。2008年7月1日，俄罗斯统一电力系统公司（RAO）暂停运营，电力行业被完全拆分重组，形成发电、输电、配电、销售、调度和交易管理等相互独立运营的企业。此外，俄罗斯政府鼓励在电网中引入私有资本投资，最终实现发输配售以及调度和管理等各个环节相互独立的目标。

 

俄罗斯电力市场化改革采用“循序渐进”的原则进行。在改革初期，以国内经济较为发达的地区作为电力市场化改革项目的试点，暂以15%的总发电量通过电力批发市场进行交易；随后在2006年新颁布的电力批发市场和零售市场交易规则的指导下，逐步提高电力批发市场的交易量，以10%～15%的总发电量作为电力市场交易量提高的单位，每年增加1个单位的电力市场电量交易比例。2011年开始，实现除居民用电以外的所有电量都通过自由交易的方式进行，并在2014年推出居民用电的相关交易规定。然而，俄罗斯政府在2010年对电力法进行修订，以保证政府对电力市场具有一定的控制权。

 

 

巴西私有化工业较为发达，水电资源比较丰富且电网输送距离较长，巴西电力市场化改革的方案具有与其经济结构、电源结构相适配的突出特点。1993年第8631号法令的颁布开启了巴西的电力市场改革的历程。巴西的电力体制改革主要涵盖两部分：一是随着国民经济的快速增长和人民生产生活水平的不断提高，巴西的用电需求迅速增长，迫切需要新的投资来增加发电能力和扩展电网建设。电网建设资金缺乏的问题使得巴西不得不将电力行业向私有资本开放，允许外资企业以项目融资方式进入市场(通常以Build Operate Transfer，简称BOT形式)，这一措施成功解决了巴西扩展发电能力和电网建设资金短缺的问题，改变了巴西电力工业的困境。二是由于巴西水电资源丰富，是发电的主导电源类型并且具有输电距离长的特点，因此巴西必须选择与自身国情相适应的电力市场模式。

 

在国家经济政策发生巨变的环境下，为适应国际竞争，巴西开展了以国有电力企业私有化为指导思想的电力市场化改革。巴西政府于1993年颁布的第8631号法案奠定了巴西电力体制改革的基础，该法案规定对电价实行价格上限管制，并且允许电力公司提高售电价格来提高经济收入。在1995年发布的第8987号法案（“租让法”）中规定，允许所有公共服务行业竞标建设，同年的9074号法案规定电力的发电和配电部分对私有资本开放，私人资本可直接建设发电配电设施。此外，超过10兆瓦容量的大电力用户可直接与电力公司或独立电力生产商进行交易，巴西国有电力公司垄断的局面至此被终结。1996年开始，电力公司大范围私有化的过程陆续不断的在巴西各地区进行，期间共有27家私有电力公司和26家州立电力公司成立，直接促使巴西的全国电力批发市场的形成。美国、法国、西班牙、葡萄牙等外资企业主要通过项目融资（BOT）的方式进入巴西电力市场，投资规模以中小型发电站为主。巴西电力工业私有化过程的三个阶段如表所示。

 

 

印度电力市场改革于20世纪90年代开展。在改革之前，印度由各州具有垄断性质的国家电力局（SEB）向用户提供电力供应服务。为了打破垄断，1991年印度开始进行电力市场化改革，颁布了以《电力法2003》（ Electricity Act2003）和《国家电力法和目录电价》（ National Electricity Policy and the Tariff Policy）为代表的纲领性法案。改革的目标是通过打破国家电力局的垄断，在发输配电环节并引入私人资本投资建设，从而解决电力行业资金不足、供电不足、电力服务质量差等问题。

 

目前印度的发输配售各个环节均引入了私人资本以提高市场竞争水平。在发电方面，中央政府性企业、地方政府性企业以及私有资本企业均占有一定比例的发电市场份额。在输电方面，印度的国家、区域和邦级电网三级输电系统分别由不同层次的电力企业管理，跨区或区域内跨邦的电力交易由国家电网管理，邦内电网业务由邦级输电公司进行管理。在配电方面，在每个邦内有数家配电公司，配电公司可以是政府拥有也可由私人资本投资成立。在调度方面，国家和区域调度中心为国家电网公司所有，进行国家和区域级输电网的调度，而邦级调度中心归属于邦电力公司或电力局，进行邦内电网的调度。在交易机构方面，印度的交易机构是独立运行的，拥有印度能源交易所（IEX）和印度电力交易所（PXIL）两个交易所，主要负责跨邦交易。

 

 

纵观国外的电力市场化改革的历史，虽然各具特色，但可以总结出一些具有共性的结论。

 

电力市场改革需要完善的顶级设计。从世界各国电力市场化改革的发展和现状来看，这些国家电力市场化改革政策能够落地并取得实效的根本原因在于坚持了以中央政府为引导，实施顶层设计，规划政府的转型功能、产业结构调整、市场建设、电价市场化、监管规则和相关法律法规的总体步骤和配套措施，形成合理、正确的改革步骤。各利益主体充分参与顶层设计，政府也积极听取了利益各方的诉求，最后达成基本一致并立法推进，改革过程中阻力相对较小，执行力很强。中央政府在改革过程中需要始终有着一定的控制力，在改革中出现问题时及时调整改革方向和正确应对，确保政策执行的有效性和可操作性。

 

电力市场化改革需要完善的法律保障。总结世界各国在电力市场改革方面的成功经验，可以看出在电力市场改革之前各国都先进行了详细的磋商和调查，先立法再改革，先试点再展开。由此说明制定一个完整和成熟的法律监督体系能够规范市场行为和保证市场有序运行，是确保电力市场化改革成功的关键步骤之一。电力工业是关系国民经济的重要支柱产业，电力市场化改革更是电力工业蓬勃发展的必经之路。因此，改革措施越重要，就需要越多法律上的保护和授权，改革过程必须严格按照法律程序进行，以确保所有改革措施都是在法治法规的前提上进行。健全的法律、法规能够保障改革政策的持续性和合规性，保障电力市场化改革的有法可依和有法必依，能够维护市场的公平、公正和有序竞争。

 

电力市场化改革需建立起与我国国情互相适应的电力市场机制。目前，世界各国有许多不同的电力市场模式，这些市场模式都是与该国国情和发展阶段紧密相连且互相适应的。因此在电力市场化改革进程中，除了要充分考虑各国的实际情况，还要考虑如何提高整个产业的经营效率，从而促进电力工业的可持续发展。美国以天然气为代表性的清洁能源占国内发电容量的50%以上，如何大规模促进可再生能源发展的市场机制是美国电力市场建设的一个重要趋势。英国通过四次具有里程碑意义的电力市场改革，表明即使电力市场改革的目标是既定的，电力市场体系规则也是不断发展的，需要在市场的运作实践过程中不断地发现问题和纠正问题。典型新兴国家巴西更是因为本国以水电为代表的可再生能源占本国发电容量90%以上且水电远离负荷中心，必须依靠长距离传输的特点，从而选择了与本国源荷分布结构和能源类型相适应的特点鲜明的电力市场化模式。总之，在确定电力市场模式，进行电力市场化改革时需要遵守以下原则：一是电力市场模式应与国家电力源荷分布状况以及电力市场改革阶段相适应。二是要确保市场在健全的法制监管体系下有秩序的运行。三是制定竞价模式时应充分考虑市场主体可能出现扰乱市场秩序的行为，防止发电公司和电力用户滥用市场力或投机行为的出现以规避市场风险。四是市场模式的确定应有利于国内电力工业的科学协调和可持续发展。

 

 

2015年作为落实中发[2015]9号文政策的元年，电力市场从原有的计划管理模式逐步向完善的市场化模式过渡。在电力市场化改革初期，各省各区政府在制定和颁布相应的交易规则时充分考虑了本省的实际情况，以及改革过程中平稳过渡和政策具有实际可操作性的特点，如根据各省实际情况组建了不同所有制的省级电力交易中心，根据国家能源局颁布的《中长期电力交易基本规则（试行）》和各省源荷结构，制定了适用于本省实际情况的交易规则。虽然这符合中国电力市场建设初期的基本要求，但仍存在许多不完善和不成熟的地方，随着电力体制改革的推进和电力市场改革的深入，电力市场必将继续成熟和完善。

 

 

健全完善电力市场体系应在具有中国社会主义特色的客观经济规律的指导基础上，坚持可持续发展，发展低碳节能经济，鼓励市场主体参与市场交易，打破跨省跨区交易壁垒，不加歧视地放开电网，从而促进市场竞争水平的提高。电力体制改革改变了电网公司的传统盈利方式，以往通过购买和销售电力来获取中间差价的盈利方式将不复存在。传统盈利方式的改变将使得电网公司进行内部业务创新，找准自身定位，发展多样化的服务业务，对电力市场体系进行优化，从而扩大市场规模，保障电网公司能够获取合理的收益。

 

 

科学透明的独立输配电价体系改变了电网公司传统的盈利模式，还原了电力商品属性，明确了输配许可证的成本核算方法，建立了成本约束和激励机制。按照“成本加合理收益”的收入原则，应对电网公司允许的收入和不同电压水平的输配电价格进行核定，防止电网公司垄断价格现象的再次出现，并明确电力相关政府性资金和居民用户的交叉补贴，实现价格透明化，收益合理化。最后进行信息披露，公开接受社会舆论的监督，防止权力腐败现象的滋生和蔓延。对于国家的电网企业而言，这将是机遇与挑战并存的一次重大改革。在未来以市场为导向的运营模式中，电网公司将打破垄断，与发电公司和电力用户一起培育市场。市场越健全，竞争越充分，电网的发展空间就会越大，资本效率的发挥程度就会更高。

 

 

建立健全电力交易中心治理结构，完善电力市场交易规则和相关的监督管理法律法规以及制度，充分考虑社会市场主体各方的意见及监督作用，按照“平稳起步，有序推进，相对独立，依规运行，依法监管，保障公平”的原则，促进交易机构标准化运作。积极推进电力交易机构股份制改造和相对独立的标准运作，构建开放、透明、功能齐全的电力交易平台，提供规范、可靠、高效的电力交易服务。逐步完善电力市场交易机制，形成以中长期交易为主，以现货市场为补充的电力市场交易机制，同时完善辅助服务市场机制，与电能量市场有机结合，形成体系完善、引导市场往良好方向发展的电力市场体系。通过以点带面的过程，首先进行电力现货市场试点工作，然后再扩大现货市场范围，达到稳步前进的要求。同时，建立功能完善的电力市场交易技术支撑系统，完善信息发布、界面设计、交易平台管理等环节的系统建设。

 

 

继续探索和完善电力对社会资本的开放电力销售业务，培育电力销售竞争主体，使电力用户可以自由选择供电方，提高电力销售服务质量。鼓励销售主体对业务模式和服务内容大胆创新，鼓励社会资金参与电力销售方面的改革，参与增量配送网络的建设和运营，形成高竞争水平的电力市场体系，提高能源利用效率水平，保障电网的安全性和可靠性。探索售电公司参与以建筑能效评估、建筑节能改造为代表的综合节能增值服务和以智能家居、高级计量基础设施( advanced metering infrastructure， AMI)为代表的智能电网条件下的增值服务。

 

 

建立优先发电和优惠购电系统，规范和完善市场交易的市场价格调整机制，对新能源或清洁能源机组发电给予一定的保障和优先发电权，对于需求侧响应用户或调峰、储能用户给予一定的购电优惠。鼓励各市场主体签订中长期合约，规避市场价格波动带来的风险。水电、核电、风电、太阳能等清洁能源应受到国家规划的保障予以优先发电。有序放开跨省输电计划，引入市场交易竞争机制，使得跨省区域跨区域输电计划将逐步过渡到优先发电计划和有序实现直接交易相结合，通过市场优点弥补固定输电电量计划的不足，促进跨省跨区的电量交易机制的形成。鼓励电力用户不再执行目录电价，通过电力市场交易来实现资源的合理配置同时促进竞争，提升市场化水平和降低电量价格。除优先购电和优先发电外，鼓励发电企业的其他上网电量由市场主体通过双边协商、挂牌交易等手段确定，通过逐步提高市场电量比例，扩大市场规模来促进市场竞争水平，建立蓬勃有活力的能源经济发展生态。按照循序渐进的原则，在电力市场体系更加完善和成熟的时候，除上网电价和公益性电量以外的所有发电量的销售价格都将向市场主体放开。

 

本文刊载于《中国电力企业管理》2019年02期，甘凌霄、丁江桥供职于贵州电网有限责任公司电力交易中心，朱灵子供职于贵州电网有限责任公司电力调度控制中心

 

原标题:典型国家电改对我国电力市场建设的启示