中国电改经历的四个阶段

第一阶段(1978—1985年)：主要解决电力供应严重短缺问题。推行“集资办电”，解决电力建设资金不足问题。电力部提出利用部门与地方及部门与部门联合办电、集资办电、利用外资办电等办法来解决电力建设资金不足的问题,并且对集资新建的电力项目按还本付息的原则核定电价水平，打破了单一的电价模式，培育了按照市场规律定价的机制。

第二阶段(1987—2002年)：主要解决政企合一问题。提出“政企分开，省为实体，联合电网，统一调度，集资办电”的“二十字方针”和“因地因网制宜”的电力改革与发展方针。将电力联合公司改组为电力集团公司，组建了华北、东北、华东、华中、西北五大电力集团。1997年1月16日，中国国家电力公司在北京正式成立。这个按现代企业制度组建的大型国有公司的诞生，标志着我国电力工业管理体制由计划经济向社会主义市场经济的历史性转折。此后，随着原电力工业部撤销，其行政管理和行业管理职能分别被移交至国家经贸委和中国电力企业联合会，电力工业彻底地实现了在中央层面的政企分开。

第三阶段(2002—2012年)：厂网分开与电力市场初步发育阶段。2002年12月，国务院下发了《电力体制改革方案》(即电改“五号文”)，提出了“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的16字方针并规划了改革路径。总体目标是“打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监督下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。”根据该方案，电力管理体制、厂网分开、电价机制等一系列改革开始推进。

但是，后来国内外经济与电力供需形势出现较大变化，改革环境风险加大，利益纷争加剧，意见分歧较多，致使电力改革裹足不前，与国际趋势偏离渐甚，未能实现改革初衷。2003年，中国经济增长速度达到10.5%，电荒苗头开始显现，发电企业竞价上网动力明显不足;2003年8月14日的美加大停电事故、后续的英国伦敦与欧洲电网等多起大停电事件、2008年国内南方冰冻灾害后的大停电事故，以及国外电力改革后出现的市场操纵与电价上涨等负面效应加大了国内对电改引发通胀预期和不稳定因素的担忧，使得改革重心向维护电网安全稳定运行偏移。近年来，国际低碳转型趋势以及国内能源环境问题的日益严峻，促使我国加快发展可再生能源发电技术，对电网安全稳定运营的依赖性提高，市场化改革态度则较为保守，改革步伐放缓。然而，经济改革不应随着个人意志而转移，而是要符合一国国情与经济发展规律。

自2002年电力体制改革实施以来，中国电力产业供应能力大幅提高，要素生产率有所提升，电价形成机制逐步完善，如发电环节实行了发电上网标杆电价，部分省份对输配环节差价进行了初步核定，销售环节相继出台了差别电价、居民阶梯电价与惩罚性电价政策等。然而，电力市场改革还面临许多矛盾和问题，如电力交易机制还很薄弱，市场定价机制尚未有效形成，某些业务领域的行政性垄断依然过强，管制制度与管制专业化水平有待提高，企业生产效率还有很大的提升空间，企业产权制度单一、内部人控制甚至腐败的问题依然突出，市场配置资源的决定性作用难以发挥，产业组织间的利益博弈与矛盾突出，节能高效环保机组不能被完全有效利用，弃水、弃风与弃光现象突出。此外，现行政府管制电价政策不灵活，电价调整滞后于市场供需形势与能源成本变化，不能合理地反映用电成本与资源价格，缺乏对供需机制、竞争机制与外部性的有效反映。

随着中国经济步入新常态，国际国内经济形势的各种不确定因素和风险加大，电力需求出现明显放缓趋势，电力能源环境问题与安全问题凸显，如何针对新形势下的能源电力经济进一步深化改革，成为政府工作的重点。第四阶段(2013年至今)：电力体制改革进入新常态，市场化步伐加快。目前中国经济已经步入新常态，在增速回落调整与结构转型升级的经济形势下要实现“十三五”规划，未来的一段时期，电力体制改革必须要与其他领域改革一起不断推进和深化，这将构成中国式电力体制改革的新常态。这一阶段的特点如下：一是政策密集出台;二是我国经济进入新常态发展阶段，电力经济也进入新常态发展时期;三是电力市场改革落地实践，输配电价与售电侧开放等改革成为热点;四是电力产业组织结构调整加快，电价制度更加灵活;五是更注重可再生能源开发与应用;六是注重顶层设计与企业共识相结合。

(作者为华北电力大学副教授，中国社会科学院研究生院国际能源安全中心研究员，研究领域为能源与电力经济、能源安全。)