规则应市场而生

　　曾经，在计划色彩浓重的中国电力行业，市场机制一直被避讳公开提及。
　　然而，按照《电力体制改革方案》要求，“十五”期间电力体制改革的主要任务之一，就是实行竞价上网，建立电力市场运行规则和政府监管体系，初步建立竞争开放的区域电力市场。当市场规则被提升为官方用语时，公平、效率、发挥市场在资源配置中的基础作用成为此轮改革的期待。
　　理论上，建立市场规则就要“根据需求以最经济的方法规划电源和电量，达到最高利润率”，以回报率冲击计划时代的分配体系，以一种“激励兼容”的实证力量帮助新规则生成。但是，实现期待目标并非易事。
　　而作为社会主义市场经济体制建设有机组成部分的电力体制改革，五年来对改变市场规则作出积极贡献，“初步打破了电力垄断格局，给电力工业带来了深刻变化”。
　　这些变化影响深远。２００２年１２月，电力行业组织架构开始调整，原有组织体系被彻底打乱，引入的是符合市场运行规则的新体例。在这一框架下，原国家电力公司进行了分拆重组。随着１１家新的中央电力企业集团旋风般陆续宣告成立，我国电力工业长期以来的垂直一体化垄断经营模式被打破。
　　２００３年，国家电网所属东北等五大区域电网公司相继挂牌成立，以区域电网公司为主体的输电运营框架形成，为建立区域电力市场、实现电力资源更大范围优化配置创造了基础性条件，使从体制上动摇“省为实体”的行政壁垒成为可能。
　　政企分开、厂网分开后，形成了华能、大唐、华电、国电、中电投５大发电集团和神华集团、国家开发投资公司、华润集团等中央发电企业以及众多地方、外资、民营发电企业多家办电、多种所有制办电的竞争格局，企业办电积极性普遍高涨。５年的时间，全国发电装机和发电量年均增长率达到１３．１％和１３．８％，增加电力装机接近前５２年的总和，电网２２０千伏及以上线路长度增加１０万多千米，相当于新中国成立以来前４５年的总和。这是中国速度，也创造了世界电力发展的纪录。
　　基于市场规则的电力市场建设也在加快步伐。按照改革设想，区域电力市场建设将是电力体制改革的重要任务和方向，而区域电力市场建设的目的是形成和确立电力资源的市场配置机制。
　　２００３年２月，在不无善意的担忧中，东北电力市场试运行率先启动，这是一次不能“追求完美的勇敢行动”，因为行动本身早已超越了现实层面的忧虑，代表了一种国家推动改革的坚强意志；正是有了东北电力市场运行的经验，同年６月试运行的华东电力市场，现在已具备正式试运行的基础条件。
　　２００４年４月，南方电力市场建设工作正式启动，并于２００５年１１月进入模拟试运行阶段。目前，华北、西北、华中市场建设方案框架也已经明确。经过努力，区域电力市场在实际运行中发挥了市场配置资源的基础性作用，电力安全生产水平进一步提高，市场监管得以强化。
　　国有资本高度集中的电力国企改革中，“现代企业观”获得了重新定位。中央及省市层面的主辅分离逐步实现，刻划着更有活力的行业管理格局。在效率和成本的规则下，供电煤耗，发电项目造价水平，电网线损率等指标出现“历史最好水平”的下降，对国企生产效率的提高作出了最好诠释。

　　竞争随市场而成

　　电力是国家垄断行业，也是公共产品。有专家认为，按照国际惯例，其收益率不应该超过６％，收益率保持在３％~４％是合理区间。而在５大发电集团的２００６年度报告中，业绩已不能仅仅用“斐然”形容。
　　从组成“回报率”的重要财务指标最新统计结果看，５大发电集团２００６年实现利润均较上年同比增长１８％，增长最高的中电投竟高达９１．４７％；净资产收益率均保持在３％以上。而这一切，都与改革所追求的发电侧竞争态势形成紧密关联。“竞争，激发了发电企业创新的潜能，发电侧竞争态势成为电力市场化进程的亮点。”
　　在“打破垄断、引入竞争”的策略下，从２００２年起，中国电力行业先后实施厂网分开、重组国有电力资产、培育电力市场、建立合理电价形成机制的改革。目前，初步形成“政府宏观调控、监管机构依法监管、企业自主经营、行业协会自律管理和服务”的电力体制新格局。
　　其中，竞争格局是改革所必需。５年来，中国电力市场发电侧竞争已激发出源源活力。截至今年６月底，五大发电集团装机容量比２００２年年底组建时增加１２５％。电力企业开始进入自主经营、自负盈亏、自我约束、自我发展的新管理阶段。华能、国电、华电等７家企业进入中国５００强企业，国网、南网迈入世界５００强企业。
　　为实施售电侧市场放开政策，构建多买方———多卖方的竞争市场结构也是重要环节之一。大用户直接交易走上前台。
　　２００５年３月８日，我国首家大用户直接交易试点———吉林炭素股份有限公司试点率先签约，开启了用户与电厂直接见面交易的崭新交易模式。据统计，２００５年３～１２月、２００６年、２００７年１～９月，吉林试点分别实现直购电量４．７亿、４．６亿和３．６亿千瓦时。２００６年１１月１３日，第一个采用“点对多点”模式的广东台山直购电试点也正式宣布实施，２００６年１２月至２００７年９月，广东试点实现直购电量１．６亿千瓦时。实践证明，开展大用户与发电企业直接交易，促进了用电企业主动贯彻国家产业政策，落实国家环保要求，助推节能降耗减排的战略目标。
　　而配合节能减排战略目标的发电权交易，也在江苏、河南等地方试水施行，成效显著。发电权交易也以自身所倡导的“公开透明、竞价撮合”的竞争方式，来营造合理的电力市场利益机制。
　　“在竞争中做出取舍，其实质就是选择不做哪些事情。”市场竞争的引入，丰富了中国电力行业发展战略的工具选择，电力市场化改革在竞争中正在做出理性取舍。

　　监管为市场而立

　　先进监管理念推动下的电力市场管制架构得以创立，并开始正确履行电力监管职责。
　　２００３年３月，作为我国基础产业领域实行新型管理体制的创举，国家电监会成立。设立独立电力监管机构是国际通行做法，但在中国这一限制条件较多的大国，电力监管是纯粹意义上的新生事物。所以，匍立之始，电力监管能力建设就被提上了工作日程。
　　在可以充分行使职责的安全监管领域，电力监管能力发挥了重要作用。自２００３年１２月以来，全国电网运行和电力安全生产基本平稳，没有发生重特大人身伤亡和设备毁损事故，没有发生大面积停电事故。２００５年，全国电力系统人身死亡事故同比降低３７％，设备事故同比降低１７％；２００６年又分别同比降低５８％和４２％。
　　备受各方关注的电价、投资改革也稳步推进。电价改革是电力体制改革的关键环节。电价改革的最终目标是形成科学的电价形成机制、电价体系和电价结构，发挥电价引导电力供需、合理配置资源的作用。
　　２００３年７月，与电力体制改革和电力市场建设相配套的《电价改革方案》确立了电价市场化改革的总体方向，明确了发售电价格由市场竞争形成，输配电价格由政府监管的改革目标。上网、输配和销售电价相继出台，新建机组执行统一标杆电价，煤电价格联动，高耗能产业差别电价及可再生能源发电价格等价格调节手段不断丰富。电价管理正逐步规范。
　　电力建设项目由审批制改为核准制，逐步赋予企业更大投资决策权。２００５年５月１日，《电力监管条例》正式颁布施行，标志着政府对电力工业管理步入依法监管新阶段。适应电力市场化需要的电力法规体系逐步完善，为全面深化电力市场化改革创造了条件。
　　２００７年７月，江苏在全国率先实现了对燃煤机组烟气脱硫的实时监控，电力监管机构又一次成功实践了监管理念的方法创新，实现了脱硫目标的“两高一降”。
　　２００７年下半年，一场引人注目的将预留国有电力资产变现，进而清理历史“欠账”的行动步入最后收官阶段。这是在２００６年妥善解决河南丹河电厂企业归属、新疆发电资产划转移交、湖北青山热电厂“一厂三制”等厂网遗留问题后，又一项涉及庞大数额的国有电力资产变现行动。
　　５月３０日，９２０万千瓦发电资产部分股权转让协议签字，３８家标的资产，出售总价约１８７亿元，较账面净资产１１９．７亿元溢价约５６％，变现资金将用以支付电网主辅分离改革成本。据悉，这是按市场化方式处置国有电力资产的有益尝试。同年８月，发电资产划转移交遗留问题基本得到妥善解决。
　　值得注意的是，随着“６４７项目”和“９２０项目”两笔数额庞大的国有电力资产逐步完成变现处置，不仅标志着持续多年的“厂网分开”历史遗留问题基本解决，中国“十一五”电力体制改革又将开始更新一轮的“起步加速”。