电力市场改革现状及存在的风险分析

武艳杰，沈沛龙

（1.太原供电公司发展策划部，山西 太原 030006；2.山西财经大学财政金融学院，山西 太原 030006）

1 国家、区域、省级电力市场的改革现状

2002年，随着国务院《电力体制改革方案》[1]的出台，电力体制改革浪潮涌向大江南北，实行“厂网分开、竞价上网”。2006年9月1日，国家电网电力交易中心正式运行。2007年，区域电网电力交易中心正式投运，各省级电网交易中心正在逐步建立，国家、区域、省三级电力交易体系已经逐步形成。国家电力市场主要以年度、月度和中短期交易为主要手段，以特高压和跨区联络线为主要平台，实现了跨区域、省与省之间、厂与网之间的电力电量交易[2]。区域电力市场以中长期电量交易和短期平衡市场为主要方式，实现了区域内电力资源的优化和互济。省电力市场的基础作用体现在：落实三级电力市场中各种交易结果，实现电能有序供应和节能降耗。这三级市场是个有机的整体，是电力资源合理化配置的重要保障。我国的基本国情是长期以省级电力企业为经济实体，省级电力市场交易量占全部交易量的85%以上，是我国电力市场的基础。可以通过省级电力市场来促进节能降耗、环保减排，发挥在市场上的作用，规范交易行为，缓解厂网矛盾，提升服务水平。

2 电力市场改革过程中面临的风险

电力市场改革中会存在许多风险可能导致经营过程中出现风险，产生经济损失，这些风险可以从以下几个方面来分析。

2.1 竞价上网实行电价新机制给发电企业带来的风险

根据改革方案，发电企业竞价上网，将电价划分为上网电价、输电电价、配电电价和终端销售电价。发电企业竞价上网，竞价过程中彼此不知对方真实成本，只能依靠电力市场公布的信息，属于一种不完全信息竞争。如果报价过高，还会有不能上网的风险。若报价太低会有亏损的危险。而电网企业的销售电价是由政府制定并带有明显计划的性质，这样一来，一旦出现不能上网的风险，要么发电企业承担亏损，要么国家买单。以2008年为例，1—8月，五大发电企业合计亏损167.6亿元，8月20日起，国家发改委将全国火力发电企业上网电价平均提高两分钱/千瓦时。由于此次并不上调销售电价，因此，相当于由电网企业“让利”给发电企业，经估算，国家电网和南方电网两大电网一年将向火电企业补贴约500亿元。所以，只有进一步开放销售电价，才能实现真正意义上的市场化，减轻发电企业的负担。

2.2 电力法规不完善给电力市场化改革带来的风险

电力市场化改革的进程中，政府作为管理部门必须研究制定出支持电力市场化改革的相关法律法规政策，一来给予市场化改革以法律支持，二来可以有效打击市场化进程中不法企业的投机行为。从英、美电力市场改革的历程不难发现，每次市场改革都要做到政策法规和运营规则先行。而我国电力市场建设比任何一个国家都要复杂，相关法律必须随着市场建设的不断进行而及时修改。1995年12月28日，第八届全国人民代表大会常务委员会第十七次会议通过的《电力法》，结束了电力工业长期无法可依的局面，主要包括电力建设、电力生产与电网管理、电力供应与使用、电价与电费、农村电力建设和农业用电、电力设施保护、监督检查、法律责任等8部分。《电力法》在电力市场的规范方面还处于空白，现行《电力法》对有关电力市场、电力交易规则、新的电价形成机制、新型电力管理体制等内容上没有相应的规定，对其进行修订改革迫在眉睫。虽然中国在2002年就公布了电力改革办法，但至今未出台支持电改的相关法案。

2005年9月28日，国家电力监管委员会颁布的《电力市场运营基本规则》对电力市场的规范有一定的指导作用，但由于输电企业还未完全从供电企业剥离，部分主网架500 kV输变电设施还受供电企业管理，输电服务还没有实现其真正意义上的职能。该规则的风险管理部分提出：“建立电价平衡机制，制定销售电价、上网电价联动”。销售电价是国民经济的命脉，国家出于经济稳定等方面的考虑，目前销售电价还无法与上网电价联动，可见，基本运营规则与实际情况不适应。其次，《电力市场运营基本规则》只是规范性文件，还未上升到法律高度。

2.3 缺乏有效的监督机制带来的风险

我国电力行政管理还存在多头管制、职能分散的问题，以致发生建国以来最大的国有资产流失案，如山东最大的国有公司——拥有700亿元资产的鲁能集团，被几个身份不明的人物悄然侵吞。侵吞如此天文数字的国有资产，到案发为止，专门管理国有资产的山东省国资委居然毫不知情。2003年3月20日，我国成立了国家电力监管委员会，由于国家电监会是新成立部门，自身的管理体系还不够完善，许多规章制度在电力企业还不能有效执行，新政策的推行还必须通过国家发展改革委员会研究讨论，才能出台相关文件，这就有可能产生政策性阻滞。现阶段，电监会缺乏高度集中的管理体制和统一的运行规则，这对于电力市场的管理是非常不利的。2003和2004年，我国由于未能有效预测负荷，加之2000—2003年全社会用电量增长量远远超出发电装机增长量，以致20多个省出现了拉闸限电，电力供应一度面临供应紧张的局面。

2.4 发电原料差异带来的成本风险

水电与火电在单位千瓦造价方面相比较，水电大约为7 000～10 000元，30～60万kW国产机组的火电为5 400～6 300元，进口的66万kW机组为7 200～8 200元，水电比火电高约40%。随着煤炭价格的上涨，火电厂的发电成本还将上升。至于其他能源，如核能、风能在中国尚属新技术，对外国技术依赖性很大，成本都比较高，按照国内目前的行业平均水平，风电装机容量的成本为8 000～10 000元/kW·h，与造价约4 000元／kW的煤炭、石油等常规能源电厂相比，风电场的造价大约高出1倍。目前，每度风电的成本约为0.4～0.5元。在中国，调度交易中心至今仍受电网企业调配，电网企业既是买方又是卖方，这被认为不利于市场的公平开放。所以，在发电公司实行竞价上网时，水电公司的优势最为明显，一旦市场监管不到位，水电公司便有可能利用其成本优势与火电、风电等其他发电企业不公平竞争，如何保证市场的公平、公正、公开，便成为市场管理者制定电价的最大难题。

3 电力市场风险管理的若干建议

厂网分开、竞价上网的格局已经形成，近年来，中国投入巨资加强电力基础设施建设，这都为电力市场改革奠定了坚实的物质基础，然而电力市场改革是一个机遇与挑战并存的过程，以下是对电力市场风险管理的建议：①只有进一步开放销售电价，建立与上网电价联动的机制，才能从根本上解决发电企业的困难；②市场改革要做到政策、法规和运营规则先行，做好有关政策、法规和规则的研究工作，建立一个公平竞争的市场；③进一步完善国家电力监督管理委员会的职能，使之成为相对独立和统一的监管机构，强化对电力市场投资安全、价格等方面的专业化的监督。

电力市场化改革进程中需要不断借鉴美国、英国、俄罗斯等国外发达国家的先进经验，而在学习其在电力市场改革先进经验的同时，必须结合我国的基本国情，走一条有中国特色的电力市场改革道路，利用法制、政策、金融等手段来化解改革过程中的风险，使电力工业更好地为社会主义经济建设服务。