電力市場改革現狀及存在的風險分析

武艷杰，沈沛龍

（1.太原供電公司發展策劃部，山西 太原 030006；2.山西財經大學財政金融學院，山西 太原 030006）

1 國家、區域、省級電力市場的改革現狀

2002年，隨著國務院《電力體制改革方案》[1]的出臺，電力體制改革浪潮涌向大江南北，實行“廠網分開、競價上網”。2006年9月1日，國家電網電力交易中心正式運行。2007年，區域電網電力交易中心正式投運，各省級電網交易中心正在逐步建立，國家、區域、省三級電力交易體系已經逐步形成。國家電力市場主要以年度、月度和中短期交易為主要手段，以特高壓和跨區聯絡線為主要平臺，實現了跨區域、省與省之間、廠與網之間的電力電量交易[2]。區域電力市場以中長期電量交易和短期平衡市場為主要方式，實現了區域內電力資源的優化和互濟。省電力市場的基礎作用體現在：落實三級電力市場中各種交易結果，實現電能有序供應和節能降耗。這三級市場是個有機的整體，是電力資源合理化配置的重要保障。我國的基本國情是長期以省級電力企業為經濟實體，省級電力市場交易量占全部交易量的85%以上，是我國電力市場的基礎。可以通過省級電力市場來促進節能降耗、環保減排，發揮在市場上的作用，規范交易行為，緩解廠網矛盾，提升服務水平。

2 電力市場改革過程中面臨的風險

電力市場改革中會存在許多風險可能導致經營過程中出現風險，產生經濟損失，這些風險可以從以下幾個方面來分析。

2.1 競價上網實行電價新機制給發電企業帶來的風險

根據改革方案，發電企業競價上網，將電價劃分為上網電價、輸電電價、配電電價和終端銷售電價。發電企業競價上網，競價過程中彼此不知對方真實成本，只能依靠電力市場公布的信息，屬于一種不完全信息競爭。如果報價過高，還會有不能上網的風險。若報價太低會有虧損的危險。而電網企業的銷售電價是由政府制定并帶有明顯計劃的性質，這樣一來，一旦出現不能上網的風險，要么發電企業承擔虧損，要么國家買單。以2008年為例，1—8月，五大發電企業合計虧損167.6億元，8月20日起，國家發改委將全國火力發電企業上網電價平均提高兩分錢/千瓦時。由于此次并不上調銷售電價，因此，相當于由電網企業“讓利”給發電企業，經估算，國家電網和南方電網兩大電網一年將向火電企業補貼約500億元。所以，只有進一步開放銷售電價，才能實現真正意義上的市場化，減輕發電企業的負擔。

2.2 電力法規不完善給電力市場化改革帶來的風險

電力市場化改革的進程中，政府作為管理部門必須研究制定出支持電力市場化改革的相關法律法規政策，一來給予市場化改革以法律支持，二來可以有效打擊市場化進程中不法企業的投機行為。從英、美電力市場改革的歷程不難發現，每次市場改革都要做到政策法規和運營規則先行。而我國電力市場建設比任何一個國家都要復雜，相關法律必須隨著市場建設的不斷進行而及時修改。1995年12月28日，第八屆全國人民代表大會常務委員會第十七次會議通過的《電力法》，結束了電力工業長期無法可依的局面，主要包括電力建設、電力生產與電網管理、電力供應與使用、電價與電費、農村電力建設和農業用電、電力設施保護、監督檢查、法律責任等8部分。《電力法》在電力市場的規范方面還處于空白，現行《電力法》對有關電力市場、電力交易規則、新的電價形成機制、新型電力管理體制等內容上沒有相應的規定，對其進行修訂改革迫在眉睫。雖然中國在2002年就公布了電力改革辦法，但至今未出臺支持電改的相關法案。

2005年9月28日，國家電力監管委員會頒布的《電力市場運營基本規則》對電力市場的規范有一定的指導作用，但由于輸電企業還未完全從供電企業剝離，部分主網架500 kV輸變電設施還受供電企業管理，輸電服務還沒有實現其真正意義上的職能。該規則的風險管理部分提出：“建立電價平衡機制，制定銷售電價、上網電價聯動”。銷售電價是國民經濟的命脈，國家出于經濟穩定等方面的考慮，目前銷售電價還無法與上網電價聯動，可見，基本運營規則與實際情況不適應。其次，《電力市場運營基本規則》只是規范性文件，還未上升到法律高度。

2.3 缺乏有效的監督機制帶來的風險

我國電力行政管理還存在多頭管制、職能分散的問題，以致發生建國以來最大的國有資產流失案，如山東最大的國有公司——擁有700億元資產的魯能集團，被幾個身份不明的人物悄然侵吞。侵吞如此天文數字的國有資產，到案發為止，專門管理國有資產的山東省國資委居然毫不知情。2003年3月20日，我國成立了國家電力監管委員會，由于國家電監會是新成立部門，自身的管理體系還不夠完善，許多規章制度在電力企業還不能有效執行，新政策的推行還必須通過國家發展改革委員會研究討論，才能出臺相關文件，這就有可能產生政策性阻滯。現階段，電監會缺乏高度集中的管理體制和統一的運行規則，這對于電力市場的管理是非常不利的。2003和2004年，我國由于未能有效預測負荷，加之2000—2003年全社會用電量增長量遠遠超出發電裝機增長量，以致20多個省出現了拉閘限電，電力供應一度面臨供應緊張的局面。

2.4 發電原料差異帶來的成本風險

水電與火電在單位千瓦造價方面相比較，水電大約為7 000～10 000元，30～60萬kW國產機組的火電為5 400～6 300元，進口的66萬kW機組為7 200～8 200元，水電比火電高約40%。隨著煤炭價格的上漲，火電廠的發電成本還將上升。至于其他能源，如核能、風能在中國尚屬新技術，對外國技術依賴性很大，成本都比較高，按照國內目前的行業平均水平，風電裝機容量的成本為8 000～10 000元/kW·h，與造價約4 000元／kW的煤炭、石油等常規能源電廠相比，風電場的造價大約高出1倍。目前，每度風電的成本約為0.4～0.5元。在中國，調度交易中心至今仍受電網企業調配，電網企業既是買方又是賣方，這被認為不利于市場的公平開放。所以，在發電公司實行競價上網時，水電公司的優勢最為明顯，一旦市場監管不到位，水電公司便有可能利用其成本優勢與火電、風電等其他發電企業不公平競爭，如何保證市場的公平、公正、公開，便成為市場管理者制定電價的最大難題。

3 電力市場風險管理的若干建議

廠網分開、競價上網的格局已經形成，近年來，中國投入巨資加強電力基礎設施建設，這都為電力市場改革奠定了堅實的物質基礎，然而電力市場改革是一個機遇與挑戰并存的過程，以下是對電力市場風險管理的建議：①只有進一步開放銷售電價，建立與上網電價聯動的機制，才能從根本上解決發電企業的困難；②市場改革要做到政策、法規和運營規則先行，做好有關政策、法規和規則的研究工作，建立一個公平競爭的市場；③進一步完善國家電力監督管理委員會的職能，使之成為相對獨立和統一的監管機構，強化對電力市場投資安全、價格等方面的專業化的監督。

電力市場化改革進程中需要不斷借鑒美國、英國、俄羅斯等國外發達國家的先進經驗，而在學習其在電力市場改革先進經驗的同時，必須結合我國的基本國情，走一條有中國特色的電力市場改革道路，利用法制、政策、金融等手段來化解改革過程中的風險，使電力工業更好地為社會主義經濟建設服務。