本轮电力体制改革始于2002年，按照“厂网分开、竞价上网、打破垄断、引入竞争”的原则，对原国家电力公司进行了拆分和重组。发电侧形成竞争态势已有时日，而煤炭生产、销售也实现了市场化，但由于能源工业体制机制方面的深层次矛盾没有得到化解(“市场煤计划电”只是原因之一)，有效的市场竞争格局没有形成。
新时期，构建有中国特色的竞争性的电力市场，确保整个电力工业持续健康平稳发展应是电力体制改革的主要目标。为此，应围绕以下几个关键问题进行全面、系统、深入地改革。
一、理顺资源获得成本是推动电力体制改革的前置条件
传统意义上将煤炭、石油、天然气、水能、风能、太阳能等划分为一次能源，电力等划分为二次能源。煤炭、石油、天然气等矿产资源是有限的，这类资源开发需缴纳资源税，而燃煤发电、燃气发电等电企主要成本是燃料采购，煤炭、天然气已征资源税，这类电企生产成本是全成本。水能、风能、太阳能等是可再生的，而国家对这类资源还未征收资源税，致使此类电企实际生产成本低于其正常成本。
因此应启动水电、风电、光伏发电等企业的资源税征收工作，建立科学合理的评估体系和详细的计算公式。宜采用前低后高的方式征收资源税，因为这类企业在刚投产时固定资产折旧和财务费用最高，后逐步递减，提完折旧和还完贷款后运行成本几乎为零，可以加大征税幅度，否则在上网电价不变情况下利润会过高。
目前受国家产业政策扶持的风电、光伏发电等在出现多数企业盈利前可缓征资源税，并由国家按照风电、光伏发电平均上网利用小时数和各省标杆电价给予补贴，但应提出这类企业通过技术进步和管理提升降低补贴标准的分年度目标。
二、变革电价形成机制是电力体制改革的核心内容
市场经济需要政府的宏观调控，货币、财政、税收、补贴等政策是宏观调控的主要手段，但价格不是市场经济中的调控手段，因为价格竞争是市场经济的基础和市场竞争的本质。而我国至今在电价领域实行行政审批制，不同电力产品的上网电价差别巨大。例如，光伏发电1元/千瓦时，风电平均0.55元/千瓦时，核电0.41～0.46元/千瓦时，燃气发电约0.54元/千瓦时，脱硫火电约0.44元/千瓦时。虽然“同网、同质、同价”写入了《电力法》，但始终没有得到落实。这样既不利于市场竞争，又容易出现权力寻租。
对新能源产业给予政策支持是必要的，但不能是价格特殊化。通过政策指令给予它们高电价是对其它电力品种的不公平。
“同网、同质、同价”的实质是发挥同样作用的电力是同样的商品，给使用者带来的效用相同，从消费者那里讨到的价格也必然相同。放开对发电、用电价格的政府管制是电力体制改革的核心内容。
在发电侧应根据各省现在的实际加权平均上网电价形成各省新的唯一的上网标杆电价(避免对当地销售电价产生冲击)，起到价格中枢的作用，围绕标杆电价设置一个上下浮动的区间(比如±20%)，各类发电企业按照电网公司提前公布的负荷需求在该区间内进行竞量竞价。不可预测的电能报低价，承担基荷的电能报中间价，能够为系统提供调频、调峰、电压支撑、旋转备用、黑启动等辅助服务的优质电能报高价，具有社会公益性质的水利项目上网电价可以适当高于标杆电价。这样企业根据自身盈亏情况决定竞量竞价策略，争取在有边际利润的情况下多发电，市场就实现了有效竞争。
火电企业满足脱硫、脱硝要求不应实行电价加价，而是对不满足脱硫、脱硝环保要求的企业进行罚款，由电网公司在其发电收入中代扣代缴，实质就是增加这些企业的成本。由于电力市场竞争是价格竞争，企业获利主要通过降低成本来实现，他们会积极主动地进行脱硫、脱硝技术改造。
有效的价格竞争体系运转起来后，发电企业就不必沟兑调度部门，因为电网公司会从企业利益最大化的角度出发，在确保满足负荷需求的前提下实现购电成本最低。
在用电侧设置销售标杆电价和上下浮动的区间，除居民用户、农业灌溉、公用事业、军工生产等实行低电价并保证用电外，其它用户按价申报用电需求，价高的优先保证按需量用电，这样可以通过市场竞争有效遏制高耗能工业等落后产能的发展。继续坚持在居民用电上推行阶梯电价制度。
价格实现了竞争，节能调度的问题也就迎刃而解。在丰水期，径流式水电站为避免弃水自然会选择报低电价，如报高了，燃煤火电在该价格水平能够盈利就会参与竞量竞价，总供给量增加，按报送比例上网则水电就会弃水。在枯水期，水电出力不足，燃煤电厂就报高价，大容量、高参数的机组煤耗低，当同一价格供大于求时就可凭借相对于中小机组的成本优势进行降价竞争，争取多发电。同样峰谷电价也可以通过竞价来实现。市场按质论价，抽水蓄能电站在发电调峰时执行高电价，在低谷时段电低价时蓄水，盈利有了保证，业主就有了建设的积极性，电力系统结构得到了优化，电网安全性更高。
我国以燃煤发电为主，各省火电企业能否维持正常的生产经营将决定各省上网标杆电价的价格水平，进而影响销售电价。
三、实现政府职能转变和竞争性国有企业内在职能回归是推动电力体制改革的必然要求
目前各级政府在能源工业微观运行中介入太深，在电价审批、煤价干预、电煤储备、限煤出省、强制企业发电、水电分摊火电亏损等方面频频干预，既越俎代庖又饱受争议。应坚决贯彻落实中央转变政府职能的有关精神，各级政府应淡出微观经济的细节，专注于市场规则的制定和宏观调控，让企业真正成为自主经营、自负盈亏的法人实体。政府管理应实现由粗放型向精细化的转变，从实际出发充分调研，制定公平合理、切实可行的市场游戏规则并加强市场监管。
而发电企业也应实现从二元主体目标向一元主体目标的回归。现在竞争性领域内的国有企业是履行社会责任和追求利润目标的综合体。“讲政治，讲国企社会责任”已经比追求利润目标居于优先地位。发电企业在重大事项(如北京奥运会)和关键时刻(如5·12地震)必须讲政治，积极履行社会责任，但在日常生产经营中应实现向“讲法律，按市场经济规律办事，合理追求利润”的回归。
有人担心一旦放松国企社会责任要求火电企业可能故意不发电，逼迫政府涨电价。实际上只要市场中有足够多、分属不同利益主体的竞争者，由于火电企业的折旧、财务费用、人工成本等是硬成本，按照“囚徒困境”博弈理论，受利益驱使单个企业在发电能产生边际贡献时会争取多发电，否则就是硬亏损，这种经营状态不可持久。
现实的风险是煤企手中握有资源，趁机大势并购发电企业，而五大发电集团也搞“煤电一体化”，但粤电力、申能等地方电企如何实现“煤电一体化”呢?地方发电企业的存在是确保各省电力市场有效竞争的重要因素，一旦由于体制性原因煤企和电力央企把他们挤垮，导致市场集中度不断提高，将竞争性的发电市场格局导入寡头垄断格局，就存在“企业绑架政府”的风险。
四、垄断性、公益性国有企业成本透明化是确保电力体制改革成功的重要条件
在前述外部环境没有改变之前，即使把电网公司再拆分为几大区域公司、实行输配分开，也不能从根本上化解我国当前的电力矛盾。只有在发电侧和用电侧实现了价格竞争，中间输配环节实现了成本透明化、信息公开化，才能真正建立竞争性的电力生产、输送、使用体系。
从国家安全、经济成本、我国地域广大等角度出发，负责电力输送的电网公司和负责主要电煤运输的铁路部门具有自然垄断属性，不会因拆分而改变，如拆分反而可能增加建设、运行、管理和监管成本。对电网公司这类公益性质的垄断国企，应要求其履行社会责任优先于实现利润目标，政策上应使各省上网电价和销售电价之差能保证电网公司消化成本并适度盈利。电网公司的成本是否透明是关系电力市场能否长期健康稳定运行的重要条件，必须由专门的政府部门对其成本进行监管。而处于竞争性行业领域的国有发电企业，出资人首要考核的是其利润目标，有效的市场竞争能约束其成本扩张。
现在社会公众对能源行业的成见主要是垄断企业(如石油、石化等)的工资收入、福利待遇等明显高于一般国企和全社会的平均水平。实现成本透明化是改变这种局面的主要方式。通过成本透明化和有效市场竞争，不同类型的能源国企收入差距应在全社会可接受的范围内。
五、加强领导、落实责任是确保电力体制改革成功的重要保障
从上述分析可以看出电力体制改革只是能源体制改革和资源体制改革的一个组成部分，而且涉及政府职能转变、央地关系、资源、价格、税收、国有企业管理、反垄断等多个方面，是一个庞大的系统工程。由于国家能源管理工作职能分散在国家多个部委，仅靠少数政府官员、人大代表、政策委员、电力企业是无法推动此项工作的，因此应成立国家能源部和能源监督管理委员会来负责组织领导。更为重要的是，无论政府高层、电力企业还是社会公众都对电力体制改革寄予厚望，有了具体的负责部门就有了问责对象，在压力下才能排除利益集团的干扰真正实现预定目标。
现在电力体制改革应该在部分省份大胆开展试点工作，特别是开展放开电价管制、实现市场竞争的尝试，尽快摸索出成熟的经验再加以推广。
作者简介：杨平，四川省投资集团有限责任公司能源发展部副主任，硕士研究生，高级工程师，国家发改委能源研究所“西部之光”访问学者。
