［對話背景］
電力體制改革在今年邁入了第十個年頭，業界不乏回顧與展望。在肯定成果的同時，應該不無憂慮地看到，改革進程與當初的規劃仍有差距，改革前景尚 不明朗。
2002年2月，在經歷了兩年爭論、博弈和妥協之後，國務院出台《關於印發電力體制改革方案的通知》（國發[2002]5號，下稱五號文件）， 揭開了電改序幕。
落實五號文件充滿曲折。2002年底五大發電集團成立，廠網分開基本實現，但是主輔分離此後九年躊躇不前，到2011年9月方才有所進展，此時 電網企業又生長出電力設備生產製造等新的輔業。與此同時，其他改革措施只見醞釀，未見行動。業內人士甚至擔心，長此下去原有的改革成果都有可能變質。
如何評價上一輪電改？新一輪電改應該如何著手？煤電矛盾到底應該如何化解⋯⋯這是本期財新記者蒲俊與國務院研究室綜合經濟司范必副司長對話的主 要話題。
國務院研究室是承擔綜合性政策研究和決策諮詢任務的國務院辦事機構，綜合司負責包括中長期規劃、經濟體制改革等問題的調查研究和政策建議。擔任 綜合經濟司副司長的范必主要從事宏觀經濟、能源、環保等公共政策方面的研究。近年來，他圍繞著電力改革、煤電矛盾等進行的一系列重大課題研究很有影響，亦 頗為決策層所關注。
［對話摘登］
新一輪電力改革
蒲俊：在討論新一輪電力改革之前，你對上一輪自2002年 啟動的電力改革的成果與不足有何評價？
范必：上一輪電改主要是對國有電力資產進行了重組，成立兩大電網公司、五大發電集團和四個輔業公司，組建了 國家電監會。打破了原來國家電力公司發、輸、配、售一體，垂直運營、高度集中的體制。實行了政企分開、廠網分開。發電領域引入了競爭機制，裝機能力得到了 很大提升。
改革前，一年新增發電裝機2000萬千瓦就是很好的成績，改革十年，很多年份一年就可以新增裝機1億千瓦，極大地緩解了電力短缺問題。同時，改 革使電力工程造價大幅降低。改革前火電每千瓦造價要七八千塊錢，現在降到了3000多塊錢。
當然，五號文件確定的一些重要改革任務還沒有落實，比如輸配分開沒有實行，區域電力市場建設受阻，電價改革滯後，積累了一些新的矛盾和問題。
蒲俊：關於電力企業的效率，有與一組電網相關的數據。根據 電監會《電力監管年度報告（2011）》的數據估算，國家電網公司、南方電網公司的電力業務利潤率分別為2.00%、1.68%。這些數字能否說明電網企 業的效率還有待提高？
范必：電網企業確實存在高價差、低收益的問題。全國火電企業上網電價一般是0.3元/千瓦時-0.4元/千 瓦時，而工業企業實際用電成本一般要比上網電價高1-2倍，東部地區商業企業大都在1.2元以上，中間的差價基本留在了電網。電網企業真實的資產收益其實 很難說清，主要是由於主輔不分、輸配不分。他們有「三產」「多經」，有新收購的裝備製造企業，「走出去」投資國外的電網，還有交叉補貼，補了多少也不清 楚。這些都算在成本裡的話，利潤率當然就不高了。
蒲俊：那你對接下來的電力改革方向怎麼看？從哪裡進行突 破？
范必：我認為新一輪電力體制改革，首先要完成上一輪主輔分離沒完成的任務。對近年來各級電網企業新收購的裝 備製造企業，仍然保留的輔助性業務單位，比如輸變電施工企業等，以及「三產」「多經」企業，進行產權剝離，並且嚴格規範電網企業不再從事輸變電主業以外的 業務。
與此同時，可以考慮調度和財務獨立。電力調度在組織和協調電力系統運行和電力市場交易中，有很大的影響力，也是電網企業維繫「獨買獨賣」地位的 主要手段。
應當將調度機構從電網企業中分離出來，組建獨立的調度交易結算中心，負責電力市場平台建設和電力交易、計量與結算，組織和協調電力系統運行，確 保電力調度交易的公開、公平、公正，還有電網的無歧視公平開放。
蒲俊：這些主要是從電網企業的組織架構和業務上著手，另一 個比較受關注的就是電價的問題。這一塊如何改？
范必：改革的基本方向是「放開兩頭，管住中間」，建立多買多賣的電力市場。也就是說輸配電價格由政府制定， 上網電價和銷售電價放開。
具體步驟可以是，除了用電量佔全社會用電量15％的居民生活和農業生產用電仍實行政府直接定價，對工業和商業用戶，按電壓等級從高到低，逐級、 限期實行與發電企業直接交易，自行商定交易電量和電價，用電方向電網企業支付規定的輸配電價。
蒲俊：你認為如果推進新一輪電改會取得什麼樣的成效？
范必：新一輪電改的時機已經成熟，條件基本具備。預計改革後，發電企業的售電價格會有所上升，工商企業的用 電價格會有所下降。這將有助於減輕企業負擔，提高競爭力。在目前經濟增長速度下行壓力較大的情況下，這一改革尤為迫切。
破解煤電矛盾
蒲俊：與此相關的話題是煤電聯動。現在有觀點認為按照煤電 聯動的思路，煤價走低電價也應該往下調才對，這對現在比較困難的一些生產企業也會有好處。這種調整的可能性有多大？
范必：煤電聯動政策是2004年煤電矛盾比較突出的時候提出的，主要是解決煤價大幅上漲與上網電價調整滯後 的問題，在設計時沒有考慮煤價大幅下降怎麼辦。這一政策要求每次聯動時發電企業要消化30%的煤價上漲因素，已經連續消化了近八年。
如果現在要求上網電價向下聯動，發電企業就會提出，這些年聯動滯後的損失、因消化漲價因素帶來的虧損誰來彌補？目前的聯動定價機制無法解決這個 問題。煤電聯動是一種人為裁量和操作的定價機制，具有明顯的被動性和滯後性。如果煤價和電價完全由市場決定，就不會出現這個問題。
蒲俊：已經有部委在研究要把計劃內的電煤和市場煤並軌，現 在做這件事的時機是否成熟？
范必：並軌是必要的，但難度很大。在計劃經濟時期，煤、電、運這個產業鏈是國家計劃管理最嚴格的領域，現在 很多環節的計劃色彩仍然很濃。煤炭市場中有計劃煤，運力環節有計劃車皮，發電環節有電量計劃，整個產業鏈是一個雙軌制的產業鏈。如果說把一個環節計劃內、 計劃外並軌了，其他環節都不動，會造成新的矛盾。比如，有的國有發電企業原本可以拿到便宜的計劃煤，並軌後可能價格就貴了；計劃煤一直同計劃運力掛鉤，取 消了計劃煤以後拿運力可能又是一筆增加的支出。這樣改革未必對發電企業有利。如果要改革，就應當對煤炭、運力、電力進行一攬子的市場化改革設計。
蒲俊：提到計劃問題，發電領域每年都有一個發電量計劃，這 是否應當取消？
范必：應當取消。目前，各地下達的發電量計劃沒有法律依據和政策依據，國家電力主管部門也沒有下達過這一計 劃。地方政府在制定發電量計劃時，基本上是按機組戶頭平均分配發電時間。火電機組一年可以發電6000多小時，往往只給4000小時至5000小時。對這 部分計劃內電量，電網企業按國家規定的上網電價進行收購，計劃外電量則降價收購。當電煤價格大幅上漲時，火電廠超計劃發電甚至造成虧損。越是煤電矛盾突出 的時候，企業的發電積極性越低。因此，發電量計劃應該廢止。改革開放都三十多年了，發電企業的產量和價格都由行政決定，這種情況在其他行業是很少見到的。