电力市场建设研讨会上的发言

—1—电力市场建设研讨会上的发言王天才（2006年8月22日）各位领导、专家、同志们：今天，我们在这里召开《西北电力市场建设研讨会》，主要是集大家之智慧，共商西北电力市场建设的大计，共同探讨西北电力工业进行电力市场化改革的基本模式。非常感谢大家在百忙之中来参与本次研讨会。借此机会，我就电力改革和西北电力市场建设作发言：一、国家电力体制改革的基本情况1、电力体制改革的进程我国电力体制改革大致分为三个阶段：一是1985年出台的集资办电、多渠道筹资办电的政策，极大的促进了电力工业的发展；二是1997年实施的电力政企分开改革，为电力企业按照市场经济规律运作创造了条件；三是2002年出台的国务院5号文，为构建与市场经济体制相适应的电力工业新体制及其运行机制指明了方向，电力改革进入了一个新的阶段。国务院[2002]5号文，确定了市场化改革的方向和“十五”期间电力体制改革的主要任务，即实施厂网分开，重组发电和电网企业；实行竞价上网，建立电力市场运行规则和政府监管体系，—2—初步建立竞争、开放的区域电力市场，实行新的电价机制。经过10个月的准备，“厂网分开”成立两大电网公司，五大发电集团公司等，新的体制开始运行，2003年3月国家电力监管委员会成立，开始履行电力市场监管者的职责。2003年6月国务院印发了《电价改革方案》。2005年2月15日国务院第432号令颁布了《电力监管条例》。2005年4月，国家发改委又出台了《上网电价管理暂行办法》、《输配电价管理暂行办法》和《销售电价管理暂行办法》。这些文件、政策、法规的颁布和实施，推进了电力体制的改革，同时确定了电力工业按照市场化改革的方向。2、电力体制改革的总体目标按照《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发[2002]5号）文件的要求，电力体制改革的总体目标是：打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序，健康发展的电力市场体系。3、电力体制改革的展望今年以来，中央反复强调要坚持改革方向，加大改革力度。“两会”期间，胡锦涛总书记发表重要讲话，强调要毫不动摇地坚持改革方向，坚定改革的决心和信心，提高改革决策的科学性，增强改革措施的协调性，不断完善社会主义市场经济体制。温家宝总理在“两会”闭幕后举行的记者招待会上指出，要坚定不移地推进—3—改革开放。前进中尽管有困难，但不能停顿，倒退没有出路。十届全国人大四次会议通过的《国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》明确提出，要深化电力体制改革，巩固厂网分开，加快主辅分开，稳步推进输配分开和区域电力市场建设。加快推进电力体制改革已经是大势所在，势在必行。党中央和国务院高度重视电力工业的发展和改革，2005年3月2日国务院常务会议专门研究电力工业发展问题，会议强调电力工业是关系国民经济全局的重要基础产业，必须统筹规划，科学论证，合理布局，为经济和社会可持续发展及人民生活提供优质、可靠的电力保证。会议要求各部门、企业要切实抓好八个方面的工作，包括合理确定电力发展规模；切实控制不合理的需求；调整电源结构；坚持节约与建设并重把节约放在优先地位；加强电网建设；大力推进技术进步和产业升级；加强保护生态环境；切实加强电源、电网安全运行；其中特别提出要深化电力体制改革，完善法律法规和产业政策，严格执法监督。今年以来，随着电力供需矛盾逐渐缓解，电力体制改革步伐加快。电力体制改革工作小组办公室在大量调查研究的基础上，与发改委共同起草完成了《“十一五”深化电力体制改革实施意见》，研究拟定了《2006年电力体制改革主要任务及工作分工》。内容包括处理厂网分开的遗留问题、加快建设区域电力市场、深化农村电力改革、电力法和配套法规修订、电力企业重组、输配—4—电价改革、政府监管体制和对电力行业规划体制的完善等。目前，《“十一五”深化电力体制改革实施意见》已经电力体制改革工作小组第九次会议讨论并原则通过，7月17日，曾培炎副总理听取了汇报，作了重要指示。《2006年电力体制改革主要任务及工作分工》也将于近日由电力体制改革工作小组印发执行。同时，正式启动了920万千瓦发电资产和647万千瓦发电资产的变现处置工作。920万千瓦发电资产变现工作方案、操作程序已经研究确定。目前，财务、法律顾问和资产评估机构的选聘工作已经结束；647万千瓦发电资产的变现工作已经会同国家电网公司拟定了初步工作方案和程序。这一切表明，当前的“市场化改革”正在逐步走向法制化，电力体制改革向着市场化改革方向推进是明确的。同时我们也要看到，目前，有关各方对电力改革的认识还没有完全统一，利益关系调整势必会有阻力，政府管理职能转变还需要一个长期的过程，电力改革面临的困难和问题仍然很多。二、电力市场化改革的基本情况1、电力市场化改革中的政府定位按照建设监管型政府和充分发挥市场在资源配置中的基础性作用的要求，建设电力市场就是要把市场能解决的问题交给市场去解决。市场机制在资源配置方面是迄今为止所能证实的最有效的机制，但在实践中仍存在许多缺陷，需要依靠市场外的力量进行矫正，这就需要政府监管。[市场缺陷包括：不完全竞争、外部—5—性、信息失灵、偏好不合理、收入分配不合理。（负外部性：生产或消费的成本没有由生产者或消费者全部承担，而导致过多的产量和消费水平）]。电力监管是我国第一个实行的行业监管模式，电力市场监管不同于行政管理。政府监管对象是市场经济条件下的市场主体,管制的目标是实现社会效率的最大化。对电力行业垄断管制的策略包括价格管制和市场进入管制（价格管制：两端竞价，电网定价）。电力商品市场，不同于一般商品市场，需要准确把握市场内涵，把握电力特点，尊重市场规律，方能维护正常的市场秩序。2、国内电力市场建设的基本情况目前，各区域电力市场建设工作稳步推进。华东电力市场4月份进入试运行阶段，4月26日－28日进行了三天实际调电试验，试验情况良好。南方电力市场模拟运行情况正常，目前已完成了年度和上半年的月度交易模拟。华中电力市场竞价模式已经确定并完成了容量电价的测算工作。华北、西北电力市场的建设方案拟定工作也都已经正式启动。大用户直购电试点工作有序推进。3月份，电监会召开了试点工作总结会。在与发改委和其他有关部门加强了沟通的基础上，积极推动了四川、湖北的大用户直购电试点工作。目前正在同广东、内蒙等省有关部门和单位协调，推动扩大大用户直购电的试点范围。—6—今年以来，由于种种原因，区域电力市场建设遇到了一些困难，特别是东北区域电力市场,由于各种原因目前处于暂缓试点运行状态。对区域电力市场建设运行中遇到的困难和存在的问题，要正确地看待。建立区域电力市场是党中央、国务院确定的电力体制改革的重要内容，也是现阶段电力体制改革的重要任务，不可能动摇。但区域电力市场建设在我国毕竟还是一个新事物，配套政策、体制环境以及推进机制离实际需要还有较大差距，在建设和运行过程中存在一些不足，遇到一些困难，都是十分正常的，从某种程度上讲也是必然的，符合事物的运动发展规律和基本的认识规律，对下一步更好地推进区域电力市场建设也是有好处的。通过这些试点，暴露和发现了市场建设和运行当中存在的问题，使我们更加丰富和深入的认识电力市场本身以及电力市场建设和运行的规律。目前，电监会正在根据近几年的实践情况，对已经模拟或试运行一段时间的东北、华东、南方等区域电力市场，进行全面总结。我们也在总结其它区域市场建设和运行实践的基础上，客观地总结市场建设和运行中的经验得失。从总结出的共性的、带有规律性的经验和做法中吸取教训，为西北区域电力市场的建设提供参考和借鉴，使西北区域电力市场建设走得更快、更稳、更好。三、目前国内电力工业基本情况在党中央、国务院的正确领导下，今年以来，我国国民经济—7—总体形势是好的，结构调整步伐加快，经济效益继续提高，城乡居民收入增长较快，市场价格基本平稳，宏观调控成效显著，国民经济呈现又快又好的发展态势。初步核算上半年国内生产总值将实现两位数增长，达到10.9%。受国民经济快速增长的影响，今年以来，电力消费保持了较快增长速度。今年上半年全社会用电量13111亿千瓦时，同比增长12.89％。随着全国新增发电装机投产规模的较快增长，加之各地来水情况普遍好于去年，电煤库存相对充足以及国家宏观调控措施的不断深入，今年以来全国电力供需形势发生很大变化，全国的电力供应紧张局面进一步缓解。主要标志，一是发电量增速回落。上半年，全国发电量虽然仍保持了增长态势，但增速减慢，较去年同期回落1.2个百分点。二是发电机组累计平均利用小时数持续回落。上半年，全国发电设备累计利用小时继续回落，为2544小时，较去年同期下降128小时，其中火电设备平均利用小时达2748小时，比去年同期降低178小时。三是全国缺电范围明显减少，缺电程度明显减轻，缺电时段明显减小。全国缺电省份已经从2005年年初的25个逐步减少到3月份的2个，1－4月份累计拉闸限电条次仅为去年同期的2.3％，6月下旬进入迎峰度夏时期以后，全国也只有浙江、广东、云南三个省份在高峰时段出现拉路限电现象。我们预计，今年迎峰度夏期间，虽然在个别区域（主要是华北、华东和南方）仍存在高峰时段缺电现象，但全国电力—8—供需形势整体将大大好于去年，缺电程度和缺电范围将有很大的缓解。随着一批新建项目今后几个月陆续投产，下半年，全国电力供需形势将呈现总体平衡态势。今后几年，全国发电装机容量将不断扩大，电力供需形势将日趋宽松，2002年6月以来出现的电力供应紧张局面将得到根本扭转，我国电力发展将进入一个新的阶段。电力供需紧张形势的显著缓解，为我们加快推进电力体制改革，调整电力产业结构，转变电力增长方式、提高电力运营效率提供了有利的市场条件和难得的历史机遇；同时，我们也要看到，随着电力供需紧张形势的缓解，发电领域的竞争将更加激烈，水火之间的矛盾将有所增多;厂网之间、地区之间的冲突会更加突出；发电企业对“三公”调度的要求将更加强烈，一些地方政府对电力发展的干预也有可能增加。电力监管面临的市场形势也将更加复杂。处理不好，就有可能重演前些年电力富余情况下交易秩序混乱、市场壁垒、水电弃水和利益冲突加剧的局面，对电力的持续健康发展形成新的冲击，必须引起高度重视。四、西北电力工业的基本情况1、电网情况西北电网上自世纪70年代初第一条330千伏线路投运以来，已经形成了以154条330千伏线路和1条750千伏线路构成的主网架，覆盖了陕、甘、宁、青四省（区），新疆电网目前尚未与西—9—北电网相联，最高电压等级220千伏。西北电网全口径装机容量3667万千瓦，其中水电装机比例约占三分之一，主要集中在黄河和汉江流域，大部分位于西部，而火电主要在东部。西北电网省际间联系较为紧密，各省（区）之间以不少于四回330千伏线路相联接。长期以来，在电网调度运行上利用西水东火、地域广阔的特点，充分发挥了水火互济、跨流域互济、错时错峰的优势，网络间潮流交换非常频繁。随着电网建设力度的加大，长期制约电网运行的一批“卡脖子”断面（炳海－和银、庄南－沣北）已经消除，但是目前仍有个别断面受稳定水平限制，运行控制极限较低，部分地区仍然以单线或同塔双回线路辐射状长距离供电，电网结构薄弱，网损较大，网络阻塞现象依然存在。以上特点说明，在西北区域进行范围更大、力度更强的资源优化配置有利于进一步发挥西北的优点，但是现有的网架结构在一定程度上限制了在区域内进行市场化运作的规模，网络条件与充分开展电力市场的要求还有一定距离。2、电力企业的情况西北电力行业整体盈利能力低下，企业经营压力较大。区域内电网经营企业主要有西北电网公司、五省（区）电力公司和陕西省地方电力公司七家。截止2005年底七家电网公司资产总额共计1047亿元，主营业务收入共计552亿元。2005年西北电网公司、—10—陕西电力公司、甘肃电力公司、宁夏电力公司、陕西地方电力公司盈利，利润总额分别为0.21亿、3.26亿、1.58亿、2.70亿、0.12亿元，而青海电力公司、新疆电力公司2005年分别亏损1.09亿、2.75亿元，七家公司