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，
—1— 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
—2— 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
—3— 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
—4— 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。
—5— 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
—6— 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
—7— 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
—8— 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、
—9— 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，七家公司合计利润总额4.03亿元。
目前，五大发电集团在单机10万千瓦以上的发电容量中占有比例为60.64％，即竞价机组的六成以上，资产总额合计530.77亿元。截止2005年底只有华能（平凉电厂）累计盈利2.13亿元，其余四家全部亏损，幅度最大的华电集团累计亏损30.18亿元，幅度最小的国电累计2.07亿元，五大集团在西北累计亏损56.85亿元。从2005年利润总额来看，中电投、华能、国电集团实现盈利，分别为3亿、2.93亿、0.13亿元，而大唐、华电集团分别亏损4.55亿、1.65亿元，五家合计亏损0.135亿元。
西北地区经济较为落后，执行分类电价中低电价电量比例较大，而且区域工业基础薄弱，电网企业背负的交叉补贴压力很大，一次能源价格不断上涨使得发电企业经营成本不断增加。
3、电力供需情况
随着新机组投运力度不断加大以及黄河梯级水电大发，从2005年下半年起，西北电网的电力供需形势从供应紧张逐步转入供需平衡，进入2006年更是呈现出供大于求的态势。从全网火电平均利用小时数来看，2005年全年比2004年下降了447小时，而2006年仅上半年就已经同比减少了433小时，目前除局部地区高
—10— 峰时段电力供应紧张外，全网电力供应充足。
今年上半年各项增供扩销、扶持用电政策的相继出台以及高耗能产品市场价格上扬，使全网电力电量需求增长强劲，但是结合区内计划投产的电源和电网项目情况来看，目前电力供应充足的形势仍将在较长的时期内继续维持。电力供需形势的缓解，也为西北区域开展电力市场提供了适当的竞争环境。
长远来看，到“十一五”末期西北电网规划新增装机容量3600万千瓦，新疆哈密也将实现向主网联网送电120万千瓦的规模，同时，与外区电网“网对网”联网送电的规模达到530万千瓦，包括银川东－华北±500千伏直流送电工程（300万千瓦）、宝鸡－四川直流联网工程（120万千瓦）和罗敷－灵宝直流背靠背工程（在现有36万千瓦基础上扩建75万千瓦）。
4、西北电力工业的基本特点
西北地区的一次能源储备丰富。目前已规划的大型煤电基地，如陕西的榆林和彬长旬、宁夏的宁东、新疆的哈密规划装机容量都在千万千瓦级。同时，黄河上游水电资源十分丰富，仅甘、青河段可开发容量就在2000万千瓦以上，目前的发电装机容量仅占到该流域技术可开发容量的三分之一，水电发展潜力巨大。
西北电网省际间联系较为紧密，目前除西电东送（甘肃送陕西）断面稳定水平较低外，其余断面均能满足潮流交换要求。实际运行中潮流交换非常频繁：在一年的丰水期和一天的高峰时段进行
—11— “西电东送”，在一年的枯水期和一天的低谷时段进行“东电西送”。
西北地区总体经济发展水平落后，各省（区）经济发展不平衡，其上网电价、销售电价水平差异较大。特别是甘肃、宁夏、青海电价承受能力较弱，电价水平相对较低，交叉补贴严重。地区的产业结构不合理，尤其是高耗能产业，如电解铝、硅铁等行业在经济总量中占比例很大，而这些产业正是国家在发展改革期间需要逐步调整的产业。在全国一刀切的宏观政策以及政策执行偏差的影响下，其用电负荷的变化对全网的潮流分布和负荷预测产生极大影响，区域经济对国家宏观政策变化具有很高的敏感度。
电力作为社会公益事业，必须履行普遍性服务的义务，尤其是农电网络。在西北有相当的电网资产亏本经营，这部分本应由政府作为公共事业出资的电力设施，现在基本由电网公司在投资经营。而作为公司化运营的电网企业，并未得到相应补偿。西北地区总面积为国土面积的三分之一，而用电量仅为全国的8％，电网按公司化运营，行业回报率最低，同样的供电量，投资高、网损大。
目前五大发电集团在西北区域的装机占有比率从2.8％到13.1％不等，分省来看中电投在青海省发电容量中占到了62.2％，国电在宁夏发电容量中占到了38.5％，大唐在陕西省发电容量中占到了27.4％，发电资产分布不均。
—12— 西北电网电力供需矛盾在2006年已经解决，目前呈现供大于求的格局。加之西北在几个煤炭基地基础上正在建设发电基地，各发电集团建设新电厂的热情高涨，充裕的发电容量为西北电力市场的运营提供了良好的条件。
五、西北电力市场建设的基本思路
西北电力市场建设,首先必须以《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发 [ 2002 ] 5号）文件为指导，从西北电网特点和西北经济发展实际出发，认真借鉴国内外电力市场化改革的经验和教训，遵循市场经济的基本规律，平稳起步，分步实施，逐步深化，按照有利于实现电力资源优化配置、有利于保障电力系统安全稳定运行、有利于促进电力工业可持续发展、有利于统筹兼顾各方利益的原则，建立政府监管下政企分开、公平竞争、开放有序、安全可靠、健康发展的西北电力市场。更好的服务于西北地区的经济和社会发展。市场建设方案必须平稳务实，分期渐进。电力市场实施的结果必然是对利益的重新分配，所以我们不可能设计出让所有利益主体都满意的电力市场，我们的市场目标一是在全社会范围内优化资源配置（社会效率），二是在市场初期尽量考虑到目前利益格局的现状, 兼顾长远发展。
市场建设的最终目标，是建立一个电能生产者与使用者广泛参与的市场，市场主体广泛，交易品种丰富，竞争方式灵活。随着电力改革的不断深入和区域电力市场建设实践经验的不断丰
—13— 富，我们对于市场的认识不断深化。区域市场建设本身不是目的，关键是要形成和确立电力资源的市场配置机制。从国外经验和市场的本质来看，区域竞价交易和市场主体间基于自愿基础上的双边合约交易都是市场行为，都是区域电力市场的重要组成部分。所以，在西北电力市场建设，我们要对市场模式、交易方式、市场结构等进行认真、深入地研究，把买卖双边的合约交易、大用户直供电、期货交易等都纳入区域市场范畴。另外，在市场建设的同时，要进一步加强电力监管能力建设。在电力市场化改革的过程中，引入竞争和加强监管必须同步推进，两者是孪生关系，缺一不可。科学、有效的监管是保证市场公平竞争的基础条件。
在设计西北电力市场的方案中，必须坚持以下原则：
1、市场的初期方案与远期模式相衔接
西北电力市场平稳起动，市场初期尽量采用简单的竞价模式，重在培养各参与主体的市场意识，引导其了解市场内涵，遵守市场规则。初期以和约交易为主，竞价交易为辅。随着市场的深化和配套改革的推进，逐步增大竞争的力度，调整电能竞争的结构比例，丰富交易品种和交易方式，使我们的市场模式日趋完善。所以在方案的设计上充分考虑了西北市场各个阶段的过渡和衔接，尤其是要考虑技术支持系统能与市场的不断升级相适应。力争在统一的方案下实现各阶段的平滑过渡。
2、充分尊重历史，切实按照务实的原则，结合西北的经济发
—14— 展状况和电力工业特点，制定符合实际、便于操作、逐步推进的市场方案。
3、水电参与竞价，进一步探索水电竞价的最佳模式。
4、开展大用户直供电。重视需求侧响应机制的建立。
5、在市场初期，尽量考虑现有的管理模式，现有的利益格局，随着市场逐步升级逐渐完善市场。
6、将电价联动政策的出台作为电力市场启动的前提。要研究建立上下游电价波动的传递机制，建立能够短期化解市场风险的平衡帐户管理办法。
六、西北电力市场建设需要进一步探讨的问题
1、网损分摊问题
西北区域幅员辽阔而且电网潮流分布不均衡，电网运行的经济性较差，许多机组距离负荷中心很远，机组开展竞价受网损制约较大。由于省际联络线基本是西北电网公司资产，在开展竞价后同一价区内、价区之间应当如何进行网损分摊将直接影响各电网公司的利益格局。
2、水电竞价问题
西北电网水电装机比重为三分之一左右，水火互济是电网运行的一个重要特点，我们认为没有水电参与的电力市场是残缺的、不能体现西北特点的市场。但是由于水电具有的特殊性，例如水情的不确定性、水库的综合利用要求、水电的梯级调度等原因，
—15— 使水电参与市场有着诸多需要解决的问题，这些问题目前在国内各个电力市场都未得到有效解决，我们也将继续开展研究，探索出更加适合西北特色的水电竞价模式。
3、跨省跨区交易问题
由于现有机制原因，目前跨区跨省送电是由西北电网公司和各省（区）电力公司协商进行。在市场模式下，跨省跨区交易的具体组织形式，我们在运营规则中将要进一步研究和明确。
4、由于西北电网覆盖面大，装机和负荷又最小，在进行市场化运营后，电网公司是否能走出合理的输配电价，以保证电网企业的可持续发展。
5、进一步研究电力市场正常运营需要的经济、政策、法律、金融和大市场环境。目前的电网情况和电力行业管理水平、规划管理水平如何与电力市场建设相适应。
6、考虑一次能源市场对电力市场的影响。
7、西北作为外送型市场，要进一步研究电力外送的组织和协调问题，研究外送的实际容量空间问题。
七、几点要求
1、本次提供的市场方案,是起草工作组的讨论稿,希望大家多提建设性意见。
2、希望各单位认真研究, 对方案提出书面意见。
3、对本次提出的方案,有不清楚之处,可与我局市场处联系。
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4、各单位及以专家个人名义的意见,希望在9月5日以前提交到西北电监局市场处。
最后,预祝本次会议圆满召开, 希望大家与会期间身体健康,愉快顺心,谢谢!
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