本文对近40年来我国电力体制演变进行了理论解析，认为“国有经济在电力行业中发挥主导作用，同时电力作为基础性行业要承担国民经济宏观调控的职能”是我国电改不同于其他国家的制度前提。

文章还分析了不同发展阶段我国电力体制改革的驱动力量，并指出“5号文”的本质是在电力行业内部的一次国资国企改革，而“9号文”则仅是对传统电力体制的自我完善。文章根据目前电改中存在的问题，强调了电力体制改革坚持市场化方向的必要性及着力点。

同时，由于现有电力体制自我完善的回旋余地依旧较大，所以真正的体制变革或许要以十年期为界来审视，而这段时间正是我们深化理论和认识的重要时期。

中国电力体制由整个经济体制及电力行业在国民经济中的定位和功能所决定，改革开放之前如此，改革开放至今仍是如此。我国电力体制改革不同于国外的制度前提在于，国有经济在电力行业中发挥主导作用，同时电力作为基础性行业要承担国民经济宏观调控的职能。

这两点塑造了电力行业的短期资源配置机制和长期动态平衡机制。同时，当前电力发展面临的一些改革难题，也可以从这一制度前提及随后的行业体制沿革中追溯。

电力体制改革的起点

改革开放之前，国家的计划经济体制和电力行业的功能定位决定了当时的电力体制——计划经济体制使得电力资源配置中的价、量、投资的决定权高度集中，电力在国民经济中的作用则成为计划定价、定量、定投资的主要依据。

当时，为了支撑国民经济增长，电价受到严格控制并被严重扭曲，结果造成了“六五”期间（1981－1985年）的平均销售电价反而比“一五”期间（1953—1957年）下降30%，而同期供电成本则在不断提高。电力与其他行业形成了中央财政强预算约束下的行业交叉补贴，这造成电力行业既缺乏发展动力又缺乏效率，成为当时国民经济发展的瓶颈。

改革开放之初，中央财政集中办电资本严重匮乏，“让电力行业具备‘以电养电’的能力”成为迫切的需求，在这种背景下，“集资办电”应运而生。

集资办电，就是把国家统一建设电力和统一电价的办法，改为鼓励地方、部门和企业投资建设电厂，并对部分电力实行多种电价的办法。集资办电直接形成了多元投资主体，其中的电价改革则提供了投资激励。

具体来讲，伴随着投融资体制改革，为保障投资激励，电价具备了回收投资成本的功能，从而形成成本加成的定价特征。与此相适应，定价权需要分散化，即下放给地方政府。成本加成的定价特征和地方政府的定价自主权，共同带动了多元投资主体的投资快速增长：一方面，这迅速消除了电力行业对其他行业（主要是工业）的交叉补贴；另一方面，带动的投资远远超过了补偿性增长的水平。

如何看待集资办电时期的探索

集资办电及相关政策确实带来许多变化，但决定体制演变的根本的制度性因素均未改变。实际上，集资办电及相关政策虽然为体制探索争取了时间，但其本身不具备走向市场化的条件，甚至作为一种偏向性政策，反倒引发了一系列问题。

国有经济在电力行业的主体地位和主导作用并没有因为集资办电而改变。

集资办电带来的投资主体多元化，主要是地方政府所代表的国有经济主体的多元化，私人和外资投资虽然份额相对提高，但主要是作为补充。随着政企分开、国企改革、投融资体制改革、财税体制改革的推进，“为电力行业国有经济发展提供一种长期发展机制”成为电力体制演化的内在动力。

电力行业在宏观调控的作用并没有因为集资办电而弱化，只是伴随着经济体制改革，以及行业和经济形势的变化，其宏观调控的作用方式要相应变化而已。

集资办电以来，电力行业对国民经济的宏观调控作用主要通过电价传导。然而，“电价对行业投资的激励作用”与“电价的宏观调控作用”不可避免地会产生协调难题。如何用稳定的定价机制来实现协调成为集资办电时期电力体制调整的重要内容。

实际上，由于存在“不可避免”的“协调难”问题，这种协调只可能以调整集资办电相关政策的结局收尾，无法改变电力行业强大的宏观调控作用

电力行业作为国民经济基础性行业的定位，要求其必须保证国民经济的稳定可靠电力供给，因而电力体制改革在整个经济体制改革进程中相对稳妥缓慢。

实际上，在国外垄断行业的市场化改革中，电力部门基本上都是最晚推进的。中国同样如此，集中表现在计划电量制一直保持了稳定。实际上，集资办电时期的计划电量制只是下放了部分分电权，地方投资形成的电量分配仍处于计划电量制框架内，通过分电规则的局部调整实现收益的地方化。

上述三方面的内容从根本上决定着集资办电的出台和演化，也决定了集资办电很难直接走向市场化，而偏向型的政策设计特征也给后续改革埋下了隐患，最为突出的便是电价交叉补贴。

改革开放之初，我国居民（以照明为主）电价最高，电价结构基本反映成本结构。集资办电之后，居民电价迅速地相对下降。这并非居民电价的绝对下降，而是工业电价等因多种电价政策而产生的绝对快速上升，进入上世纪90年代，两种电价便出现倒挂。

但由于当时居民收入较低，电价敏感性较高，且面临高通胀压力（上世纪80年代末90年代初），政府很难直面这一问题，更不愿引发社会压力，因此居民电价整体保持了稳定，并持续至今。

电力资源配置机制的制度化

随着上世纪90年代国民经济的发展和经济体制改革的推进，“让电力行业资源配置机制更加制度化”成为日益强烈的需求。

党的十四大提出“建立社会主义市场经济体制”以后，全国经济体制改革目标和基本原则得到系统化和具体化发展，电力体制改革的思路和方案逐步清晰。

当时，一方面，中央所属电力国有经济需要改革；另一方面，集资办电培育的庞大地方电力国有经济也需要改革。改革的重点是政企分开、转变国企经营机制；同时，国有经济布局的战略性调整和国企脱困措施、国资管理体制探索均给国企效率提升创造了空间。这就为国有经济与电力行业的利益一致性奠定了基础。从而彻底消除了传统公有制经济难以适应行业和经济发展要求的制度障碍。

由于电力体制改革相对于经济体制改革的被动性，所以这种制度化安排必然要通过“自上而下”的方式推进。

值得注意，集资办电时期尽管在地方层面上进行了有益的体制探索，但在国企经营机制、政府经济管理职能、财税体制、投融资体制上，地方是无力实现突破的。

因此，集资办电时期“自下而上”的地方性制度创新，仅是电力体制“自上而下”改革的补充。所以可以看到，在1996年国家电力公司成立和1998年中央率先实现政企分开后，地方才逐步实现制度化的政企分开。

地方性制度创新也面临着与宏观调控的协调问题。例如，与集资办电相伴随的多种电价制度，给电价体系、技术路线、环境保护等造成的不利影响成为国家宏观调控的掣肘。

为应对上世纪90年代前中期的高通膨，国家采取了强有力的宏观调控措施才确保了经济的“软着陆”。为此，中央继续强调电力行业是宏观经济调控的基础和手段，突出了计划电量制的重要性，并开始整顿电价秩序。

上世纪90年代末到本世纪初，中国电价制度取消了自集资办电以来的双轨制，实现了定价权的上收，初步形成了“计划电量制加政府定价机制”的（短期）资源配置方式。

这种安排作为一种强激励性的容量机制（稳定投资预期，消除风险），既与电力行业的资本需求相适应，又与国有企业的投资激励相适应，而且国企具备的低资本成本和政治联系，又强化了电力国企的投资竞争优势。而私人和外资企业的成本往往较高，被挤出市场也就不难理解。既能保障投资，又能降低电力成本，构成了电力市场的国企改革红利。接下来需要的就是将这一资源配置机制制度化。

制度化的标志是2002年的“5号文”。需要注意，形式上的相似容易掩盖性质上的差异。尽管“5号文”相比于2015年的“9号文”，“体制”改革特征更明显，但这些政策均围绕国企改革红利进而实现宏观调控职能而制定。

比如，厂网分离虽然与国际电力市场化改革的纵向结构分拆一致，但实质的落脚点是国企的专业化分工。集资办电时期重发轻输导致源网结构失衡（电网的快速增长直到上世纪90年代后期才出现），因此厂网分离便成为一种保障电网投资激励的选择。另一方面，厂网分离本身也不是垄断环节与竞争环节的有效分离，这种结构支撑不起竞争性市场。

此外，尽管有些事后诸葛的味道，但现在看来，“5号文”前后的竞价上网试点无不以失败告终，也是必然。因为竞价上网是协调多元市场主体利益关系的一种尝试，但从性质上讲却是对“计划电量制加政府定价机制”的否定。除了市场结构和规则设计的缺陷外，根本原因还在于市场竞争红利远不及国企改革红利来得巨大和清晰。所以，这里的逻辑不是因竞价试点失败而强化了计划，而是电力行业发展的内在驱动力决定了竞价试点只可能作为一种锦上添花的探索。

换言之，“5号文”的主要内容实际上在上世纪90年代就已基本清晰，其本质是在电力行业内部的一次国资国企改革。

尽管5号文是以“电力体制改革”方案的名义出现，其间也充满了利益当事主体的复杂博弈，但刻意而为或博弈而成的改革方案最终体现的仍是客观经济规律的作用，即围绕释放国企改革红利完成的制度构建。

当然，分析至此，对电力体制的描述仍缺少重要但常被忽略的一环，即国有企业的投资激励不可避免地与电力行业长期的动态平衡产生冲突，原因在于国企投资激励的单向性——市场形势无法产生约束企业投资的经济信号，更无力延伸到国资运营领域。这种冲突在国民经济高速增长期并不突出，但当供求形势变化时，问题便会凸显。这种现象在上世纪90年代中期供求紧张形势得到缓解时就已经表现出来。

以后，政府就开始采取阶段性产能调控政策以维持电力行业的长期动态平衡：上世纪90年代中期，关停小火电；本世纪初，上大压小；近年来以来开始推动煤电去产能。除此之外，这种由政府主导的动态调整机制也是中国电力行业特殊的技术进步机制，因为市场无法实现最优技术组合，所以政府之手填补了这一空白。

总之，短期的资源配置机制和长期的动态调整机制，基本理顺了集资办电以来的国有企业、行业发展与宏观调控，以及中央与地方（其中，地方利益的很大一部分是地方电力国企）间的关系。而这种电力资源配置机制一直维持至今。

“9号文”是传统电力体制的自我完善

受2008年全球金融危机的影响，国内经济形势出现重大变化，尽管期间政府通过强刺激政策一度缓解了增长压力，但随着刺激作用的消退和全球经济形势的变化，国内供给侧结构性问题及深层体制问题凸显。所以党的十八大以来开始推进全面深化改革，党中央也提出了“能源革命”的战略。

经济形势的变化使得长期以投资为导向的电力体制也需要适应国民经济增速换档的现实，作为国民经济基础的电力行业在宏观调控中作用聚焦在为实体经济降低用能成本上。

在这种背景下，电力体制改革面临着艰难的权衡：一方面，传统电力体制对行业和国民经济发展的贡献，这是主要方面；另一方面，其弊端也在逐步显现，这是次要方面。这种权衡虽然增加了体制改革方案的难度，但却决定了“9号文”的改革成为传统电力体制的一种自我完善。具体表现在以下几个方面：

第一，再次推动权力下放，下放权力包括投资审批、计划电量放开、市场设计与建设（内含定价）、增量配网和售电市场等，力度远较集资办电时期更大。

第二，通过放开计划电量制、推动市场化交易实现降价，其作用机制在于使电量配置向长期平均成本更低的电厂和机组集中，从而降低交易电价。

第三，通过独立输配电价理顺电价传导机制，并压低输配成本，其作用机制在于压缩与电网无关的成本，一定程度上强化成本约束。

第四，推动去产能，压缩中小机组规模，提高规模经济性，降低长期平均成本。

第五，通过中央和地方的电力国有资产重组，压缩无效资产，降低杠杆率；实现纵向与横向经济性，降低长期平均成本。

这些改革政策按性质大致分为四类：第一，放权的改革思路；第二，传统资源配置机制的调整；第三，传统资源配置机制的持续作用；第四，与电改平行的国资国企改革。这四类政策共同服务于经济发展的转型，但是彼此之间缺乏体制层面的联系。

虽然本文无法展开分析这些政策的性质、作用及效果，但仍需指出，它们与成功电力市场改革的基本规律仍有差距。

成功电力市场改革需要形成“从市场价格，到企业投资，到市场规模，到供求关系”的内生循环反馈机制。传统的资源配置机制在四个环节上都是由政府之手外生干预的，从而短长期均衡都是政府维系的，然而由于缺乏内生平衡能力，当经济形势变化时，政府的政策必然捉襟见肘。

比如，当中央层面无力调整时，放权成为自然而然的选择，这是中国经济体制和国家治理基本逻辑在电力行业中的又一次作用；当只依靠产业的动态平衡调整机制无法维持投资与行业平衡时，电力国资国企就需要主动做出调整。

“体制”改革的着力点

形成“从市场价格，到企业投资，到市场规模，到供求关系”的内生循环反馈机制，需要在四个环节采取针对性的“体制”改革措施，也就是说，实现“转移-补充-重组-整合”的系统改革。

第一，将国企投资激励从行业外转移到行业内。

维持国企发展、行业发展与经济发展之间的一致性的传统体制已经开始松动，尽管仍有自我完善的空间，但根本矛盾并没有解决。如果说过去的经济发展需要电力行业提供充足可靠的电力供应，那么未来经济的高质量发展则需要电力行业主动地适应经济形势的变化，助力经济结构的调整。

同时，庞大的电力市场规模蕴含着巨大的竞争红利。其实，以竞争红利接续国企红利，已成为增强国有经济控制力的必由之路。无论是理论还是国内外经验均表明，垄断性行业内的国有企业与市场竞争可以共存，国内的电信市场和欧陆的电力市场均值得借鉴。

因此，做大做强做优国有资本与市场竞争能够形成互为促进的作用，这一点毫无疑问！关键环节在于国资国企管理要以“竞争绩效指标”代替“投资绩效指标”，通过市场竞争实现电力国有资本的有效配置和运营。

第二，将现货市场补充进电力市场循环反馈机制的链条中。

现货市场是强化市场绩效考核的关键环节，因为现货市场是发现电力真正社会价值的有效机制。

尽管近来经历了一波现货热潮，然而对于现货的作用机制及作用条件，却仍未清晰把握。这导致现货引入的模式、途径和方式却未能选择合理路径。现货的作用不取决于能否走通技术支持系统，近40年以前在国外已经具备技术实施条件的现货理念，在中国经过40年技术进步之后，却表示仍缺乏必要技术条件，在经济学家看来匪夷所思。

实际上，熟悉特定的现货市场规则并不等同于理解现货市场的性质与功能。如何重构电力交易关系决定了技术路线的选择，而不是反之。电力物理性质在任何地方均相同，但美、欧、澳等的现货设计却差异巨大，同理中国现货模式的选择取决于我们的制度条件需要什么样的电价波动模式来保障可靠性、引导发用电和投资，并能平稳地从长期容量激励机制过渡到依靠电力竞争来实现短期和长期均衡。

中国具备这种需求和条件，只是需要正确的思路，现货市场的结构、体系、规则和范围必须在内生循环反馈机制中才能合理确定，不能孤立地理解现货市场。

第三、通过电网结构性重组来建立适应竞争性电力市场的系统运营机制。

电网作为电力市场的关键基础设施，其组织结构和运营机制必须要兼顾市场和监管两方面考虑。输配分离虽然一直处于争论之中，但基于输配分离的市场设计却并不清晰，针对“垄断链”的监管设计更是缺乏，众多小垄断比单一大垄断更容易监管的假设前提仍缺乏稳健的理论基础和实践依据。

增量配网对电力市场建设的直接贡献并不明显，但对地方无疑是重要的利益点。只是局部性的改革诉求是否反映电力体制的主要矛盾，是需要重视的，历史经验值得借鉴。

近年来，权力下放的改革策略增强了输配分离的呼声，但对“垄断”的怨气不应影响对问题的理性判断，比如，有效分离网络环节与竞争性环节是必需步骤，但却未能作为此次改革的关键点。实际上，电网组织结构和运营机制具备更为合理、可行的方案，其实施必须结合市场模式的选择。

第四，整合分散的能源管理职能，为电力体制改革提供组织保障。

在四个环节中，能源管理职能分别由不同部门主导，涉及发改、国资、能源、地方、电网等。整合并非指权力的打捆，而是从政府与市场的关系入手，将能源管理职能作为一个整体，重塑能源管理与宏观调控之间的关系。

在当前的党和国家机构改革中，能源部并未出现，虽然令有些人失望，但在情理之中。传统体制自我完善的改革基调决定了条块分割的能源管理职能领域都存在调整空间，比如，国资主导的国企重组、发改主导的输配电价、能源局主导的投资调控、地方主导的市场化降价等，恰恰契合了稳中求进的经济工作总基调，共同服务于适应供给侧结构性改革的宏观调控。

需要注意的是，这些政策调整并未解决能源管理体制的根本问题，从而并未动摇能源管理体制和组织机构改革的必要性。能源管理体制必须着眼于长远，可以预期，未来改革必会得到推进。

对电力体制改革的展望

传统体制下的短期资源配置机制与长期动态调整机制，在上世纪90年代和本世纪初得到制度化确立以来，一直保持稳定。但传统计划已经难以适应新时代经济对高质量发展的要求，尤其难以保持国有经济主导作用与行业及经济发展间的一致性。

对当下而言，推动电力体制改革，落脚点依旧在于理顺国有经济、行业利益与经济发展之间的关系。但随着以投资为主的国企红利渐弱，通过市场竞争挖掘新的红利来源，正是更好发挥电力国有经济主导作用的必然选择，这与竞争性电力市场的作用完全一致。以市场竞争红利接续国企改革红利，是中国电力体制改革的主线。

新一轮电力体制改革作为传统体制的自我完善，虽尚无力从根本上改革电力体制，但也蕴含了推进出现新变化的潜力。比如，分权的改革策略类似于集资办电时期的群策群力。只是分权到一定程度，行业对于顶层设计的需求将会重新形成权力的上收。这既有来自自身历史的经验借鉴，更有来自国外成功电力市场改革经验的参照——即便基于国家联盟和联邦制的电力市场，也均重视统一设计。

再比如，国资国企管理体制改革的现实压力来自于包括电力在内的行业形势变化，但目前仍主要是对行业形势变化的被动适应，还不能做到体制层面的衔接，但推动体制衔接的必要性会不断增强。还有，现货试点提高了整个社会对“还原电力商品属性”的认识水平，但受制于市场组织结构、系统运营机制以及省级分割的约束，这种尝试作用将提供试错的经验。

推进电力体制改革首先需要顶层设计，而现有改革遵循的是一条自我完善的路径，这是一种矛盾。这种矛盾固然有其现实条件，但也决定了这种状况必然是不可持续的，是阶段性的。

当然，这一阶段可能比较长。随着宏观形势稳中向好，现有电力体制自我完善的回旋余地依旧较大。真正的体制变革或许要以十年期为界来审视。这段时期恰是我们不断深化对中国电力体制改革理论和政策认识的重要时期。