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五、对后续改革进程的建议 |
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通过对电改文件的评估，以及对未来挑战的分析，我们对后续改革进程提出几点建议：
一是完善相关法律法规。“电改九号文”只是一个纲领性和指导性文件，真正落实还需要各方面的政策法规、操作文件来配套，要把《电力法》与《可再生能源法》《节约能源法》等配套法律法规相衔接，核心价值取向应由过去的“加快发展、保障供应”转向“绿色低碳、节能优先”，建立相应的监督机制和实施保障机制。
二是落实实施细则。新电改还有很多后续问题没有解决，例如，如何保证电力交易机构相对独立？如何强化政府监管？普遍服务不放开，如何保证发电企业不折不扣地落实这些发用电计划？如何保证电网的公平输送？取消发用电计划后，电力调度怎么协调？这些都需要相关的实施细则去落实，包括有序售用电计划、促进电力市场化交易、电力交易机构组建和运营办法、配售电业务准入和监管办法、售电侧体制改革、社会资本进入增量配电领域和输配电价核定办法等。
三是要抓紧出台资源税和环境税。当前电价中，煤炭发电的环境成本没有体现出来，火电价格低于清洁能源价格，只有把煤电的环境成本内生化，把煤电成本提上去，清洁能源才能有市场。高耗能企业是用电大户也是污染大户，新电改将有利于它们通过直接购电受益，因此要通过环境税把高耗能产业的环境负外部性及时考虑进来，否则高耗能企业用电反弹将导致更严重的环境污染。
四是对社会资本投资增量配售电业务设置更高的技术条件和资质条件。增量投资部分从顶层设计上就要避免电力企业的恶性竞争，要制定符合绿色低碳高效清洁规则的标准，提高新进入企业的技术和资质要求。研究如何让新售电机构有激励并且有义务为用户提高用电效率、优化用电模式、增加清洁能源消费比例，并且优化整个电力系统用电负荷曲线。未来新的售电机构盈利点应放在竞争出售用电服务方面。政府对售电机构的监管与考核不应唯“用电量”论，还应该包括用户的用电效率以及用户单位用电的效益等指标。
五是继续做好普遍服务工作。我国还有很多地方，尤其是边远农村、山区、落后地区，网架结构还很薄弱，在这些地方进行配电网投资是很难收回成本的，投资者不应当只顾为大用户、工业用户增加配电网投资而忽视社会普遍服务的责任。
更具体地，未来电力体制改革努力的方向主要有以下四个，分别是电改需促进能源和产业结构优化，还原商品属性、反映负外部性，尽可能地降低电改的社会冲击以及通过电改倒逼政府职能转变。
我国能源生产和消费所要达到的目标包括以下几个方面：满足能源需求、保障能源供给的安全性、维持能源价格的可承受性和提高能源利用的清洁性。煤炭的清洁利用能够同时在这几个方面完成目标，在能源战略中占据着核心地位。首先，我国油气资源安全性不足，并且在以大力发展新能源为主的能源改革中作用有限。相对而言，煤炭产量丰富，对外依存度较低，能够保障我国能源安全。其次，新能源发展势头正猛，但短期内仍然只能靠补贴和政策支持进行生产，价格上的承受能力持续性不强，具有一定的局限性。相比而言，煤炭的清洁化使用在经济上能够维持价格的可承受性。最后，做好煤炭的清洁高效利用，是优化能源结构、促进能源生产和消费革命的关键环节，对于保障能源安全、治理雾霾也有重要意义。
做到煤炭清洁利用需要在以下几个方面进行努力：
一是进行技术革新。具体方法有三：第一，降低供电煤耗。2014年，时任国家能源局局长吴新雄在全国“十三五”能源规划工作会议上指出，“新建燃煤机组供电煤耗要低于每千瓦时300克标煤，污染物排放接近燃气机组排放水平，现役60万千瓦及以上机组力争5年内供电煤耗降至每千瓦时300克标煤”。2012年，中国60万千瓦及以上机组中，大约只有15%达到了这一标准，还有很大改善空间。如果这一目标得到实现，则每千瓦时电的外部性成本大约可以减少0.07元，按2012年全国火电发电量39 108亿千瓦时来算，可以减少环境损失约2 700亿元。第二，加大科研投入力度。只要能达到新的污染物排放标准，就不限制企业使用煤炭，从市场化角度加快淘汰落后的煤炭利用方式，支持煤炭清洁利用技术改造。第三，加强污染物排放控制。积极发展煤炭资源综合利用，按照发展循环经济的要求，促进煤炭废弃物的再生资源化利用，可以减少长期堆积对环境造成的危害。
二是煤电全成本定价。经计算，煤炭发电的外部性成本只有约30%被内部化了，应当对电力价格实施全成本定价，调整环境税和可再生能源补贴，让价格反映资源的稀缺性和环境治理成本，使电力使用者负担能源的外部性成本，即让电力生产过程中的外部性成本完全内部化。
三是加大对煤炭清洁利用的补贴力度，制定税收优惠，完善定价机制，健全融资体系。与此同时，在准确估计民众及工业企业接受程度（弹性）的基础上，给清洁煤使用制定合适的价格，激发企业的生产积极性，着重解决资金问题。另外，政府对实施清洁生产和利用的企业可以给予适当的政策倾斜，发挥“双重红利”：可以将排污费返还企业用于清洁生产，要求专款专用，解决资金紧张的问题。
四是实施规范管理。一方面，加强政府监督。学习其他地区的有效经验，从人力投入、法制建设、防范预案等方面加强政府监督，加强事故防治工作。另一方面，加大引进力度。一是加大从国外引进先进设备与技术的力度；二是鼓励清洁煤炭或者电力进口，增强清洁煤炭市场竞争，“挤出”国内不符合管理规范的不安全煤矿，从根本上减少事故发生。此外，进一步强化自备电厂管理。对自备电厂统一规划，疏堵结合，分类指导，加快市场建设，同时完善相关政策，加强监管，促进自备电厂健康发展。
目前，我国电力行业外部性成本内部化表现为两个方面：一个是对污染能源的收费；另一个是对可再生能源的补贴。
与我国火电行业相关的环境税是排污收费，根据排污量征收，是从量税。根据我国工业企业排污收费标准，目前二氧化硫和氮氧化物的收费都是1污染当量值（千克）收0.6元，污染当量值（千克）和1千克的转化系数为0.95。所以根据这个系数，我们算出1克二氧化硫或者氮氧化物收费为0.000 684元；同时我们已经计算出每千瓦时电产生的二氧化硫和氮氧化物排放量约为2.93克和2.87克，这样就能测算出每千瓦时电的排污收费为0.002元和0.001 9元（假定我们只考虑这两种火电主要污染物的排污收费情况）。所以，每千瓦时电的排污收费约为0.004元。
为了鼓励新能源的发展，我国近年来加大了对可再生能源发电的财政补助。风力发电和生物质发电补贴差不多，平均值约为0.22元/千瓦时，太阳能发电的补贴远远高于风力和生物质发电，平均补贴高达2.42元/千瓦时，是前两者的10倍多。
而经过计算，煤炭发电真实的外部性成本约为0.75元/千瓦时，天然气发电的外部性成本较低，约为0.22元/千瓦时。所以，对煤炭发电来讲，其外部性成本约有30%被内部化了，而天然气发电的外部性成本几乎100%内部化了。太阳能发电的单位能源补贴较高，达到了2.42元/千瓦时，再加上排污收费0.004元/千瓦时，那么整个内部化成本达到2.424元/千瓦时；这个数字已经远远高于估算出的煤炭发电和天然气发电的外部性成本，所以，对太阳能发电存在非常严重的过度补贴问题。
有鉴于此，应当对电力价格实施全成本定价，调整环境税和可再生能源补贴，让价格反映资源的稀缺性和环境治理成本，使电力使用者负担能源的外部性成本，即让电力生产过程中的外部性成本完全内部化。
电力市场建设是电价改革的载体，而电价改革又是电力市场建设的核心，价格的制定离不开企业的成本，离不开对输配电成本的监管。加强输配电成本监管，有利于制定合理的电力价格和形成独立的输配电价格体系，有利于建立有效的电网成本约束和监督机制，有利于提升政府定价的科学性、合理性和透明度。对于加强输配电成本监管，有以下几点建议：
一是设立专业独立的输配电成本监管机构。我国电力体制改革的一个重要目标就是将政府对电力行业的宏观调控职能与经济监管职能分离开来。因此，电力监管机构就应具有事前监管职能，具体到输配电成本监管方面，就应该将与定价相关的成本审核权等赋予电网监管机构。同时，还应当赋予电力监管机构制定电力监管会计制度、根据需要对监管对象进行特殊审计等权力。
二是健全基层输配电成本监管组织体系。由于我国地域辽阔、人口众多、电力行业规模庞大、电力服务量大面广、地区间电力发展和改革进展不平衡的特殊国情，出现了严重的监管缺位现象。应当健全基层输配电成本监管组织体系，减少基层监管缺位、监管混乱的现象，消除“监管真空”。合理优化人员编制，既要满足组织电力改革的需要，又要稳步实施市场监管。优化监管人员结构，增加懂财务、审计、经济、法律等的复合型人才。
三是完善我国输配电成本监管规则。制定多层次的输配电成本核定标准，以资产价值、数量、人员以及电网企业经营规模等为变量，以电网企业平均历史数据为基数进行测算及修正，得出作业的标准成本，制定有效资产与运行维护费用的确认标准、有效资产和成本的计价方式。完善电网企业输配电成本核算办法，应遵循权责发生制，区分收益性支出和资本性支出，区分费用期间，合理界定输配电成本和其他业务成本并按动因进行分配，考虑以区域或者省份为实体，根据以功能为主、以电压等级为辅的原则划分输配电成本核算对象。完善电网企业输配电成本信息报送制度，确保其掌握及描述的信息的准确性和报送信息的质量。
四是制定完善的电力监管会计制度。电力监管会计制度的重点是对影响电价的电力设备价值、运行成本和资本成本按照监管需要进行核算。为满足电力监管的需要，规范电力企业的会计核算，应该建立专门的会计制度，对会计信息的形成和披露进行规范。监管会计制度的主要内容如下：（1）会计账户分为记录被监管业务的账户、记录不被监管业务的账户和记录两种业务的账户（业务发生时不能区分为监管业务和非监管业务时作为过渡账户使用）；（2）将会计账户中记录的两种业务的成本与收入在两种业务之间划分；（3）经营者制定业务中的被监管业务与非监管业务的交易价格（或称为内部转移价格）的方法；（4）按监管要求提供财务报告；（5）作为审计的依据。
五是完善输配电成本监管的激励机制，以促使电网企业主动降低成本，提高效率，防止电网企业的过度投资，有效约束和控制输配电成本的不合理增长。借鉴英国在输配电成本监管环节制定电力批发价格、输配电价格，设计激励机制引导合理电力投资的经验，对于电网企业服务绩效（如创新、普遍服务、提高可靠性等）超过规定目标的适当给予奖励，反之予以惩罚，充分调动电网企业自身的主动性与积极性。
我国电力市场实行的交叉补贴其实是一种中国模式的环境税，具有双重红利。我国电力企业利用在盈利领域（工业、商业）的收益来弥补在非营利领域（居民）的亏损，存在工业、商业电价对居民电价的交叉补贴。我国52%的工业能耗来自高耗能产业。对高耗能高污染的行业收取高电价，相当于对其征收环境税，倒逼高耗能产业转型，实现绿色红利。而对居民实行低电价，实际是把对高耗能产业征收来的环境税，返还补贴给居民，增加居民福利，实现效率红利。
不过，交叉补贴这个“环境税”没有经过税收系统，而是直接通过电网系统进行再分配。几十年来中国一直在实行中国特色的双重红利，是否要改革现行的销售电价交叉补贴，实现电力市场化定价是一个需要重新审视的问题。例如，是否能够通过在短期内维持交叉补贴，在长期内逐步厘清、剥离交叉补贴的方式来实现电价的市场化？毕竟市场化只是方向和手段，手段需要为目的服务，而不应该成为改革的目的。
我们通过统计2011年我国不同收入层级的城镇居民家庭用电量数据发现，收入越高，家庭用电量越高，最低收入户的平均用电量仅为总平均用电量的62%，而最高收入户的平均用电量达到了总平均用电量的1.56倍。所以，考虑到不同收入层级家庭的用电量，我国现行的民用低电价带来的补贴实际上更多地补贴了富人。
从供给方面看，提高电力价格将促进我国可再生能源发展以及电源结构向清洁化方向推进。从需求方面看，一方面，提高电价可以促进我国能源结构转变和产业结构优化；另一方面，由于我国居民用电价格偏低，电价增长缓慢，并且电力消费支出规模较小，不同收入层级的居民用电量差异很大，因此提高电价不会给居民带来较大的负担，还可以纠正现有不合理的补贴。
在提高电价之后，为了应对能源价格上升给经济带来的冲击，政府可以考虑降低增值税税率，实施增值税差别税率改革，消除电价上涨的冲击。能源作为一种基础生产资料，是制造其他产品的重要原材料或投入品，因此征收能源税所引起的能源价格波动必然会通过产业链传递到其他产品并最终引起一般物价水平的变化。在电价上涨的同时调低增值税税率，电价上涨将无力推动各地区物价水平的上涨。
与国际上能源监管经验进行对比后，我们发现中国能源监管体制在四个方面还存在一些问题和不足。为此，我们可以借鉴其他国家的成功经验，对我国能源监管体制加以完善。
一是完善能源监管法律体系，规范监督行为。能源立法是确立监管机构合法性的普遍做法，统一的能源法对能源监管机构的定位和监管体系的建设具有纲领性的作用。因此，我国需要尽快制定一部既有综合性又突出重点、既有政策指导性又有法律规范性、具有中国特色的能源基本法。在能源基本法之下，需要制定下位的能源管理法规、监管法规和能源市场发展条例，从而构建统一规范的能源监管法律体系，提高能源监管的执法能力和执行效力。然而，由于法律制定程序复杂、所需时间较长，在完善能源监管立法的过程中，可以参照已经实施的电力监管办法，先从制定相关的监管条例开始，待时机成熟后再逐步过渡到能源基本法。与此同时，能源监管立法需要紧紧把握能源监管及其立法的发展规律。
二是优化能源监管职能配置，调整监管机构设置。目前我国能源监管职能的分散混乱与监管机构的设置不合理是分不开的。笔者认为在能源监管机构设置上可以先采取一些过渡方案，例如促进不同行业部门具有相同监管职能的工作人员合作，或者相互调配使用，以加强信息的交流沟通等；然后逐渐抛弃传统的按行业划分的机构设置方式，将不同行业相同监管职能进行合并，按职能划分部门；最后归属一个独立的监管机构管理。
三是科学划分、合理分配能源监管权力。由于我国地方能源监管机构隶属于中央，相互之间并不独立，因此需要科学确定能源监管权力的横向和纵向划分，在不同监管部门和监管机构之间合理分配监管权力。
四是促进能源监管工具革新，全面提高监管能力。建立多层次、全方位的协作机制，如建立一些合作协调机构和会议制度来协调各方的利益，解决可能会出现的矛盾和冲突，进而提高我国整体的能源监管能力。