电力改革与可持续发展战略研究

电力改革与可持续发展战略研究 ………………………………………………………… …………………… ……… …………………………………………… 第一章 中国电力工业政府监管体制改革研究………………………………12 1、建立现代监管制度已是中国电力工业改革与发展的当务之急………….12 1．1 中国电力监管体制的历史沿革和现状…………………………….12 1．2 现行的电力监管体制存在的突出问………………………………16 1．3 改革电力监管制度、构建现代电力监管体制是当前电力工业改革与 发展的头等大事…………………………………………………………………19 ……………………………………………… 2．1电力监管制度的由来、沿革和趋势…………………………………..21 2．2 国外现代电力监管制度的基本特点……………………………….23 ………………………………………… 3．1 电力监管体制改革的总原则………………………………………..26 3．2 电力监管机构的设置………………………………………………..27 3．3 监管职能……………………………………………………………..29 3．4 对监管者的监管问题………………………………………………..30 第二章 电价改革………………………………………………………………32 1、………………………………………………………………………… ………………………………………………….32 2.1电价改革目标 ……………………………………………………………32 2.2 电价改革的制约因素…………………………………………………..32 ………………………………………………… 3.1 现行电价体系及电价形成机制…………………………………………33 3.2 现行电价水平……………………………………………………………35 3.3 现行电价存在的主要问题 …………………………………………….36 …………………………………………………… 4.1 电力管理体制改革及电力市场远期模式……………………………..39 4.2 电力市场远期模式下的电价体系……………………………………..41 4.3电力市场远期模式下电价形成机制……………………………………41 4.4 在竞争环境下促进可再生能源利用的电价机制……………………..46 ……………………………………………………… 5.1 研究过渡期电价形成机制的必要性…………………………………..47 5.2 过渡时期市场模式……………………………………………………..47 5.3 过渡时期发电电价实现公平竞争的方式……………………………..47 5.4 过渡时期的发电价格…………………………………………………..49 5.5 过渡时期的电网价格…………………………………………………..49 5.6 过渡时期的销售电价…………………………………………………..50 …………………………………………………… …………………………………………… ……………………………………………………………………………… …………………………………………………… 1．1电力工业的发展与污染物排放状况…………………………………..54 1.2污染物排放情况…………………………………………………………56 1.3电力行业污染的损失分析……………………………………………..59 1．4电力工业的环境影响分析…………………………………………….61 …………………………… 2．1电力行业环境保护法规与措施……………………………………….63 2．2电力行业主要的污染控制技术……………………………………….70 ……………………………………………… 3．1电力行业改革………………………………………………………….75 3．2管理体制调整与环境………………………………………………….76 2 3．3运行机制调整与环境………………………………………………….79 3．4价格机制调整与环境………………………………………………….82 ……………………………… 4．1电价的绿色化政策…………………………………………………….85 4．2基于GPS的污染控制政策…………………………………………….88 3 4．3建立鼓励清洁能源和可再生能源发展的机制………………………91 4．4其它相关政策…………………………………………………………93 ………………………………………………………………… …………………………………… …………………………………………………………………………… ………………………………… 1.1 世界电力工业发展与电力能源效率…………………………………99 1.2 中国电力能源效率状况………………………………………………101 1.3 中国电力改革对电力能源效率的负面影响…………………………102 1.4 中国电力可持续发展的制约因素……………………………………105 1.5 电力能源效率对中国电力可持续发展的重要促进作用……………111 ……………………………………… 2.1 各种政策手段对提高电力能源效率的作用…………………………113 2.2 国际上提高电力能源效率的政策实践………………………………115 2.3 国内提高电力能源效率的相关政策的历史回顾……………………117 ……………………………… 3.1 中国电力改革和重组趋势…………………………………………..120 3.2 提高中国电力能源效率的主要问题和障碍………………………..121 3.3 提高中国电力能源效率的原则政策建议……………………………124 3.4 提高中国电力能源效率的具体激励政策和措施建议………………125 …………………………………… ……………………………………………………………….128 1.1税收概况„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„128 1.2政府性收费概况„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„130 ………………………………………………………….134 2.1.税收的主要问题„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„134 2.2.收费方面存在的问题„„„„„„„„„„„„„„„„„„„136 ……………………………………………………………….137 3.1.税收改革的建议„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„137 3.2.电力收费改革的建议„„„„„„„„„„„„„„„„„„„140 4 …………………………… ………………………………………………………………………..…143 ……………………………143 ……………………………………144 2.1 可再生能源的发展现状……………………………………………..144 2.2 可再生能源的发展前景……………………………………………..146 …………………………148 3.1 对开发N&RE战略意义认识不足，没有明确、有效的目标及措施.148 3.2 没有建立完善的市场竞争机制与系统的经济激励政策……………149 3.3 产业形成缓慢，管理水平落后……………………………………..149 3.4 各级政府对N&RE的发展支持不够,投入太少……………………..149 ……………………….150 4.1 国内与可再生能源相关的法律法规„„„„„„„„„„„„„150 4.2 国内可再生能源激励政策„„„„„„„„„„„„„„„„„150 ………………………………………..152 5.1 国际上可再生能源开发的最新形势…………………………………152 5.2各国实施可再生能源RE激励政策的经验 ………………………….152 …………………………………..154 6.1 强制的法律性政策是最基本和有效的RE政策……………………..154 6.2 注重宏观与微观政策的配套，加强政策的可操作性……………..155 6.3 系统效益收费等政策应作为筹措资金的措施………………………155 6.4 税收政策可以作为配额政策的辅助政策……………………………155 6.5 绿色证书交易和谁消费谁负担原则是解决价格优惠的关键措施…156 6.6 RE发展需要完整的政策体系和科学的运行机制…………………….156 7………………………157 7.1 可再生能源配额制政策（RPS）的概述……………………………..157 7.2 在中国实行RPS的可行性研究……………………………………….157 8RPS………………………………………..164 8.1 现阶段可再生能源政策的重点……………………………………….164 8.2 RPS政策的实施框架和步骤………………………………………….165 ……………………………….169 1……………………………………………169 5 1.1 中国电力投资体制的历史沿革和现状………………………………..169 1.2 改革开放以来中国能源与电力工业固定资产投资状况及分析………173 1.3 中国电力投融资体制目前存在的问题及分析………………………..176 2……………………………………………181 2.1 投融资体制改革目标模式……………………………………………..181 2.2 改革思路框架…………………………………………………………..183 3………………………………………..190 3.1 完善现有的投融资体制和制度……………………………………….190 3.2 电力投融资体制改革中要引入规制并建立电力管制委员会……….190 3.3 上网电价与税收政策是电力投融资体制改革的关键……………….191 3.4 可再生能源的投融资优惠政策的力度应加强……………………….191 3.5 要改革节能体制，建立节能投融资制度…………………………….191 3.6 关于建立基金会……………………………………………………….191 ……………………………………………..193 ……………………………………………………193 1.1 建立完整的电力法律体系的必要性……………………………………193 1.2 加快电力立法，建立完整的电力法律体系的可能性……………..195 1.3 电力法律体系的含义、特点及内容………………………………….196 1.4 电力法体系建设与电力政策体系建设的关系………………………197 1.5 中国及世界发达国家电力法律体系的现状………………………....199 1.6 中国电力法律体系的构成……………………………………………..201 ……………………………………………203 2.1中国电力法的渊源、特征、作用……………………………………….203 2.2 中国电力法的适用范围………………………………………………..205 2.3 中国电力法与其他部门法的关系……………………………………..206 2.4 电力体制改革中亟待突破的法律障碍……………………………….206 2.5 适应电力体制改革需要解决的几个法律问题……………………….209 2.6 现行《电力法》实施的基本情况…………………………………….211 2.7 修改《电力法》的几点建议………………………………………….211 6 我们认为，在中国进行“厂网分开，竞价上网”为主要方式，以打破垄断、引入竞争为近期目标的电力体制改革过程中，必须充分考虑和体现中国 电力工业可持续发展的长远目标，兼顾长期利益和短期利益，经济利益和社 会利益，行业利益和公众利益。通过建立和完善与竞争性电力市场相适应的 法律、制度、机制、方法等，最终达到不断优化能源结构（发展可再生能源 和西部水电资源）、提高行业运行效率和降低成本、不断改善环境质量的目的， 为中国的经济发展和社会进步提供充足、价廉、清洁的电力供应。 现行的中国电力法律、法规体系缺失严重，或者一些重要的法律、法规已不适应实际的需要和新形势的要求。在政企分开和竞争性电力市场的建立 过程中，电力法律体系的缺失和不完善，对电力工业的改革与发展将带来较 大的风险。为此，应本着统筹规划、分步实施的原则加快中国电力法律体系 的建立和完善。目前，应重点解决两大立法问题，一是以修改、完善《电力 法》为主要内容的电力法律体系的建设；二是制定、实施以促进可再生能源 发展和节能为主要目标的相关法律。 电力法律体系应注重其完整性、层次性和稳定性，相应的法律、法规应充分体现导向、协调、规范和控制作用，并具有极强的约束力。建议中国的 电力法律、法规体系由如下三个层次构成：第一层次是《电力法》；第二层次 由下述的若干条例组成，即《电网调度管理条例》、《电价管理条例》、《电力 供应与使用条例》、《农村电力管理条例》、《电力市场运营条例》、《电力市场 监管条例》、《电力设施保护条例》、《窃电处罚办法》、《电网投资与建设条 例》、《电源投资与建设条例》；第三层次由《电力营销许可证管理办法》、《电 力市场规则实施办法》、《电厂竞价上网售电办法》、《电力监管实施办法》、 《电力营销许可证管理办法》等组成。当前应以修改和完善《电力法》作为 立法重点。新修订的《电力法》应适应电力工业引入竞争的需要，分别就电 力建设（包括发展规划、电力可持续发展基本制度、与环境保护的关系），发 电与电网运营（包括发电与电网等市场主体的法定义务、电网运行与并网、 7 调度机构的设置及运行），电力供销与使用（包括电力供销准入制度与准入形 式、电力供销企业的法定义务、电力质量要求），电价与电费制度，农村电力 建设和农业用电，电力设施保护，电力监管（实施电力监管的主体、监管的 内容与范围）等方面做出规定。在《电力法》中还应明确规定电力公司的节 电义务，要求电力公司采用综合资源规划进行电源开发的最小成本规划、运 用需求方管理技术开展节电项目。 火电厂的污染防治是中国大气污染治理的关键，为了加强电力行业的污 染控制，建议尽快引入火电厂GPS，并实行基于GPS的污染控制措施。 为了提高能源的使用效率和节约能源，建议在现行的《节约能源法》的基础 上，细化和派生出与之配套的、具体可实施的节电法规和标准。 中国现行的电力监管制度存在着：职能过度分散、监管职能错位、缺乏 监督制衡机制、政监合一、监管机构缺乏独立性、监管规则不清等问题，这 些问题的存在已表现出现行的监管制度同多元化经营主体的市场结构以及电 力工业市场化改革的取向不相适应。从监管的实施效果看，现行的监管体制 和监管方式并未成功克服垄断势力和地方保护主义的膨胀，从而明显地降低 了资源的配置效率，损害了公众利益和国家的整体利益。 为此，建议彻底改革现行的电力监管制度，构建与电力工业市场化改革 相适应的新型电力监管制度，组建监管职能较为集中、独立性强的“电力监 管委员会”，直属国务院。全国的电力监管机构设置采取三级结构，实行垂直 领导，即中央政府设立国家电力监管委员会，在区域电网公司所在地设立派 出机构，在一些确实需要的省设立分支机构。 新型的建立监管制度，实行政监分离，即电力工业发展政策和规划等政 策制定职能由国家经贸委或国家计委履行，电力监管机构执行国家政策，履 行监管职责。国家电力监管委员会可制定具体的、统一的监管条例，并对跨 区域的电力建设和交易实行监管，而区域或省等派出机构，按照监管条例， 对各自的管辖范围实行监管。 电力监管职能主要分经济监管和社会监管两大部分。经济监管的主要职 能为：监管电力市场准入和退出，建立电力许可证制度，规定市场准入条件 和审查程序；依法对市场交易行为、市场结构、市场信息披露等进行监管， 8 监督电网调度机构的运行；监管电价和电力企业财务，核定垄断环节电 价，监控竞争环节电价，监督电力企业财务；协调和处理市场纠纷，对市场 违法违规行为进行查处。社会监管的主要职能为：颁布和执行电力生产技术 标准、电力安全标准、电能质量和电力服务质量标准；对电力生产企业贯彻 执行国家《环境保护法》、《大气污染法》、《节能法》及相关法律法规的情况 进行监督检查。 在垂直一体化的市场结构下，基于成本的投资回报率电价形成机制是刺激投资的重要因素，甚至还会产生“过度激励”的问题。电力工业实行市场 化改革，一方面通过引入市场竞争机制提高电力行业的效率、降低成本，但 另一方面也对以往的投资激励机制产生重大影响，具有投资不足或投资时滞 的风险。因此，投资激励机制的有效解决对于市场需求仍呈快速增长的中国 电力工业而言极为重要，避免美国加州曾出现的电力危机在中国发生。 投资激励机制主要实现两大目标：一是创造能够促使投资者持续投资、及时投资的市场机制；二是形成实现电力可持续发展目标的投资激励。投资 的市场激励机制的关键是：竞争性电力市场模式的设计、市场信号的有效性 以及电价的形成机制。为此，中国的电力市场在形成现货市场的同时，还应 鼓励发展长期的市场；上网电价和终端销售电价应形成价格联动机制； 政府以及有关部门应加强负荷的预测和电力发展规划；通过法律形式明确电 力公司赋有保证充足供电的责任。同时还应改革现行的投融资管理体制，进 一步放松市场准入，吸引民间投资；改革投资项目的行政审批制度，赋予企 业的投资决策权；进一步深化国有企业的改革，推动企业改制后上市融资。 为了促进可再生能源的发展和节能技术的采用，建议恢复低息节能贷款，并加大节能贷款的额度。 电价形成机制的改革目标是，发电电价：引入竞争、市场定价。发电的购售价格在竞争中形成，促使发电商自我约束成本、提高效率，优化电源结 构。输配电价：政府监管、单独定价。根据输配电网络业务的自然垄断特性， 对输配电价实行监管电价，远期建议采用基于业绩的“收入上限法”确定电 价和实行监管，过渡期可采取投资回报率方式。销售电价：市场主导、政府 9 监管。 对于可再生能源电厂远期方式也应参与市场竞争，建议采用系统效益收 费（SBC）方法，利用其中的部分资金按补贴标准和售电量对可再生能源发电 的电厂进行补贴。在近期可再生能源电厂可不参与市场竞争，发电价格由政 府有关部门按资源分类的标准成本制定。另外，建议逐步考虑绿色电价政策， 将环境成本纳入电价，并允许电力公司投资于节电的成本计入电费，允许投 资电力节约的回报率略高于投资电力开发的回报率，建立有效的节电投资回 收机制等。 对电力工业税制改革的建议：一是改变增值税的征管办法，改“生产型” 增值税为“消费型”增值税。近期，为了促进电源结构优化和“西部开发”， 可先行下调水电的增值税率。二是改所得税的“隶属纳税制”为中央、地方 共享税，以消除地方保护主义的主要动机，以利于资源的优化配置。三是对 兼有防洪等社会效益的水电项目给予税收减免。四是尽快取消电力建设基金。 五是对新能源发电项目予以综合性的财、税政策支持。可考虑实行所得税、 增值税及设备进口关税相应的减免等政策，另外在原有的电力建设基金所占 用的价格空间内，安排一定数量的用于可再生能源发展和节能技术推广的基 金（系统效益收费，SBC），其中一部分用于可再生能源发电企业的财政补贴；另一部分设立“节电信托基金”，用于节电技术、项目的发展和奖励。 另外，为了加强电力工业的污染控制，建议对火电厂引入GPS标准， 并实行基于GPS的污染物总量控制政策、污染物收费政策以及污染物排放交 易政策。建议政府有关部门组织制定并有效执行全面的用电设备能源效率标 准，推动用电设备生产企业尽可能地提高其产品的能源效率水平。在政策上 应激励和推动电力终端用户参与电力公司实施的需求方管理项目。建议在中 国引入“合同能源管理”这一基于市场的节能投资机制，扶持成立一批电力 节能公司（ESCO），并为它们的业务运作和发展创造必要的条件和政策环境。 最后建议“十五”期间实行新能源与可再生能源发电配额制（Renewable Portfolio Standard，RPS）,即要求可再生能源发电保持或占有一定的比例，与配额比例相当的可再生能源电量可在各地区（各电网）间交易，以促进可 再生能源的发展。 10 放松管制，重组电力工业，实行市场化改革是近二十年来世界各国为提 高电力工业效率、降低电价、进而增强整体经济竞争力的共同之路。中国自 1985年起，为解决长期的电力短缺，缓解制约中国经济发展的瓶颈矛盾，结 束了沿用30多年之久的计划经济体制下“独家办电”的局面，在一定程度上 开放了发电市场，引入了新的投资和经营主体，从而显著推动了中国电力工 业的快速发展，基本满足了经济发展对电力产品的需求。1997年中国政府再 次对电力工业进行改革，在原电力工业部的基础上成立了国家电力公司，其 原有的政府职能移交到国家经贸委，以解决长期存在的政企不分的问题。如 果以这两个标志性的事件来划分，中国电力监管体制的演变伴随着经营体制 的改革，大体经历了三个阶段。 这一阶段的 主要特征为，政策制定职能、行业监管职能、国有资产的管理职能和企业的 生产经营多种职能合一。 也就是说，中央政府的电力工业部门，作为国务院的行政机构，既是电 力工业有关政策和规划的制定者；也是行业管理机构，行使行业管理和行政 执法的职能；又是电力工业唯一的生产经营者；还是国有资产的经营管理者， 负责投资建设电力项目并取得收益。地方电力工业部门，与中央政府的设置 相对应，也是相应的一级行政管理机构和生产经营单位，接受中央政府和上 级单位的领导，同时直接负责其下属单位的管理和生产经营活动。电力工业 的五级见图1。在此期间，虽然电力工业主管部门多次调整和变更， 但是并未脱离“政企合一、国家垄断经营”的体制框架。 11 中央政府 区域电管局（网局） 省电管局 地、市级电管局 县级电管局 图1 电力工业的五级管理制度 这种与计划经济相辅相成的管理体制，在当时特定的历史时期，曾经发 挥了资源集中能力强的特点，建成了一些电力骨干工程。但存在着一系列明 显的制度缺陷，即政府和企业的责任和边界不清晰，国家独家垄断经营等。 这一制度缺陷导致了许多矛盾，当时最突出的问题是，严重抑制了地方、企 业等其他经济主体办电的积极性，造成了中国长达20多年的全国性严重缺电局面。电力供应成为当时制约中国经济发展和社会进步的重要瓶颈之一。 阶段(1985～1997)。这一阶段的特点是，政府的监管政策有所调整，在发电市场引入了新的投资者，结束了 发电市场独家经营的局面，但原有的政企合一的管理体制、政府管理方式以 及垂直一体化经营的方式并未改变。 为调动地方、企业、外资等各类经济主体办电的积极性，缓解日益严重 的缺电局面，1985年中国国务院颁发了《关于鼓励集资办电和实行多种电价 的暂行规定》，提出了“政企分开，省为实体，联合电网，统一调度，集资办 电”和“因地因网制宜”的方针，并实行了“新电新价”政策。这一时期的 12 改革主要集中在监管政策的部分调整，试图通过放松发电侧的市场准入及改 革上网电价制度，创造发电市场的投资激励机制。这些政策的调整和实施， 带来了两个积极的结果：一是极大地激发地方政府和外资的投资积极性，促 进了电力工业的快速发展。到1997年，全国性的严重缺电局面基本得到缓解。 二是打破了多年国家垄断的市场格局，在发电市场上逐步形成了多元投资主 体的市场结构。 但是此阶段原有的体制性矛盾仍在，也就是说政府的管理体制并没有随 着发电市场的部分放开而做出相应的改革与调整。同时还出现了一些新的问 题，进一步突显了原有的体制性矛盾。这些问题主要体现在三个方面：一是 在发电市场上存在着两类性质截然不同的参与者，其一是政企合一且垂直垄 断经营（发电、输电、配电、售电一体）的原电力工业部及其所属企业；其 二是仅从事发电业务的独立发电厂或公司。这两类参与者的市场竞争地位显 然是不平等的，随着电力供需矛盾的根本扭转和发电市场竞争程度的逐步加 强，这一问题开始显现，两类参与者不公平竞争的矛盾不断激化。二是中央 政府的监管能力削弱，地方保护主义势力逐步增强，导致省间电量交易壁垒 严重，资源得不到优化配置。三是由于电价形成机制不合理和价格监管能力 不足，导致出现了强烈的价格倒逼现象，使得终端用户电价不断攀升。 “(1998年至今)。此阶 段实施的改革开始涉及电力工业的深层次矛盾，重点解决政企不分的问题， 同时在五省一市进行以“厂网分开，竞价上网”为主要内容的电力市场化改 革试点。 为了解决政企合一的体制性弊端，1997年成立了国家电力公司，1998 年撤销电力工业部，将原电力工业部行使的行政管理职能移交到国家经贸委， 初步形成国家经贸委、国家计委等部门行使政府管电职能，国家电力公司等 电力企业自主经营，中国电力企业联合会等行业协会自律服务的体制框架。 与此同时，在浙江、上海、山东、吉林、辽宁、黑龙江“五省一市”进行“厂 网分开、竞价上网”的市场化改革试点工作，探索破除垂直一体化垄断的可 能途径，为此国家经贸委、国家计委都就市场运行规则提出了指导性意见。 此外，价格监管部门进行了上网电价制度的改革，改“还本付息电价”为“经 营期电价”，向电价规范化管理前进了一步。经过此阶段的改革，电力工业政 13 企合一的体制性弊端得到了一定程度的克服，其基本矛盾主要集中在垂直一 体化的行业垄断。 目前，电力工业的市场结构及其政府监管部门见图2。 监…… 国家经贸委 国家计委 财政部 管 机（SETC） （SDPC） （MOF） 构 监管 国家电力公司（SPC） 垂直一体化 发电，占50% 输电 独立发独立发独立发 配电 电公司电公司电公司 售电 （IPP） （IPP） （IPP） 对电力工业实行监管的主要机构有国家经贸委、国家计委和财政部等， 各自的主要监管职能见下表： 机构 国家经贸委 国家计委 财政部 —制定行业规划、法规和—制定电力发展战略。 —制定财务管理制度,成 经济技术政策。 —规划重大项目布局。 本构成和财政监督。 监 —制定行业规章、规范、—安排国家财政性建设资—国家资本金的管理。 管 技术标准。 金。 —监缴国有资本金收益。 职 —实行行业管理与监督。 —制定电价政策和核定电 能 —负责电力资源平衡和供价，实施价格检查。 电营业区管理。 电力工业政府监管体制和经营体制经过上述几个阶段的改革，取得了一 些重要的积极进展。“多家集资办电”政策以及与之相配套的电价等改革举 措，为促进电力投资，迅速扭转电力供应严重短缺的局面，起到了关键性的 14 作用；政企分开的新型体制框架初步形成；通过“五省一市”电力市场化改 革的试点工作，基本廓清了深化电力体制改革和引入竞争的方向。 现行的政府监管体制已经表现出同多元化经营主体的市场结构以及电力 工业市场化改革的取向不相适应。市场绩效是衡量监管体制优劣的唯一判据。 从实际的市场绩效来看，中国的电力工业主要存在如下问题： 一是缺乏有效的市场机制，政府依然借助行政手段直接管理电力工业， 从而扭曲了市场信号，导致了成本高、效率低。国家电力公司的成立，为进 一步清晰政府与企业的界面奠定了基础，但是由其以国有国营的方式实行垂 直一体化（发电、输电、配电、售电一体）的垄断性经营，就导致了竞争制 度的缺失。这样仅靠政企分开，而排斥竞争，就存在明显的制度性缺陷，也 难以达到有效提高全行业效率的目的。 二是电力市场被人为分割，省间市场壁垒日趣严重，在中国的一次能源 集中地区远离电力负荷中心因而需垮省配置电力资源的现实情况下，市场按 行政区划被分割的局面，严重影响了资源的配置效率，特别是一些清洁能源 不能得到有效利用。 三是政府缺少有效的管制制度和管制手段，传统的行政性管理方式已经 难以适应新形势发展的需要，最突出的现实问题是价格管理。由于没有建立 有效的价格形成机制，导致价格十分混乱，价格不能真实反应市场的供求关 系。 四是电力短缺条件下的投资激励政策（长期的承诺投资回报率的购电协 议），在供求关系发生逆转的情况下演化为矛盾的焦点，厂网依然合一且电网 垄断的体制性弊端，导致了独立电厂和系统内电厂的市场地位不对等，进而 使两者之间的矛盾日益尖锐，其结果是非市场因素而不是市场机制成为决定 资源配置结果的主要力量。 上述问题的存在，既有市场机制和竞争机制缺失的原因，也有现行政府 监管体制存在的问题。也就是说，现行的监管体制和监管方式不能适应电力 工业发展特别是市场化改革的需要，也未成功克服垄断势力和地方保护主义 的膨胀。尤其是在供求关系基本平衡甚至出现阶段性供大于求的现实情况下， 垄断权力的滥用和严重的地方保护主义明显地降低了资源的配置效率，损害 了公众利益和国家的整体利益。 从电力监管制度本身来讲，存在着如下的突出问题： 15 一是监管职能错位，以政代管。监管的题中之意应是，监管机构对具有 自然垄断性质的电力工业中各市场主体的行为进行监管，随时掌握各类企业 诸如成本、市场行为等充分信息，利用其被赋予的执法权和处罚权，不断克 服电力公司（特别是垂直一体化的垄断性公司）可能出现的滥用市场权利以 及损害消费者和公众利益的行为。但是，在现行的监管制度下，监管职能出 现明显错位，监管机构（计委、经贸委、财政部等）很难（或者说不能）履 行监管职责（主要是行为监管），而是在现行的政监不分1的制度下，以极大 的精力热衷于产业政策、发展规划等政策制定职能，无能力进行行业监管， 2以政代管。另一方面监管机构通常热衷于沿用行政审批的方式来替代对监管 对象经营行为的监管，并且试图通过行政审批的强化，或者说利用抬高进入 门槛的方式，来弥补监管能力的不足。这样，出现两个令人尴尬的情况，其 一是进入门槛高企，希望进入的企业特别是民营企业基本上因行政限制而难 以进入，在位企业也缺少投资决策权。其二是企业一旦获得了准入资格，并 得到了固定回报率（成本加成法，而且可能是建立在非真实成本的基础上） 的价格保护，使得在位企业的垄断利益“合法”化。由于市场准入成为了能 够获得巨大利益的稀缺资源，那么资源的分配者和受益者就有着寻租、设租 的强烈动机。监管机构也时常因信息不对称等原因，而被监管对象所左右。 二是监管职能过于分散，责任主体不明，监管低效。如前所述，目前的 电力监管职能分散在中国政府的许多相关部门（见表1），形成了多头管理、 分工负责的局面。这一机构设置和职能分工人为地割裂了本应相对完整的监 管工作。电力监管的系统性极强，电价审批、市场准入、投融资管理、成本 监控等监管内容，环环相扣，必须密切协同，才能取得预期的监管效果。例 如对电价的监管，有效的价格监管必须建立在合理确定成本的界限并实施有 效的成本监控的基础上，而电力企业的成本规则及财务监督却不是行使价格 监管的部门，而是由财政部门负责；影响电价水平的主要因素是投资成本， 对新建项目成本优劣的判断也必须从全行业的边际成本和需求出发，这又要 求投资管理与电价管理必须高度统一，而这两个监管职能目前也是分散的。 成本监控与电价监管的分离，导致了电价监管失去了有效信息的支撑，形成 了强烈的价格倒逼机制，出现了被监管者可以左右监管者的颠倒局面。这一 职能过度分散的监管制度，并不是出于建立制衡机制的目的，而是计划经济 条件下生产式管理的继承物。现行的破坏了监管职能系统性的机构设置和职 即政策与规划制定职能与监管职能不分。 行政性审批主要集中在对投资项目（包括新建和基础改造）审批、电价（上网电价和终端销售电价 等）审批、供电许可证颁发等方面。 16 能分工是造成监管失效的主要原因之一。另外，在现行的监管制度下，几乎 不可能通过加强各部门的协调来解决监管失效的问题，必然会出现各部门之 间协调难度大、协调成本高、决策时效差等一系列问题。 监管职能过度分散导致责任主体不明。电力监管职能不仅分散在政府的许多部门，而且这些具有某些监管职能的相关部门大多是经济综合部门，并 不专司电力监管。这就形成了电力监管的多责任主体的局面，不仅造成电力 企业必须面对许多的政府相关部门，存在着环节多、部门多、低效率的问题， 更为严重的是电力工业一旦出现问题和矛盾，又会出现部门之间推诿责任， 无人负责，责任主体缺位，中央政府难以追究责任。近年来越来越突出的市 场分割、电价混乱、水电不合理弃水、高效大机组为小火电调峰等一系列资 源浪费现象，在电价、投资、市场机制、地方保护等方面都能发现产生这些 现象的原因，也会发现相关的监管机构都负有一定的责任，但这些责任的追 究却很难落实到具体的监管部门。 三是监管无规可循，立法滞后，缺少透明度。相关立法滞后，许多重要的领域存在着大量的法律真空，例如经济监管方面的法规和规章基本上还是 空白。许多领域的监管职能没有得到法律和政策的明确授权，监管无规可循， 无法可依，不能做到依法监管，依规监管。监管的人为干扰因素大，存在着 监管部门权力膨胀的较大风险，存在着利益相关的政府部门、企业寻租、设 租的风险。由于这些问题的存在，其一使得监管决策过程不透明，不仅投资 者不能从正常渠道获取投资决策所需的全部信息，给投资者附加上了制度性 成本，相关政府部门间也难以进行正常的沟通和协调，增加了社会的交易成 本。其二造成监管决策中的政策缺乏连贯性，影响政府的形象和声誉，政策 的多变将导致政策信号混乱，投资者无所适从，打击投资者的信心，在此状 态下进行电力工业市场化改革，存在着市场机制在改革中逐渐完善和政策环 境不稳定的双重风险，严重的话将影响中国电力工业的发展。 四是监管部门既缺少独立性，又缺乏有效的监督制约机制。在中央层面，具有某些监管职能的机构分属于不同的并不专司电力监管的政府部门（多为 综合经济部门），这些监管机构的运作很难摆脱所属部门不合理的影响以及各 部门利益偏好的干扰。而在地方层面，监管机构应有的独立监管权力更是受 到较大程度地干扰。中央政府的有关政策和决定，在执行中就常因地方政府 领导人的干预而走样。在电力项目的审批中，地方政府领导人直接向投资者 做出价格、投资回报率承诺的现象也并不少见。这都为后来的电价管理规范 化及电网经济调度设置了难以克服的障碍。 17 在现行的监管体制下，监管职能的分散，并不意味着就存在一个有效抑 制监管机构滥用权力和减少决策失误的监督制约体系。突出的问题有两个： 其一是“政监不分”的监管制度，也就是说，赋有监管职能的相关机构既负 责电力项目的审批、产业政策、行业规划的制定等宏观调控工作，又要负责 对电力工业数量众多和类型不一的企业实行监管，政策职能和监管职能合二 为一。这种既是政策制定者又是政策执行者的监管制度安排，无法解决对监 管者的监管问题，存在着监管者权利膨胀和出现较多决策失误的危险。其二 是缺少民主监督的渠道。目前除被处罚者可依法提请行政复议和行政诉讼外， 其他各项审批是否合理，基本上是由监管机构自身及其行政上级做出判断， 并没有消费者、被监管企业等利益相关者实施民主监督的正常渠道。 五是监管机构的人员构成无法适应现代电力监管制度下监管专业化的 要求。从国外现代监管制度的发展趋势看，政府监管越来越专业化，这是因 为监管人员必须面对日趋复杂的市场环境、不同类型的监管对象、不断创新 的技术、法律纠纷以及大量的需要做出正确、及时判断的各类信息，同时还 随时面临信息不完备带来的监管风险。这就要求监管人员应由具备专业知识 和政策技巧的经济专家、法律专家和技术专家等组成，这样他们才有可能在 同被监管者的博弈中取得主动，而不被监管对象所左右。但目前的监管人员 结构存在着明显不足，经济管理和法律的复合型人材少，掌握现代监管理论 的人材和学有所长的专家少。这一状况，已无法适应现代电力监管政策性、 专业性、时效性很强的要求。此外，现行的监管机构还存在着监管技术手段 落后，纠正违规行为过多依赖行政手段等问题。 上述的诸多问题，暴露了现行监管体制已经不适应电力工业发展的需 要，更不适应电力工业市场化改革的要求。从中国电力工业的改革情况看， 尽管最终的方案仍未确定，但改革的框架已逐渐清晰。即实行“厂网分开， 竞价上网”，打破目前垂直一体化垄断的格局，将竞争性环节（发电、售电） 与垄断环节（电网）实行产权分离，在竞争环节分阶段引入竞争（首先是发 电），创造保证和推动电力工业持续发展的市场激励机制；对垄断环节实行有 效监管，对电网的经营者要求公开接入，对过网费实行监管。 在此背景下，建立与电力工业市场化改革相适应的现代监管制度应当成 为当前头等重要的大事。其理由如下： 18 电力工业是国民经济的重要基础产业和公共部门，电力工业的持续发展 和安全、可靠、高效运行，事关国家整体竞争力的提高、社会的全面进步和 广大公众的切身利益，而电力工业是一个特殊的行业，其特殊性不仅取决于 产业的基础地位，更加体现在“网络产业”的特性上，即一些重要环节（电 网）因网络特征而具有的自然垄断属性，这一特性不同于一般的竞争性产业， 即使是最理想的市场竞争方式的设计，也无法克服某些环节其固有自然垄断 属性，而这些环节的垄断问题必须通过加强监管予以克服。但是现行的监管 体制无法有效克服不断膨胀的市场垄断，也无法有效扼制日趋严重的地方保 护主义，从而使得国家的总体利益和公众的共同利益受到损害。为此必须尽 快建立与社会主义市场经济体制相适应的电力监管体制，监管的方式必须从 过去习惯于对国有企业进行直接控制，转到面向各类的投资主体创造公平竞 争的环境上来；监管机构的设置必须从过去难以摆脱部门、地方的干扰，转 到有效贯彻国家利益的轨道上来；监管的行为必须从过去的无规可循，转到 依法监管的框架上来。 中国目前的垄断行业 3，政企不分仍是一个极为普遍的现象，电力等行业 虽然形式中不再是政企合一的体制，但是政府对国有电力企业仍存在较多的 行政干预，成为了国有电力企业走向市场的最大障碍。以往的改革在政府干 预和市场调节之间经常发生摇摆，陷入了“一管就死、一放就乱”的怪圈， 投融资管理体制难以进行实质性改革，行政审批制似乎成为了政府管理电力 行业的唯一手段。改革现行的电力管理体制、构建现代监管制度，能够摆脱 这一管理怪圈的长期困扰。政府放松准入管制，将生产经营权和投资决策权 交还给企业的，同时监管机构加强垄断环节的监管，对竞争环节进行监督管 理，确保电力市场的公平和有序竞争。形成国家宏观调控部门实施宏观调控， 监管机构负责监督管理和行政执法，企业自主经营，行业协会自律的新型政 企关系。建立一个集中、独立、透明、依法监管的监管机构，还将有助于提 高行政效率。 以“厂网分开，竞价上网”为主要方式，打破垂直一体化垄断，引入有 3 本文指具有自然垄断属性的行业，一般是带有网络产业特征的行业。如电力、电信、铁路、民航等。 19 效竞争，是电力工业市场化改革的基本取向。这一改革必然带来市场结构的 极大变化和利益格局的重大调整，改革后各类市场主体的投资方式、经营模 式和行为准则也必然出现重要变化，这就要求政府监管体制必须随之调整、 变化和适应。纵观国际上先行进行电力体制改革的国家，政府监管体制的改 革均是电力工业改革的重要组成部门。没有与电力工业改革相适应的现代监 管体制，就不可能达到改革电力工业的预期目的，就不可能有效引入竞争机 制。从我国“五省一市”的改革试点情况看，现行的政府监管体制明显滞后 于市场化改革，出现了市场机制因监管改革滞后而难以发挥作用的情况，突 出表现在市场竞争环境无监管、信息不公开、项目等审批方式无改变等。这 些问题的出现，使得市场信号失去投资导向的作用，也使得投资者失去投资 信心和恶化投资预期。如果电力工业市场化的结果，因政府监管体制的改革 不到位而使得市场机制失灵的话，改革就会面临很大的风险，其结果或者是 退回到改革前的老路，或者是可能将面对出现类似美国加州那样的电力危机。 建立公正、透明、高效的现代电力监管制度，是电力工业改革顺利推进和实 施的重要保障，是促进电力工业健康、持续发展的关键。 能源资源禀赋和经济发展的不均衡是我国的基本国情，跨省、跨地区进 行资源的优化配置，是解决电力供应、高效利用资源的基本战略。但恰恰在 这一问题上，由于中央、地方分灶吃饭的财政体制和省为实体的电力体制， 以及地方保护势力增强，省间电力交换的市场壁垒和行政性壁垒现象日趋严 重，已经成为实施西电东送战略的障碍和当前深化电力工业改革的难题。部 分省市电力重复建设、自我平衡的问题也很严重，导致资源浪费。此外，还 存在诸如低效高污染小机组长期退不出市场、电源结构的长期不合理等等问 题。凡此种种，都可在相当程度上归因于监管体制的缺失。建立集中、统一 的电力监管机构，将有助于统一规范电力市场行为，有助于打破局部利益带 来的市场封锁和市场分割，实现电力资源的优化配置。 监管制度可以追朔到19世纪的美国。在1887年，旨在管理那个时代最 伟大的新兴工业——铁路的州际商务委员会的成立，标志着经济管制时代的 开始。对铁路实行管制的理由是，铁路成为当时美国的关键产业，因为铁路 将整个国家联结在一起，从而消除了各州的边界。因此，管制的目标是实行 20 公正、合理的价格，确保公众的利益，限制铁路巨头们对市场的操纵。这一 监管制度建立后，证明了在自由经济体制下的垄断行业中管理私人经济的有 效性。随后经济管制的思想，开始延伸到电力、石油、天然气、电信、民航 等其他的重要领域，管制思想成为影响美国经济的重要方面。 20世纪初的美国电力产业，占统治地位的是垂直一体化程度越来越强的 公共电力公司（私有），不仅控制了发电市场，而且控制了输电和配电市场。 这些公司在一个“独占的特许区”形成了垄断。于是1916年，美国33个州建立了政府规制机构，监督管辖区内的公共电力企业，发放经营特许权，监 管电力企业的价格、融资、服务、财务等。该规制机构的职责，一是避免消 费者利益因公共电力企业垄断而受侵害；二是保证供电的可靠性。同时该规 制机构还允许电力企业得到合理的投资回报率。尽管州政府对电力企业的监 管并没有在保护公众利益和维护公共电力企业利益之间做出优先性选择，但 却明白无误地表明了政府关注的，一是电力产品的价格；二是关注投资者进 行必要的投资以保证供电的可靠性。1935年美国国会通过了“公共机构持股 公司法”（PUHCA）。该法案将电力服务权授予地方性电力公司，同时州政府对 电力零售交易进行监管。PUHCA限制其他电力公司的发电业务进入那些已经 授权给某个公共电力公司提供电力服务的特许区。这样事实上，公共电力公 司就没有竞争。随后，美国国会又通过了联邦电力法（FEA）。该法授权联邦政府进行州际电力交易的监管。联邦电力委员会负责州际电力批发价格的制 定，而州内的零售业务由州一级机构监管。这样，到了1935年底，美国绝大多数电力交易在所谓的“回报率”或“基于服务成本定价”的框架下受到监 管。这一管制思想一直统治到20世纪的70年代，并由美国逐渐传播到世界 上主要的市场经济国家。 70年代的两次石油危机，重创了美国经济和电力工业，美国国会于1978年通过了“公共企业管制政策法（PURPA）”（做为“国家能源法”的第二部分”）， 虽然立法的初衷是鼓励可再生能源的发展和新技术的采用，但事实上PURPA法却为美国的电力市场打开了竞争的大门。随后，在里根时期，奉行“供给 学派”的主张，提倡放松管制和自由竞争。从而使得电力监管体制进入了一 个改革的新篇章，由此拉开了电力工业改革和电力监管制度改革的序幕。1996年4月24日，美国联邦能源管制委员会（FERC）发布了著名的888号法案，通过开放非歧视性的输电服务促进电力批发市场的竞争。 美国对经济管制的新思路，被英国的撒切尔首相采用和发扬，电力工业 私有化、打破垂直一体化垄断重组电力工业的市场化结构、改革和重构电力 21 监管体制，成为了英国电力改革不可分割的组成部分。1989年，英国《电力 法》确立了电力所有权从国家向私人投资者的转变、引入竞争性电力市场和 建立独立的管制系统。英国电力工业改革的模式为许多国家所效仿。特别是 20世纪80年代以来，全球电力工业市场化改革浪潮风起云涌。与15年前相 比，除非洲及亚洲的少数国家外，目前世界上大多数国家都已经或正在进行 电力工业的市场化改革。这些国家在建立电力市场、引入竞争的同时，建立 与之相适应的专业监管机构。如英国、加拿大、阿根廷、巴西、印度、波兰 等国，在实行电力改革时，都成立了专门的全国性监管机构。欧盟委员会在 “1996欧盟电力改革指令”中明确要求其所有成员国“建立一定的有效的监 管机制，保证透明度，以避免滥用某些垄断市场的行为，尤其是损害消费者、 带有掠夺性的行为”。到2001年4月，除德国以外的所有欧盟成员国都进行了监管体制改革，建立了电力或能源监管机构，明确了与电力市场结构变化 相适应的监管内容。 世界各国电力监管机构的设置、监管内容、监管依据、监管者制衡机制 等方面，取决于各自的电力市场模式、引入竞争的范围和程度、电力行业结 构和特点、国家政治体制、法律制度、国家的地域面积等，也受电力工业历 史状况的影响。因此，各国电力监管体制各有特色，不尽一致。 国外电力监管主要有两种典型的模式，一是独立的电力监管模式。以英 美为代表的以及受英美法系影响较深的澳大利亚和南美国家大多数采取的是 单独设立监管机构模式，集中监管职能于一体，监管机构独立于政府部门， 具有较强的权威性和中立性。而且这种监管模式的发展趋势是，由专门单一 的电力监管逐渐与天然气及其他能源合并，实行能源的综合监管，以节省监 管成本及提高监管效率。 二是非独立监管模式。日本以及1998年以前欧洲大陆法系国家（如法国、德国等）总体上采取政监合一的监管模式。 在独立监管模式，由于中央和地方监管机构的关系不同，又存在着两种 类型：其一是垂直监管模式，即成立一个全国统一的监管机构并设立若干分 支机构进行监管，如英国、阿根廷、新西兰等国家只设立国家电力管制机构， 根据电力管制的实际需要,在各地设立若干办事机构。其二是分级监管的方 式，采取这种方式的国家一般为如美国、澳大利亚等联邦制国家。美国在联 22 邦和州分别设置了电力管制机构，在联邦一级成立了联邦能源管制委员会 (FERC)，是隶属于美国能源部的一个独立机构。美国各州还成立了公用事业 监管机构，负责各州的电力监管。各州的电力监管机构具有很大的自主性。 从发展趋势上看，电力监管机构普遍由政府行政部门的直接监管向独 立、专业化的监管机构方向发展。很多原来采取政监合一或由政府部门直接 监管的国家，纷纷分离政监职能，建立独立的专业性监管机构。欧盟委员会 明确要求其成员国建立独立的电力监管机构。至2000年底，欧盟15个成员 国当中有12个已经决定设立专门的监管机构，其权利、权限、规模以及独立程度因国别不同而有所区别。所谓独立性包含两个涵义：一是独立于政府， 以减少政府为达到短期政治目的而行使自由裁决权所造成的风险，同时使该 机构有相当的稳定性，不因政府的更迭而发生大的变化。二是独立于股东， 与受规制主体、私人投资者和消费者都保持一定的距离，以保证其中立性和 公正性。 监管机构的经费来源，有来自于政府财政拨款的，也有来自于被监管企 业缴纳的费用，但主要形式是来自于被监管企业交纳的费用。 监管职能的确定是同电力市场的竞争程度密不可分的，换句话说，电力 市场的竞争程度和市场结构决定了监管机构的职能。竞争程度越低，越需要 加强监管。如前所述，监管并不能根本解决垄断体制下的福利损失问题，在 电力工业尽最大可能引入竞争和市场机制，有限范围原则得以普遍采用，即 监管机构的重点应放在竞争而不是监管问题上，只要可能市场机制就应成为 主导，这样监管机构应集中在判断行业的垄断成分和反垄断等问题上。按照 此理念建立的与市场化改革相适应的电力监管制度，就成为了电力监管体制 改革的基本方向。从监管职能上，现代电力监管制度有如下特点： 一是随着电力市场的逐步完善和市场功能的发挥，各国电力监管体制改 革的总趋势是区分竞争环节（发电和售电）和垄断环节（输配电），放松竞争 环节的经济性监管，加强自然垄断环节的网络接入监管、价格监管以及安全、 环保和普遍服务等非经济性内容的监管（社会监管）。监管改革的理念是在竞 争环节充分发挥市场功能，监管主要集中在垄断环节，使得监管的对象和内 容均集中，以提高监管的有效性和效率。对竞争环节的经济性监管，不再实 行以往严格的准入和价格管制；监管的目标是鼓励公平竞争、防止市场的垄 断、保证公平、有效竞争的市场秩序；监管的具体内容和手段是行业准入（此 处对准入的监管主要是审查企业的资质、是否符合环境要求和技术要求等， 23 而不是限制进入的准入管理）、股权结构、环境保护、服务质量等。对垄断环 节——输配电的经济监管，主要是网络开放、输配电价、服务质量等，其中 输配电价格和网络的公平接入是监管的核心。社会性监管则主要是对涉及技 术(如系统规划、运行)、安全、消费者利益、清洁能源发展、污染物排放、 环境保护、普遍服务等方面进行监管。 二是由保护性监管向激励性监管转变，此特征更多地体现在监管的核心 内容——输配电价格监管上。所谓价格的保护性监管是指过去广泛采用的投 资回报率的价格监管工具。就基于投资回报率的价格监管而言，试图让公众 代表参与制定电价、回报率和投资的方式，达到促进电力公司履行服务义务 和防止出现垄断利润的目的。但是，这种方法的致命缺陷是，首先，采用投 资回报率规制，政府规制机构必须掌握充分信息，从而必须支付昂贵成本和 需要庞大的官僚机构。其次，政府规制者掌握的信息相对公司而言仍不完备， 由于信息不对称导致政府同公司就回报率进行谈判时，处于不利地位。再次， 是固定回报率不能创造一种激励机制，促进公司降低成本。由于投资回报率 按法定比例固定不变，因此电力公司的利润率既有保证又固定不变，这样就 缺乏一种促进电力公司降低成本的激励机制。事实上，这一价格监管方法是 使被监管者利益“法定”化的保护性监管。 最高限价的价格监管（RPI—X）是一种新的规制工具，它是在考虑了物价指数的前提下，对输配电价格实行最高限价，并且此最高限价不是长期固 定不变的，而是定期进行调查和调整，通常是逐步下调的。监管机构提前制 定下一阶段的最高限价，要求输、配电公司在所要求的时间，其输配电价格 必须低于最高限价。这样就对被监管者创造了一个提高效率、降低成本的激 励机制，故而称其为激励性监管。这一激励性的价格监管方式，被越来越多 的国家所采用，而且还在电信、天然气、供水等产业中都得到应用。 但是，由于发达国家和发展中国家发展阶段不同，电力改革的目标选择 和改革重点存在着明显的差异。发达国家在电力市场成熟、电力供给大于需 求的前提条件下，改革的重点是价格的激励性监管，以改进企业的经营绩效、 提高行业运行效率、降低电价和提供多种服务；发展中国家却面临发展电力、 推动经济发展、实现社会发展目标等任务，电力改革的重点是要保证电力系 统的安全运行、吸引新投资以支持电力行业发展。 许多国家监管的监督制衡机制由如下三方面组成： 一是实行政监分离。政府各部门负责政策和规划的制定；监管机构执行 24 政府政策，对电力市场进行日常的、专业化的监管。政策制定职能和监管职 能的分离，避免了监管机构既是政策制定者又是执行者的弊端，有助于约束 监管机构的权利和减少决策失误。 二是法律授权。监管机构的设置及其监管职能得到法律的明确授权，监 管机构的一切行为都置于法律和监管规则的框架下，依法监管，从而避免了 监管机构滥用权利。 三是透明度。透明度的实现主要表现在：清晰地描绘监管机构的作用范 围；公开其决策机制；明确的制定监管规则和仲裁争议的程序；公布其决定 以及做出决定的理由；将监管机构的行为和被监管者的履行行为定期向公众 报告；规定有效的上诉机制；将监管机构的行为和工作效率报告提交给外部 检查人员进行详细地审查。 三是争端解决机制。一般采取仲裁和司法两类，如澳大利亚的电力法庭。 综上所述，现代电力监管体制具有如下特征： 中国电力监管体制的改革，应在借鉴国外先进经验的基础上，充分结合 中国电力工业的特性、市场化改革的逐步推进、中央和地方政府的体制特征 以及历史的条件，着眼于解决现行监管体制中存在的突出问题，构建与国际 现代电力监管体制潮流相符合的新型监管体制。 中国的电力监管体制改革还应放在政府经济职能改革和转变的大背景 下统筹考虑。中国加入WTO后，政府管理经济的方式面临着一系列重大的改 革，其中对于垄断行业中政府监管机构、监管方式、监管理念、监管政策和 相关法律的改革，是政府改革其经济管理职能的重要组成部门，甚至在某种 程度上是改革的主要工作。为此，中国电力监管体制的改革要同整个管理体 制的改革相协调，并通过电力监管体制的改革取得经验，吸取教训，为其他 行业（主要是垄断性行业）政府监管制度的改革提供借鉴。 为此，中国的电力监管体制改革应遵循如下原则： 25 一是电力监管体制的改革与电力工业市场化改革的进程相对应。中国的现实和他国的经验都说明，电力工业的市场化改革是一项复杂而需分步实施 的过程，采取厂网的产权分开、发电竞价上网，而后输配电网分开，最后到 售电引入竞争的实施步骤。在此过程中，电力监管体制应加速改革，以确保 电力工业的市场化改革在监管中顺利推进，以避免少出问题和少走弯路。而 监管的内容应同竞争的引入范围和竞争强度相对应，以最大限度地发挥市场 机制的作用为目标。监管还应起到引导、监督、评价电力工业市场化改革的 作用。 二是电力监管体制的改革应与政府行政体制的改革和职能转换相协调。电力监管体制的改革是政府行政体制改革的重要组成部分，既要兼顾当前的 现状和现实可能性，更要着眼于建立新型的政府行政体制的长远目标，具有 相当的前瞻性和延续性，避免与今后政府行政体制改革发生矛盾甚至制造障 碍。力争形成“企业自主经营，行业协会自律服务，监管机构依法监管”的 新型政企关系。设立独立于宏观调控部门的电力监管机构，实行政监分离， 并将目前分散在各部门的电力监管职能集中到电力监管机构，政府行政审批 制度的改革应做为近期电力监管改革的主要内容。 三是电力监管体制的改革应以相关法律、法规的建设做保证。立法先行是他国电力监管体制改革的基本经验之一。但是由于中国的相关法律、法规 的立法工作十分庞大，且立法过程较长，而现行监管体制存在的突出问题、 电力改革的形势、政府行政体制改革紧迫性等方面的要求，又不可能经历一 个较长的时间再进行电力监管体制的改革，为解决这一矛盾，可先行采取行 政法规而后立法的方式。监管机构及其职能必须得到法律授权，才能形成透 明、可预见、相互制衡的电力监管新体制，才能做到依法监管。也就是说， 立法先行的原则必须遵守。 原则：独立的监管机构 从电力管制机构的设置情况看，有二种可选模式： 一是分布模式，以行政区划建立电力监管的组织体系，实行统一管制，双重领导，分级管理。设立国家级和省（自治区、直辖市）两级行政管理的 电力监管机构，分别由全国人大（或国务院）和地方人大（或地方政府）授 权，并统一监管原则和监管方法。国家制定有关管制法律、法规或规章，地 方政府可参照制定符合本地区实际的地方性法规或规章。实行中央和地方的 26 双重领导体制，在处理重大监管问题时，坚持地方服从中央。 二是集中模式，国家设立全国统一的电力管制机构，实行垂直管理，并 按照全国各地电力市场监管工作的实际需要，在区域和部分省（自治区、直 接市）设立相应的派出机构和分支机构。电力管制机构接受全国人大（或国 务院）的授权，依据国家制定的相关法律、法规或规章，对电力行业实行管 制。 鉴于中国自然资源禀赋和经济发展的地区非均衡性，为了有利于打破省 间电力市场壁垒，排除地方保护主义的干扰，在更大范围内优化电力资源配 置。建议采取集中模式，设立独立的、全国统一的电力监管机构——“国家 电力监管委员会”。该委员会直属国务院，按国家授权行使电力监管职能，对 全国电力市场实行集中统一监管。 电力监管体系由国家、区域、部分省（直辖市、自治区）三级监管机构 构成。中央对地方电力监管机构实行垂直领导。区域电力监管机构是国家电 力监管委员会向电网公司和电力交易中心所在区域的派出机构。省（直辖市、 自治区）级机构是在部分确有需要的省（市、区）派驻的分支机构或办事处。 三级机构各自的职能分工如下： 国家级监管机构（国家电力监管委员会）的主要职责是拟定全国性的监 管原则和监管规则；制定电力许可证范本；监管跨大区电力批发市场；监管 跨大区输电业务；协调处理跨大区事项。 区域级监管机构的主要职责是执行全国统一的监管原则和监管规则，监 管大区内电力批发市场，管制大区内跨省输电业务，协调处理大区内跨省事 项。对区域内未设立相应机构的省（直辖市、自治区）履行省内的相关监管 职能。 省（直辖市、自治区）级监管机构的主要职责是执行全国统一的监管原 则和监管规则，监管省内电力零售市场，监管省内的输配电业务。 为保证电力监管机构的权威性和独立性，国家电力监管委员会的负责人 及其领导成员由国务院任命和管理，其他人员的任命和管理由监管机构负责。 监管机构的人员编制由政府核定。监管机构的人员组成由政府公务员、电力、 金融、财务、法律、经济等方面的专业人员构成，面向社会公开招聘。 监管机构的经费来源，从他国的具体做法看，有两种不同的经费渠道， 一是财政预算拨款；二是向被监管的电力企业征收规费。现阶段国家电力监 管委员会的经费来源应以财政拨款为主，收费为辅。但从长期趋势看，应以 收费为主，这是增强监管机构的独立性、提高其办事效率的需要。 27 原则：一是集中行使监管职能； 二是政策职能与监管职能分离； 三是放松对竞争环节的监管，加强对垄断环节的监管和社会性监 管。 分离政府政策制定职能和政府监管职能的基本设想是，政府政策部门主 要负责：根据社会发展的长远目标和宏观经济运行的需要，制定电力行业的 发展规划和产业政策，电力发展战略，环境保护政策和标准等。电力监管机 构的主要职责是依据法律法规和政策规定，制定行业监管的具体标准和细则； 落实电力产业政策和行业发展规划；具体负责电力事业的日常监督管理和电 力行政执法。 电力监管机构的职能主要分为对电力企业垄断行为的监管和对电力市 场交易行为的监管两大部分。监管又分为经济性监管和社会性监管两大内容， 经济性监管的主要内容包括电价监管、电力市场进入监管、电力商品质量和 服务质量监管等；社会性监管的主要内容包括电力生产技术标准、安全标准、 服务标准、环境保护标准的监管以及清洁能源的发展和效能的提高等。应将 目前分散在政府经济综合部门的监管职能集中，授权监管机构统一行使。 具体地讲，国家应将授权监管机构行使如下职能： （1）贯彻落实国家有关电力工业的方针政策，对电力企业执行国家电力 法律、法规的情况进行监督管理。对国家的能源政策特别是新能源发展政策 的执行情况进行监督。 （2）制定监管规则和标准，提出立法和政策建议。依照授权、相关法律、 政策制定电力监管实施细则，制定电力市场运行规则（尤其是竞价原则和方 法），建立监管程序，向立法机关提出电力立法建议，向有关部门提出政策制 定建议。 （3）在电力工业的改革阶段，按照国家对改革的统一部署，监督电力企 业实施改革，并对改革的措施、实效进行评估，针对已出现或可能出现的问 题，提出进一步改革或改进的建议。 （4）监管电力市场准入和退出。建立电力许可证制度，规定市场准入条 件和审查程序，明确持证者具体的权利和义务，按照规定条件和程序分别核 发发电、输电、配售电（供电）许可证，并对持证者执行许可证条款的情况 进行监督；对持证者的退出进行监管。制定购售电合同和供用电合同范本并 28 监督执行。 （5）维护竞争环节的市场秩序，促进公平竞争。依法对市场交易行为、 市场结构、市场信息披露等进行监管；监管电力企业的股权转让、重组和兼 并等活动；对市场的竞争程度和企业的垄断地位做出评价；监管市场成员之 间相互串通、操纵市场价格的行为。 （6）监管电价和电力企业财务计划。对垄断环节（输配电）的电价实行 政府定价，制定垄断环节的电价监管方式和电价水平；对竞争环节（发电、 售电）逐步实行市场定价，并监控其电价水平；对终端销售电价出现的过快 上涨，提出应对措施。按财政部规定的原则制定电力企业会计标准，监督垄 断环节电力企业的财务状况和成本，并对成本的真实性做出评估。 （7）对输配电企业的电网公开接入实行监管。强制性要求输配电企业开 放电网，要求输配电企业必须向每个申请使用电网的用户提供无歧视的、公 平的服务，并对输配电企业的执行情况进行监督。 （8）审批电力投资计划。制定电力投资计划审批标准和程序，审批电力 投资计划，而审批的标准主要是能否满足社会性监管的需要。 （9）监管电网调度机构和电力交易中心。制定和落实电力调度的原则、 程序，监督电网调度机构的行为是否公开、公平、公正；监管电力交易中心， 对电力交易中心发布信息的真实性、准确性、时效性、完整性进行监督；负 责电力市场的统计与信息资源管理。 （10）组织研究和预测电力供需发展趋势。根据所掌握的市场信息和经济 增长的情况，研究和预测电力供需状况和结构变化的趋势，供有关部门制定 电力发展计划时参考。 （11）发布强制性技术标准和服务标准并监督执行。组织制定有关电网、 电厂安全稳定运行的技术标准、安全标准并监督实施；明确电力企业的具体 服务义务，建立最低服务质量标准并监督执行。 （12）协调和处理市场纠纷。制定市场纠纷解决程序，受理市场成员之间 的争议纠纷，并进行协调和处理。 （13）对市场违法违规行为进行查处。依据国家法律、法规、规章和市场 规则，对企业串谋、操纵价格、价格歧视等各种市场违法违规行为进行调查、 听证和处罚。 做法：一是政监分离； 二是法律授权，依法监管； 29 三是公开透明，群众监督。 关于政监分离的问题，前面多有论述，不再重复。 监管机构的设立及其所有监管行为必须以法律为依据，同时，电力监管 体制改革也必须依法行事。这是约束监管者行为的最基本的方式。为此，应 本着统筹规划、分步实施的原则加快中国电力法律体系的建立和完善。最终 形成以修改和完善后的《电力法》为核心内容，以《电力市场监管条例》、《电 力市场运营条例》、《电价管理条例》、《电网调度管理条例》、《电力许可证管 理办法》、《电厂竞价上网售电办法》等为主要内容的电力法律体系。真正形 成监管机构法律授权，监管职能依法履行的局面。 监管机构及其监管程序、监管决策的公开透明，接受公众的监督是解决 对监管者实施监管的有效方式之一。为此，监管机构有责任将国家有关的法 律、法规、政策、监管程序、监管决策等公布于众，广为宣传。并在监管中 贯彻公众参与原则。例如，举行听证会；建立咨询委员会，邀请被监管企业、 用户代表、专家学者参与、协商。另外制定有关电力行政复议和行政争议处 理办法。 30 电力工业是基础产业，电力是一种关系到国计民生的特殊商品，电价是 这种特殊商品价值的体现。根据国家的总体安排，有关省市电力工业“网厂 分开，竞价上网”的试点工作已经全面展开，我国电力工业进一步深化体制 改革的进程正在加紧实施。在整个电力体制改革中，电价牵动着电力生产和 消费的各个环节，改革和健全合理的电价形成机制是电力改革的关键环节。 由美国能源基金会资助的本项研究，将结合中国电力工业改革的总体方 向及“网厂分开、竞价上网”的市场化改革实践，在学习和总结世界各电力 工业市场化改革先进国家的经验基础上，提出适应中国国情的电价形成机制， 为国家实施下一步电力体制改革和中国电力工业可持续发展提供决策参考。 电力改革的最终目的促进电力工业持续、健康、稳定的发展，保障国民 经济发展和人民生活水平的提高。因此，电价改革的目标就是要建立与电力 市场目标模式相适应的科学合理的电价形成机制和市场竞价机制，制订既能 鼓励电力可持续发展，又能促进电力企业自我约束电力建设投资、降低生产 成本，并且实现用户公平负担、提高能效的发电电价、输电价、配电价和销 售电价构成的电价体系，同时建立与电力体制改革和电力市场管理协调融洽 的高效、有力的电价监管体系。具体来说： 在“厂网分开”、“网售分开”的基础上，建立完整的竞争性的电力市场，政府制定电力市场交易规则，发电的购 售价格在竞争中形成，促使发电商自我约束成本、提高效率，优化电源结构。 根据输配电网络业务的自然垄断特性，确立输配电价形成机制和有效监管方式，建立与输配网络业务相适应的独立 价格形式，促使电网健康发展。 实行以市场为主导的定价模式。引入竞争性零售商制度，让大部分用户成为竞争性用户，拥有对供电方的选择权。 对没有选择供电方的用户，政府对电网的专营销售电价实行监管。 31 目前，我国还处在市场经济的发展和完善阶段，社会、经济、法律等环 境都会成为电价改革实施的制约因素。比如，电力用户对降低电价有着强烈 的愿望，这给电价改革带来了很大压力，因为公众的期望与电价的现实状况 有着很大差距。在现阶段的销售电价中，输配电价格水平低于电网本身实现 良性循环、健康发展对价格的需求，部分电网难以在销售电价中全部回收供 电成本。在电力行业实行“厂网分开、竞价上网”后，如果发电侧的价格不 能较大幅度地降低，而输配电价格又需要调整到一个较为合理的水平，则销 售电价不仅不会下降，还有可能进一步上升。另外，国外工业电价通常要低 于居民电价，而我国的工业电价略高于居民电价。若在保持销售电价总水平 不变的情况下，由于工业用电比重大（约占70%左右），工业电价的稍微下调 将则会导致居民电价上升幅度较大。由于居民电价涉及千家万户，价格上调 难度很大。 电力市场竞争形成的发电价格受多种因素的影响，引入竞争后电力市场 的发电价格不一定降低。若市场竞争机制引入发电领域，而且发电市场价格 完全由市场确定，在这种情况下，上网电价将随着发电侧的供需平衡情况等 因素升高或降低，从而产生了不确定性。实际上电力用户长期已习惯于电价 的相对稳定，对电价的波动还没有足够的心理准备。因此，电力用户需要很 长的时间才能适应电力市场化以后电价的这种不确定性。特别是电力市场化 改革后若发电市场价格较大幅度的升高，会导致公众的不满，则可能成为电 价改革实施的制约因素。 目前，政府发布的目录电价中，对一些特殊用户制定了一系列优惠政策， 但是在电力实行零售竞争条件下，由于所有用户都享有通过市场平等选择供 电商（发电商）的权利，所以那些特殊用户（如农业生产用户）可能会因为 失去优惠政策的保护而受到损失，这也会成为电价改革实施的制约因素。 我国现行电价体系包含发电厂上网电价（即发电电价）、电网销售电价和 电网间的互供电价，其中电网间互供电价也可看作是电网销售电价的一种特 例。现行电价体系示意图见图2-1。 - 1986年以前老电厂 - 合资电厂 32 - 1992年前国家投资新电厂 - 1992年后国家投资新电厂 发电电价 发电成本 网间交换电价 - 地方小电厂 趸售电价 趸售电价 发电电价 零售电价 零售电价 零售电价 图2-1 现行电价体系示意图 (1)发电电价 发电电价也称上网电价，一般指省级以上电力公司向独立发电厂（包括 合资电厂、集资电厂等）购电时的电价。独立发电企业的发电价格以单个电 厂或是单个机组为基础分别核定，执行“新电新价”的政策。“新电新价”的 主要原则是“还本付息电价”，即制定上网电价保证电厂投资者在相对短的时 间（一般为10年左右）内偿还所有贷款本金和利息，并获得较高的投资回报。 省和省级以上的电网调度的独立发电厂上网电价由国家级部门审批，地方独 立电网调度的发电厂上网电价由省级部门审批。 1985年以前全部由国家投资建成的老电厂及1985-1992年由电建基金投资建成的电厂没有发电电价，只能通过国家批准的目录电价回收直接的运 行成本，包括折旧、燃料费用、维护检修费用及人工工资等等，但不包括投 资回报。 国家计委2001年颁布了制定电厂上网电价的新规定：（i）对于新建电厂将按照经营期测算平均上网电价，对于现有电厂，则按剩余经营期核定上 网电价；（ii）电厂的成本按省级电网内同时期建设的同类型技术先进的发电 机组的社会平均成本为基础核定。对于符合环保要求的机组所增加的投资， 33 可以另行计算。这将有利于促进环保机组的发展；（iii）经营期内资本金内部收益率按略高于同期国内银行５年期以上贷款利率计算。 根据新的规定，预计现有电厂的上网电价将会有不同程度的下降。对于 新建电厂，同类电厂的上网电价将相同，打破了“一厂一价”的还本付息定 价模式，为未来市场公平竞价打下良好基础。 （2）零售及趸售电价 零售电价是指终端用户从省电力公司或独立的地区配电公司购电时的 电价，零售电价一般以省为单位统一制定。趸售电价是指独立的地区配电公 司从省电力公司购电时的电价，趸售电价在一省内也是统一价格。省级电力 零售及趸售电价由国家计委制定并发布，称为目录电价。目录电价需要调整 时，一般由省电力公司根据自身的财务需求、燃料价格及运输费用变化的情 况，经过计算分析后向国家计委报送电价调整报告，国家计委通过考察研究 电价调整报告，全部或者部分地采纳省公司的电价调整请求，并予以批准， 形成新的目录电价。在实际中，电力用户在支付电费时，除了支付目录电价 形成的费用外，还要根据各省各地区的不同情况，交纳一定的基金和附加费。 （3）现行电价体系的主要特征 我国现行电价体系有如下主要特征：（1）在发电环节，价格制度覆盖范 围不全，电网直属发电厂（占总装机容量40%左右）没有独立的价格，独立发电厂（占总装机容量60%左右）有独立的价格，实行“一厂一价，一机一 价”；（2）在输配电环节，除个别跨网联络线核定了输电价格外，电网输配环 节基本无独立价值表现，其投入整体上纳入电网企业生产成本，与直属发电 及独立电厂购电一起捆绑定价。因此，我国现行的电价体系为“一段半式” 电价，即完整的销售电价和部分独立发电厂的上网电价。 上网电价是独立核算的电力生产企业向电网经营企业提供电能的结算 价格。上网电价通过发电厂与电网经营企业签定购电合同予以明确，一般为 一部制电量电价，购电合同中通常约定发电机组的年利用小时数。 目前全国发电环节平均电价每千瓦时约0.29元。其中，1985年以前建成的电网直属电厂没有独立的上网电价，与电网的内部结算价平均约为每千 瓦时0.24元；1985年以后建成的独立核算电厂上网电价平均为每千瓦时0.33 34 元。其中1997年核批的62个电厂上网电价平均为每千瓦时0.41元，1999年-2000年核定的70个电厂上网电价平均约为每千瓦时0.36元。 销售电价是用户最终负担的电价水平，包括目录电价和价外基金及附 加，形成电力企业销售收入只有目录电价对应的收入。自2000年起，我国大部分电网已将国家和省级规定的价外基金，如电力建设基金、三峡工程建设 基金和城市公用事业附加，并入目录电价。 我国现行目录电价结构是在1976年国家颁布的《电热价格》基础上形 成的，目录电价结构有以下特点： (1)具有基本统一的电价分类。用户一般分为居民、非居民照明、大工 业、非工业及普通工业、商业、农业生产、农业排灌等不同的用户。 (2)对各类用电实行电压等级差价。电压等级分为220kV、110kV、35kV、1-10kV、1kV以下五个电压等级，电压等级越高，电价越低。 (3)对315 kVA以上的工业用户实行两部制电价，并实行功率因数调整电 费办法。 (4)对部分工业、农业用户设置了优惠电价。 (5)有的地方根据本地电网特性，对大用户还实行丰枯电价和峰谷分时电 价。 据不完全统计，目前全国省级电网平均目录电价每千瓦时约0.39元，其中供电环节平均每千瓦时约0.1元。由于我国地域辽阔，各地区自然资源分 布、经济发展水平相差较大，目录电价水平也相差较大，一般来说中西部较 低，东南沿海地区较高。 表3-1、3-2、3-3中列举云南省1999年的销售电价情况。云南省零售电 力用户分为8类，趸售用户分为6类。对于电炉铁合金及电解铝工业、黄磷 和烧碱生产、电石、化肥生产、贫困县农业排灌和居民电炊用电等执行优惠 电价。 依据我国现行电价管理办法，对1985年前建成的老电厂和电网按简单 再生产模式，仅根据“燃运加价”等成本推动对电价小幅调整，使老电厂缺 乏进行技术改造和设备更新的资金，不利于老电厂降低煤耗、减少污染和提 35 高能源利用效率；对1985年后的新建电厂实行以个别成本为基础的还本付息 电价，造成“一厂一价”、“一机一价”的价格混乱，并且由于缺乏对电厂投 资成本的约束和经营成本的控制，致使工程造价不断提高，进而推动上网电 价节节上升；由于电厂的上网电价定价的基础不同，老电厂环保要求而低造 价低，新电厂环保要求高而造价高，一方面造成污染严重的老电厂发电利用 小时高，达到排放标准的新电厂利用小时低，不利于提高能源利用效率、减 少环境污染；另一方面使新老电厂在不同的基础上进行竞争，使新电厂在上 网电价上处于劣势，不利于技术进步；由于电网的投资和运行成本与电网经 营企业的电厂成本、电网购电成本一起形成电网目录电价，电网环节的价值 包含在目录电价内，在上网电价不断攀升、销售电价控制严格的情况下，电 网经营的合理收益得不到保证，使电网企业无力新建电网项目，输配电网薄 弱的状况难以改善，不利于电网的正常发展。 电量电价 (元/kWh) 基本电价 目录电价 <1kV 1-10kV 35-110110kV 最大需变压器容电建基金 三峡基金 kV 以上 量 量 元/kW/元/kVA/(元/kWh) (元/kWh) 月 月 1. 居民生活用电 0.340 0.335 0.335 0.02 0.004 2. 非居民照明 0.447 0.435 0.437 0.02 0.004 其中: 国有大专院校 0.380 0.380 0.380 0.02 0.004 3. 非工业普通工业 0.381 0.373 0.363 0.02 0.004 其中: 小化肥工业（315kVA以下） 0.283 0.278 0.270 免征 0.004 4. 大工业 0.278 0.276 0.266 15.00 10.00 0.02 0.004 1980年6月30日前耗电定额内用电 量的电价 电炉铁合金及电解铝工业 0.277 0.266 0.256 15.00 10.00 0.02 0.004 黄磷和烧碱生产 0.277 0.266 0.256 15.00 10.00 0.02 0.004 电石 0.267 0.256 0.246 15.00 10.00 0.02 0.004 化肥 0.183 0.175 0.168 15.00 10.00 免征 0.004 1980年6月30日后新增用电电价 电炉铁合金及电解铝工业 0.278 0.276 0.266 15.00 10.00 0.02 0.004 黄磷和烧碱生产 0.278 0.276 0.266 15.00 10.00 0.02 0.004 电石 0.277 0.266 0.256 15.00 10.00 0.02 0.004 化肥 0.193 0.185 0.178 15.00 10.00 免征 0.004 5. 农业 0.317 0.309 0.296 0.02 0.004 其中：农业排灌 0.317 0.309 0.296 免征 免征 6. 贫困县农业排灌 0.185 0.183 0.180 免征 免征 7. 商业用电 0.550 0.550 0.550 0.02 0.004 8. 民用电炊 0.225 0.225 0.225 0.02 0.004 36 单位：元/kWh 县级 县以下 用户分类 35kV 35kV and and 1-10kV Over 1-10kV Over 电建基金 三峡基金 1. 居民用电 0.260 0.260 0.280 0.280 0.020 0.040 2. 非居民照明 0.350 0.350 0.369 0.369 0.020 0.040 3. 非工业普通工业 0.272 0.266 0.280 0.274 0.020 0.040 其中：小化肥工业（低于0.202 0.198 0.208 0.204 免征 0.040 315kVA） 4. 农业用电 0.247 0.236 0.247 0.236 0.020 0.040 其中：农业排灌 0.247 0.236 0.247 0.236 免征 免征 5. 贫困县农业排灌 0.141 0.136 0.141 0.136 免征 免征 6. 商业用电 0.408 0.408 0.408 0.408 0.020 0.040 1. 大工业 0.2916 2. 非工业普通工业 0.3897 3. 农业 0.2734 4. 贫困县排灌 0.2031 5. 商业用电 0.5579 6. 居民用电 0.3320 7. 非居民照明 0.4510 8. 趸售 0.2547 0.2914 电价按统一政策、分级管理的原则，实行中央和地方两级管理。但在实 际执行中，由于电价定价与管理的职责不清，造成了地方各级政府和一些电 力企业不规范的电价行为。根据电价调查，1997年全国各地不合理的价外加 价共有240多亿元，相当于全国范围内每千瓦时涨价3分钱。各种价外加价 既挤占了正常的电价空间，又加重了用户负担。 37 在农村地区，由于农村用电管理体制不顺，管理不规范，使农村用电电 价大大高于国家目录电价，加重了农民的负担。 在电价结构上，首先由于目录电价中对用户分类主要按照电力用途划 分，因此电价结构未能反映用电负荷特性不同对供电成本的影响；其次，两 部制销售电价适用范围小（仅有大工业用户实行），容量电价比重偏低，特别 是多年来目录电价调整主要是考虑成本推动因素提高电量电价水平，没有进 行销售电价的整体设计，容量电价比重进一步降低；另外，丰枯电价和峰谷 电价的实施范围小，峰谷电价差价小，难以起到有效的经济信号作用。 从销售电价水平上看，各类用户平均电价中，大工业用户电价偏高，补 贴了其他用户。而不同电压等级间的电价差别很小，不能反映各电压等级真 实的供电成本，不利于促使用户提高能源利用效率。 总之，现行的电价结构和电价形成机制不能提供正确的经济信号和足够 的激励作用来促进投资者和电力用户对提高电力领域能效的投资，因此随着 电力管理体制改革的不断深化，必须同步进行电价体制改革。 电力管理体制改革是电价改革的前提，电价改革是电力管理体制改革中 间的一环，必须与电力体制改革相适应。随着电力工业体制改革的逐步深化， “打破垄断、引入竞争，推进电力市场化”已经成为中国电力工业改革的基 本取向，而市场结构、交易规则和电价形成机制共同构成了电力市场的框架， 它们之间有着相互作用，密不可分的关系。因此，在研究电价改革前，需要 明确改革后的电力体制和电力市场模式。 根据国际上电力工业改革的先进经验和我国电力体制改革的基本走向， 我国电力管理体制改革和电力市场的远期模式应为发电、输电、配电、销售 四个环节完全分开，电力市场模式为在发电侧和售电侧两个环节引入竞争的 电力市场，即零售竞争电力市场。 电力工业从一体化垄断模式向竞争的市场模式转变是一项艰巨复杂的 任务，需要进行大量的工作。从国际电力市场改革的经验来看，电力市场的 改革涉及立法、技术支撑、管理人员培训、电网安全运行等许多关键环节， 是一个复杂的系统工程，从开始准备到较为完善需要经历多个阶段和较长的 38 时间。从我国电力工业发展的实际情况看，目前我国电力系统技术水平还有 待进一步提高，而且改革所引起的利益调整客观上会影响电力市场改革进程， 因此我国电力改革必须分阶段逐步实施。一般认为，电力改革将分三步实施： 首先，进行电厂与电网垂直分开，建立发电侧的竞争性电力市场；然后，输 配分开，开放输电网，按区域组建独立的配售一体的配电公司，建立批发竞 争的电力市场；最后，配售分开，开放配电网，组建独立电力零售商，在售 电环节引入竞争机制，建立零售竞争的电力市场。 零售竞争的电力市场可由双边合同市场、现货市场和平衡市场构成。电力市场的主要成员包括：独立发电商、独立零售商、竞争性用户。输电公司 提供输电服务，并负责电力交易管理和电网调度。配电公司负责提供配电服 务。 双边合约是指电力供需双方为规避现货市场价格波动的风险，以一定的协议价格签订长期或短期电力供应合约。长期合约是指持续时间一年及以上 的购售合同，合同应载明总电量、分月电量计划、分月最高及最低电力值、 各时段电力、交易价格、计量、电能损失承担、结算、违约处罚等项内容。 短期合约是指持续时间为一天及以上，一年以下的购售合同，合同应规定总 购电量、各时段电量、交易各点电力曲线、交易电价、计量等内容。 双边合约可不通过电力交易管理机构，由电力供需双方直接协商签订，并由双方直接结算。在实际操作中，合同的双方要严格遵守合同规定的供用 电方式，并提前上报市场交易管理机构。双边合约的电价通过供需双方协商、 谈判确定，双边合约电价的基础是机会成本。双边和约交易中使用到电网企 业的输配电网络时，和约双方应按照规定向提供输配电服务的电网企业交纳 输配电费用。 通过双边和约形成的市场称为双边合约市场，是电力市场的主要组成部分。 现货市场是一个在电力实际生产和消费的前一天对电力进行买卖的市场。现货市场用于调节双边合同市场的差额，是双边合同市场的重要补充。 由于双边合同一旦签订，供用双方必须按照合同规定的各时段电力供需保持 平衡，但由于各种原因，双边合同实施过程中对于可以预见的超过或低于合 同规定的电力，通过现货市场买卖实现双边合同规定的电力供需平衡。 现货市场是非强制性的自愿市场，发电商、电力零售商和大用户都可以 39 自愿参加。在现货市场内，供电方可以是发电商、也可以是预计电力需求低 于双边合同规定的电力零售商和大用户，同样，需电方可以是发电量低于双 边合同规定的发电商，以及电力零售商和大用户。 平衡调节市场是实现电网运行中电力电量实时平衡的市场，用于实时调 度中平衡发、用电计划与实际的差别。一般而言，双边合约用电通过现货市 场调节后将达到平衡，对于不确定因素引起的发、用电不平衡，则通过平衡 市场进行调节。 电价体系的设计应根据电力市场结构、市场规则和电价改革目标，统一 考虑。根据上述零售竞争市场的结构、市场规则总框架，电价体系列举如下。 ：包括双边合同市场的购电价、现货市场的系统清算价格和平 衡市场的清算价格。为使发电厂能在环保标准一致的基础上公平竞争，应建 立科学合理的排污费（税）体制。 包括输电网的接网费费率或称输电网接网价（由接入输 电网的电厂支付）、输电网使用费费率或称输电价（由接入输电网的电厂和所 有用户分别支付）；配电网的接网费费率或称配电网接网价（由接入配电网的 电厂支付）、配电网使用费费率或称配电价（由接入配电网的电厂和用户分别 支付）。电网环节的价格之所以分成接网价、和分别由电厂和用户支付的输电 价、配电价，主要原因是：电厂和负荷的布局需要电网的结构与之相适应， 不同的电厂和负荷布局对电网的建设投资和运行成本产生不同的影响。因此， 根据电厂和负荷布局对电网成本影响承担不同的接网价、输电价、配电价， 有利于对新建电厂和新增负荷综合考虑其成本，选择合理的布局，使电力供 应的总成本最小；同时，也有利于电厂在公平的基础上进行竞争。 包括竞争性用户和专营用户的电价。 双边合同主要在独立发电商与竞争性用户或电力零售商之间签定。双边 合同电价由合同双方通过谈判、协商确定。由于输电公司要为接入输电网的 40 独立发电商提供接网服务和输电服务，因此，合同电价应包含独立发电商支 付给输电公司的接网价和输电价。 在现货市场中，市场成员由发电公司、配电公司、零售商及终端用户等 成员构成。市场成员根据各自情况向交易中心提出报价，主要包括购（售） 电力电量、时段及价格。通常情况下，电力交易中心把所有的申报分为两组， 一组是卖电申报，一组是买电申报。在电网不存在输电容量约束时，将某时 段买卖电申报价格平衡点的价格，作为该时段的系统价格，该价格即为现货 市场清算价格。如果电网中可能会出现在输电容量约束，则应根据输电网的 结构和省间联络线的约束情况事先将电网划分成几个价格申报区，按照上述 方法计算各申报区的独立区域价格，并引入容量费，通过对不同的申报区加 减容量费，分别确定各申报区的成交价格。 能够在短时间内增加或减少出力（负荷）的市场成员（包括发电公司及 电力用户）可向电力交易中心报价，交易中心按照价格对其排序，提交给电 网调度中心。电网调度中心在实时调度中根据系统需求，按照价格顺序调用 机组，每小时内被调用的最高价格作为平衡电量调节市场的结算价格，交易 中心按照该价格对买卖双方的不平衡电量进行结算。平衡电量调节市场的建 立，将竞争机制引入到调峰调频等辅助服务中，有利于进一步降低整个系统 的费用。 由于输配电网经营具有自然垄断性，因此输配电价必须受到政府的管制。 输配电价的制定应遵循如下基本原则： （1）补偿生产成本，取得合理收益，保证输配电网的正常发展。在制定 电网价格时，应保障电网有效投资和成本的回收，控制收益水平在合理的范 围内。鼓励电网进行有效投资，满足规定的电网技术指标和电力市场的要求， 并促使电网经营企业提高效率。 （2）用户公平负担，经济信号作用明显，有利于资源优化配置。发电厂 和终端用户都是电网的使用者。要达到经济信号作用明显，有利于资源优化 配置的目标，在进行电网价格设计时，必须考虑两方面因素：一方面，要考 虑用户和发电厂对电网的使用情况付费，使发电厂公平负担电网成本，公平 41 参与市场竞争；另一方面，要考虑不同地理位置的电源和负荷布局对电网成 本的影响，电网价格在结构和水平上要起到明显的经济信号作用，促使电源 和负荷合理布局，降低整个系统的生产成本。因此，电厂要与用户以输电价 和配电价的方式共同承担电网费用，同时输配电价要分区域分电压等级制定。 输配电价的监管通常有两种方式：一是回报率管制（Rate of Return，RoR），二是基于业绩的管制（Performance Based Regulation，PBR）。 回报率管制也称为成本加成管制。这是因为被管制的企业可以从用户回 收其发生的成本，再加上允许的投资回报。通常，回报率管制每年核定一次， 确定被管制企业的年度总允许收入按下列公式计算： RR = ( RB ， RoR ) + D + O&M + T 式中： RR：企业年度总收入需求（Revenue Requirement）； RB：企业有效的投资（或称为定价基础，Rate Base）； RoR：允许的投资回报（Allowable Rate of Return）； D：年度折旧额； O&M：年度运行维护费； T：企业支付的年度税额。 在上述管制框架下，被管制企业所发生的成本必须是审慎的和完成规定 服务所必须的。如投资必须是审慎作出的、投资建设的设施是正在使用和有 效的，这样的投资才会在计算企业收入需求时得到承认。 基于业绩的管制方式实际上是在回报率管制基础上修改后的另一种管 制方式，主要是引入了对垄断业务生产效率的激励机制。基于业绩的管制方 式通常对未来3-5年的管制期核定价格或收入上限，而在管制期内按照一定 规则进行年度调整。基于业绩的管制方式有多种形式，如价格上限制（Price Cap）和收入上限制（Revenue Cap）。 价格上限制通常是在价格管制期初，由管制机构核定起始价格，然后考 虑管制期内逐年的零售物价指数（RPI）或商品物价指数（CPI）减去效率系数X，进行调整。 收入上限制实际上是由管制部门确定垄断业务的最高允许收入（MAR）。在计算垄断业务的最大允许收入时，先计算未调整的最高允许收入；然后， 42 再根据预测的商品物价指数和效率系数（CPI-X）对最高允许收入进行调整，形成未来监管期内逐年的允许最高收入。通常在形成允许最高收入后，再形 成垄断业务相应的价格。 收入上限管制办法，其允许最高收入计算公式为： MAR = ( WACC ， WDV ) + D + opex + tax 式中： WACC：为税后加权平均资金成本。是股本金回报率和债务利率的加权平 均值，由无风险的政府长期债券利率、贷款利率、通货膨胀率和风险报酬率 等因素决定； WDV：为净资产。采用最优重置成本法（ODRC，Optimized Depreciated Replacement Cost）评估后确定。例如，当电网公司新建输变电工程时，必 须由管制机构认定为有效工程后，其资产才能在计算MAR时考虑进来，如果管制机构认定工程为冗余工程，则资产不能作为有效净资产考虑； D：为经济折旧额。采用直线折旧法计算折旧，再减去通胀资产调整额； opex：为运行维护费； tax：预计的税额。 回报率管制方式的主要优点是：（1）管制部门通常使垄断业务允许的收 入等于收入需求，成本的回收和合理的回报有保证，经营风险相对较低，有 利于企业的正常发展；（2）一旦根据允许的收入确定价格后，在下一个价格 调整之前，企业的实际回报率将取决于成本的控制和销售电量的变化，为企 业控制成本、提高效率提供了一定的激励机制；（3）某些非经济目标（如社会目标）容易实现；该方式的主要缺点是：（1）垄断业务不太注重从长远角度降低成本；（2）一旦允许的回报率低于实际的资金成本，垄断业务则不愿 意进一步增加投资。 与回报率管制方式相比，基于业绩的管制方式还有两个优点：（1）引入了效率机制，能够促进垄断行业减少成本；（2）由于管制期较长（通常为3-5 年），不必年年评估，减少了管理成本；其主要缺点是：（1）需要的信息量多，对效率系数的制定任意性较大；（2）对未来投资难以估计准确，相对回报率 管制方式而言，增加了垄断行业的风险；（3）对于价格上限制，基价（Baseline tariff）制定难度较大。 对上述两种管制方式的三种形式简介，可以看出它们之间没有本质差 别，核心问题是资产回报，主要差别是基于业绩的管制方式引入了物价指数 43 和效率系数调整机制。 国外电网大多进入成熟期，电网建设与改造的任务不大，电网已经能 够适应电力市场化运作的要求，提高效率上升为主要矛盾。但是我国确不同， 电网建设薄弱、欠帐较多，是电力结构调整的重点环节，需要大规模建设与 改造，属于发展期，同时还不适应电力市场化运作的要求。因此，主要矛盾 是解决发展问题。所以，近期对电网环节的管制方式，宜采取回报率管制方 式，远期采用基于业绩的收入上限制管制方式；核心问题是解决好电网的资 产回报，以保证电网正常、健康发展。 输电网或配电网的接网价，应根据接入输电网或配电网的的专用输电线 路和设施的资产和运行维护费用，按照合理补偿成本、获得合理收益、依法 计入税金的原则确定，由接网电厂承担。接网费费率受政府有关部门监管。 接网费等于接网价乘以接网容量。 输电价、配电价是输电公司或配电公司，为回收共用的输电网或配电网 投资和运行维护费用，并获得合理的资产回报所制定的价格。输电价由接入 输电网的电厂和配电公司及所有用户承担，一般可采用兆瓦-公里法、逐条线 路法、节点法等方法确定，通常反映接入输电网的位置关系和电压等级。方 法的选择主要取决于输电网的特性和负荷密度等因素。配电网的配电价一般 根据电网内的每个配电区分别确定，可以采用邮票法确定，由接入配电网的 电厂和用户承担。配电价要按照电压等级确定。 对于竞争性用户，由于存在多种选择，如可以通过双边合同购电、从现 货市场和平衡市场购电，因此其结算电价由多种方式构成；而专营用户的电 价则相对单一。 若竞争性用户与独立发电商签定双边购电合同，同时从现货市场和平衡 市场购电，则电价由双边合同电价、现货市场和平衡市场的清算价格，以及 输电价（从输电网受电）和配电价（从配电网受电的话）构成；若竞争性用 户与电力零售商签定双边购电合同，同时从现货市场和平衡市场购电，则电 价由双边合同电价、现货市场和平衡市场的清算价格，以及配电价（从配电 网受电的话）构成。在竞争性用户的电价构成中，输电价和配电价要接受政 44 府监管。 在零售竞争的电力市场内，未转变成竞争性的用户，以及已经是竞争性 用户而不进行选择供电方，仍由具有专营供电的电力零售商供电进行供电的 用户，实行专营用户电价。专营用户的电价由该电力零售商的结算电价和配 电价构成，并接受政府监管。 目前，可再生能源发电（主要是风电）的价格高于常规能源，例如，近 期国家计委批复内蒙古风电场的上网电价为1.047元/千瓦时，几乎是同地区火电厂上网电价的3倍。根据预测，中国南方地区风电的电价在2001-2005 年期间将为0.61元/千瓦时，2006-2010年期间将为0.49元/千瓦时，远远 高于同期同地区火电厂发电价格。可见为了促进竞争环境下可再生能源的发 展和利用，必须制定一定的电价政策。 在过渡时期，电力市场一直是单一购买者模式，并且由于仅进行部分电 量竞争，因此独立发电厂仍有部分电量通过政府定价及签订合同售给电网公 司。在这个阶段，应制定政策使得独立的可再生能源发电企业可以通过签订 合同，将全部电力电量销售给电力公司，电价则由政府部门按照建设投资和 资源条件（如风能条件等）确定的标准成本核定。 在零售竞争阶段，所有发电企业都要通过市场竞争销售电力，在这种完 全竞争的环境下，可以采用系统效益收费（SBC）的政策来促进可再生能源发电的发展。系统效益收费政策的实施包括：首先，将可再生能源发电企业置 于电力市场中，同其他发电企业一起参与发电竞争；其次，由政府部门负责 考察各种不同类型不同条件下可再生能源的发电成本，计算出可再生发电企 业以市场价格无法回收的成本和应给予补贴的标准（元/千瓦时）；然后，将计算得到的全部可再生能源需要的成本补贴额分摊到系统内全部的用电量 （包括自备电厂用电量）加价，即系统效益收费标准；最后，按照系统效益 收费标准和各种类型可再生能源发电补贴标准，将通过全部用电量加价得到 的系统效益收费收入补贴到可再生能源发电企业。 45 如前所述，电价改革是电力管理体制改革中间的一环，电价机制的改革 必须与电力市场的建设和运行相适应。从世界各国的经验和我国电力改革进 程的实际来看，电力市场的组建和完善都是一个循序渐进的过程。因此，在 中国电力工业从目前计划为主、垄断程度仍很高状态通过重组和引入竞争机 制逐步达到完全市场化的中间，将有一个处于中间状态的过渡时期，以便控 制住竞争的节奏，协调好市场竞争和供电安全的关系，保障每一个的竞争者 有公平的基础。为保障过渡时期电力市场的有效运转和向完全市场阶段的顺 利过渡，必须认真研究过渡期电价形成机制。 在整个过渡时期，可能会出现多个分阶段，并有不同的市场（半市场） 的结构，为去繁就简，以下仅讨论对最关键过渡时期的市场模式—单一购买 者模式和批发竞争模式下的价格机制。 单一购买者市场模式是指发电和输配电分离，发电侧引入竞争，输配电 公司垄断输配电网和售电业务，各发电厂通过竞争向输配电网公司售电，并 由输配电公司销售给终端用户。 批发竞争模式是指在单一购买模式下输电和配电分离，成立配电和售电 合一的配电公司，同时开放大用户，因此电力市场多个买方和多个卖方的批 发竞争。配电公司在市场购电后销售给一般的终端用户。 发电侧能否实现公平竞争主要取决于两方面：一是需要建立科学合理的 市场运行机制；二是独立发电商要有一个相对公平竞争的基础。为了尽可能 使独立发电商在同一基础上进行竞争，可以通过体制重组、设置电价过渡期 加价（CTC）或部分竞价三种方式来实现。 重组的目的是使现有竞争基础不公平的发电商，通过组合形成竞争基础 相对公平的新的独立发电商，直接进入全面竞争的发电市场，上网电价通过 竞价形成。体制重组主要包括两种方案：一是新老搭配。将新电厂与老电厂 通过资产重组和改制，组建新的独立发电商；二是按机组出力特性组合。将 46 机组出力特性不同的电厂，如水电厂和火电厂，调峰电厂和基荷电厂，通过 资产重组和改制，组建新的独立发电商。在进行体制重组时，还应考虑重组 4后独立发电厂的集中度，过高的集中度将容易产生新的垄断，导致电力市场 的竞争力下降和价格的抬升。体制重组方案的优点是，可以在相对短的时期 内处理历史遗留问题；缺点是重组的过程较复杂，在一定时期内将不同利益 主体调整成为新的独立发电商的难度较大，涉及到中央资产、地方资产、私 人资本及外资多元化组合问题。因此，体制重组方案的推行将主要取决于政 府对电力工业改革的力度。 在未实现体制重组的电网，若采用每年大量消减政府合同电量向全部成 本竞争过渡，则对独立发电厂利益调整较大，可能会有较大阻力；若采用平 稳消减政府合同电量，则过渡期会很长。这是因为若发电厂的全部电量通过 市场竞价，则某些电厂因较高的历史成本无法通过电力市场的统一价格得到 回收，形成搁浅成本（Stranded Cost），使投资者的利益无法得到保证。如何加快过渡进程而又尽量较少对独立发电商原有利益的影响，是加快市场化 进程需要解决的一个重要问题。国外在电力市场改革时也遇到类似的情况， 如美国加州的主要做法是，在电力市场内每座独立发电厂均按单一的电量电 价方式进行竞价；同时，对于每个产生搁浅成本的发电厂，分别由政府核定 搁浅成本，在政府规定的过渡期内将搁浅成本转换成独立的电量电价形式的 竞争过渡费（Competition Transition Charge，CTC）,并在用户电价之外进 行回收。我国也可以参照国外做法，在电力市场内取消政府定价的合同电量 电价，每座参与竞价的独立发电厂均按单一的电量电价方式进行竞价，并统 一考虑与失负荷损失和失负荷概率相关的容量费用；同时，对未来电力市场 的发电价格进行预测，对于每个可能产生搁浅成本的发电厂，分别由政府核 定搁浅成本；按照政府规定的过渡期（如3-5年），以预计的电网销售电量为基数，将搁浅成本转换成电量电价，即过渡期差价，并随终端用户的用电量 计算差价电费，在电价之外进行回收。这样既能使独立发电商以全部成本在 市场中进行全面竞争，竞争方式简单；又能在一定程度上保证投资者利益， 同时对用户负担影响不大。 4 根据国外经验，发电市场集中度指数可由公式确定： 。式中N为发电市场参与竞争的发电 商个数，q为发电商i的市场份额百分数。HHI的最高极限值为10000，根据美国联邦能源监管委员会i 使用的标准，当HHI低于1000时，市场的集中度较低；当HHI高于1800时，市场的集中度较高。 47 所谓部分竞价，是指通过对现行上网电价模式的渐进转换，使不同的独 立发电商处于相对公平竞争基础进行竞价。部分竞价包括双轨制和两部制价 格两种方式。 双轨制指采用部分电量市场定价，部分电量政府定价的双轨定价机制， 上网电价表现为单一制电量电价。特点是部分电量考虑竞争基础起点和历史 老帐，由政府以其合理成本为基础，按资本金收益率核定利润的方式定价； 另一部分电量则通过竞争定价，电量比例由小到大逐步市场化。 两部制是指分别以容量和电量为计量基准的定价机制，表现为容量电价 和电量电价。两部制电价将电厂的成本差别通过以固定成本为基础的容量电 价区别对待；而电量电价以运行成本为基础，统一通过竞价实现。容量电价 比重逐步减少，电量电价比重逐步增大。 在单一购买者电力市场阶段，发电侧多方竞争，而买方只有一个，即电 网经营企业，可采用上述部分竞价的双轨制定价方式确定发电价格。 在批发竞争阶段，输配分开，成立配售合一的配电公司，开放大用户， 因此，形成了多个卖方和买方竞争的局面。必须通过发电体制重组或合理处 理搁浅成本的方式，使各独立发电公司处于相对公平的竞争基础。在相对公 平的条件下，本阶段可建立非强制性的电力市场，由双边合同市场、现货市 场和平衡市场构成。发电价格的形成机制与零售竞争阶段的方式相同。 建议在改革初期的电网成长阶段，采用回报率监管方式，电网的利润以 资产为基础，按加权平均资金成本（WACC）确定。 在单一购买者模式下，输配售合一，为了使价格透明、便于监管，并保 证电网正常发展，应当设置独立的电网价格，其价格可简化成输电价或输配 电价，不设置接网价。输电价或输配电价可采用邮票法，分电压等级制定。 在输配分开，开放输电网，配售合一的批发竞争的电力市场阶段，输配 电价均须独立。输电网价格可分为接网价和输电价。但配电网仍可执行单一 的配电电价，由用户承担。输配电价或输电价、配电价的制定，可采用邮票 48 法或区域法等方法。 在单一购买者市场阶段，输配电网均没有开放，用户没有获得供电方选 择权，仍由电网公司实行专营供电，执行政府规定的目录电价。目录电价的 改革重点是，根据用电负荷特性重新划分用户类别，优化电价结构，根据反 映成本和合理负担的原则，重新制定目录电价，改变当前各类用户电价与其 供电成本严重偏离的现象，促使用户提高能效。目录电价由发电电价和输配 电价构成。为了平衡发电市场价格波动，保持销售电价相对稳定，应建立销 售电价与发电市场价格的联动机制。可以建立独立的电价平衡帐户，可采用 按季度或月度调整销售电价的方式，让销售电价反映发电市场价格的变化， 促使用户对电价的变化做出正确的响应，同时减少电网企业的风险。 在批发竞争阶段，由于输电网的开放以及竞争性大用户和配电公司可以 通过双边合同、现货电力市场和平衡市场购电，则会形成竞争性大用户的电 价和专营用户的电价。这两种销售电价形成机制与零售竞争阶段相同。 通过表6-1、表6-2对远期电力市场模式下和过渡时期的电价改革模式 进行简要总结。 49 环节及可再生能政策建议 源发电 1. 发电价格 1. 发电市场由双边合同市场、现货市场和平衡市场构成，属于非强制 性市场； 2. 电价体系：双边合同电价、现货市场清算价格和平衡市场清算价格； 3. 双边合同价格由发电方和需电方协商确定； 4. 现货市场清算价格由发电方和需电方分别报价，按价格平衡点确 定； 5. 平衡市场清算价格由参与平衡市场的机组报价，按边际价格确定。 2. 电网价格 1. 电网环节在解决发展问题的同时注重提高效率，可采用基于业绩的 方式之一“收入上限法”进行管制，需要确定合理的加权平均资金 成本（WACC）和效率系数（X）； 2. 电网环节按专用输电和配电设施制定接网价，由接入系统的电厂和 使用专用设施的大用户支付；按共用网络制定输电价和配电价，输 电价由接入输电网的电厂和全部用户支付；配电价由接入配电网的 发电厂和用户支付； 3. 输电价除按电压等级制定外，还要在一定程度上具有位置信号； 4. 配电价以区域性的配网为基础，按电压等级制定。 3. 用户电价 1. 对于有供电方选择权的用户，其终端电价由非管制的发电价格和受 管制的电网价格构成，仅网络价格部分接受管制。其中发电价格取 决于其从合同市场、现货市场和平衡市场的购电量及相应的价格； 2. 对于没有选择权的用户，其终端价格由专营供电商的购电价和受管 制的电网价格构成，并接受管制。 4. 可再生能源发1. 利用可再生能源发电的电厂也参与市场竞争； 电 2. 对可再生能源按资源类别制定相应补贴标准，采用系统效益收费 （SBC）方法，对所有用电量（包括自备电厂供电量）加收一定标 准的费率； 3. 按补贴标准和售电量对可再生能源发电的电厂进行补贴。 50 环节及可再生能政策建议 源发电 1. 发电价格 1. 发电市场的电量由政府定价的电量和竞价电量组成； 2. 价格体系：合同价格和现货市场的清算价格； 3. 合同价格由政府按一厂一价或标准成本方式重新确定，以解决历史 遗留的电厂之间的成本差异问题，保证投资者利益； 4. 现货市场清算价格根据机组抱价，按边际价格确定； 5. 为了缩短过渡期，可采用将搁浅成本转换成过渡期用户电价附加方 式处理历史遗留的电厂成本差异问题，使电厂的全部电量进行公平 竞争。 2. 电网价格 1. 对电网环节重点解决发展问题，可以采用回报率方式进行监管，需 要确定合理的回报率保证电网获得足够的资本金，促使电网适应电 力市场化改革要求； 2. 电网环节应设置独立的输电价和输配电价，并按电压等级制定。接 入输电网的大用户支付输电价，接入配电网的用户支付输配电价。 3. 用户电价 1. 所有用户执行政府有关部门制定的目录电价，该目录电价必须反映 用户接入的电压等级和用电负荷特性对电力成本的影响，并接受监 管部门的管制； 2. 接入输电网的大用户售电价由发电价格和电网的输电价构成，接入 配电网的用户销售电价由发电价格和电网的输配电价构成； 3. 用户销售电价在一定时期内要与发电价格联动，促使用户对电价相 应。 4. 可再生能源1. 利用可再生能源发电的电厂不参与市场竞争； 发电 2. 发电价格由政府有关部门按资源分类的标准成本制定。 51 为了适应中国经济体制改革的发展，提高电力行业的市场竞争能力，实 现电力行业的可持续发展，电力行业目前正在进行以价格、体制和战略为中 心的调整和改革，以确保电力行业在经济发展的同时，取得良好和社会效益 和环境效益。作为中国环境管理和污染控制的重点行业，电力行业的改革和 重组将对其环境行为的改变产生深刻的影响，这不仅为加强电力行业的环境 管理和污染控制提出了更高的要求，而且为提出和制定符合电力行业经济发 展和环境保护一体化的、面向可持续发展的政策和战略提供了机遇。 近年来，电力工业在不断发展的同时，也带来了一系列的环境问题，其 中尤以燃煤电厂的大气污染最为突出。据统计，燃煤电厂SO2排放占我国工业SO2排放总量的43.6%；燃煤电厂的NO 、烟尘排放也是我国大气污染的主X 要来源。电厂大气污染物的排放对人体健康、农作物和建筑物等都产生了不 同程度的影响，造成了巨大的经济损失。此外，燃煤电厂CO2排放是我国温 室气体的主要排放源之一，燃煤电厂CO2排放约占我国能源使用CO2排放总 量的四分之一。因此，电力行业污染控制是我国减轻大气污染，加强污染防 治的重要方面。 从环境保护的角度而言，作为中国环境污染控制的重点行业，在近30 年的环境管理和污染防治实践中，电力行业环境保护已经形成了由政策法规、 排放标准、管理办法和若干规定组成的环境管理体系，形成了一套相对完善 的管理体制，在污染控制方面也取得了显著的成效，但随着电力行业改革的 深入，现行的环境管理体制已经不能够完全适应新的电力行业经济发展和环 境保护的要求，需要进一步的完善。 在加强指令性管理措施的同时，中国也在积极尝试使用经济政策来促进 电力行业的污染控制。电厂烟尘和SO2排放的排污收费已经实施多年，但与 SO2造成的5000-10000元/公斤的环境污染损失和平均1.2元/公斤的SO2的 污染治理成本而言，现行的0.2元/公斤的SO2收费标准明显偏低，缺乏对企 业进行SO2治理的刺激作用，也难以发挥筹集SO2治理资金的作用，应该有 步骤地加以提高。 在污染控制技术方面，目前研究和探讨的焦点问题是SO2的污染防治技 术。原煤洗选、循环流化床和多种烟气脱硫技术在中国均有实践，但范围非 常有限，尤其是烟气脱硫的国产化水平，急待提高。 从电力行业的角度来看，电力行业管理体制改革将使政企更加分开，政 52 府和电力企业的环境管理职责也更加明确，大型垄断的国家电力公司也进行 拆分。电力企业的法人地位更加明确，有利于环境保护法律、法规、标准和 政策的实施。 电力运行机制调整将使发电企业和电网运营企业相互独立，促进发电企 业之间的竞争，能够提高企业的能源使用效率，降低排污强度，但是总排污 量将随发电量的增加而增加。 电力价格体制调整将使市场的作用加强，可能的结果是上网电价和销售 电价都下降。由于目前的电价没有体现出环境成本，下降后的电价就更加不 能体现环境成本。在这种情况下，政府需要通过引进附加费的办法，对市场 进行干预，使电价能反映环境成本，也可通过排污交易等其它办法控制电力 行业污染。 从上述电力行业改革与环境保护的关系来看，电力行业的可持续发展政 策主要包括绿色的电价政策、基于GPS的污染控制政策、鼓励清洁能源和可 再生能源发展的政策以及电力环保的产业政策等。这些政策的贯彻实施将使 电力行业的发展走上可持续发展的轨道，减小和弱化电力行业对环境的影响， 内部化电力生产和输配的环境成本，实现电力行业经济发展和环境保护的双 赢。 电力工业是中国国民经济的支柱产业之一，在近几年得到了快速的发 展，取得了显著的经济效益，实现了全国电力供需的基本平衡。 电力工业在发展的同时，也带来了一系列的环境问题。中国的电力结构 以煤电为主，火力发电厂是燃煤第一大户，1999年，火电厂SO 排放占中国2 SO排放总量的43.6%，是造成酸雨的主要来源；燃煤电厂的NO、烟尘排放2X 也是中国大气污染的重要来源。燃煤电厂CO排放约占中国能源CO排放总量22 的四分之一，是中国温室气体的主要排放源。 电力工业污染物的排放对农林业生产、建筑物和人民的生活与健康均产 生了不利影响，造成巨大的经济损失。火电厂污染控制是中国污染控制工作 的重点。 改革开放以来，中国电力工业得到了长足发展，发电装机容量和发电量 53 1999 1998 1997 1996 1995 1994 1993都显著增加。2000年，全国发电装机容量和发电量分别达到315Mkw和19921300Bkwh(《“九五”成就》，2000)。目前，全国已经形成了500kV和330kV1991 骨干网架，1GW以上的电厂已近70座。电力供应不能满足需求的现象已于19971990 年得到解决，全国范围电力供需基本平衡。图1是近20年来中国发电量的变1989 化情况。 1988 1987 1986 150001985 198410000 198350001982 01981 1980 发电量火电水电来源：根据《中国统计年鉴》，1992；…；1999；2000整理。 亿千瓦时 随着电力供需矛盾的缓和，电力工业从一种近似于粗放式的规模扩张， 转入了注重电力产品质量、经济效率、技术升级的集约型发展时代。电力工 业已经从以大机组、大电厂、超高压、高自动化为特点，转向以大区电网互 联和形成全国统一的联合电网为特点的发展时期，并实现了全国第一步联网 计划(王志轩，1999)。 中国的能源结构以煤为主，在世界煤炭消费总量中，中国占27.9%，在 1999年中国的能源消费构成中，原煤占67.1%，石油、天然气、水电分别占 23.4%、2.8%和6.7%，从发展趋势来看，中国以煤炭为主的能源结构在短期 内难以改变。 电力是能将煤炭直接消费转变为清洁、便利的二次能源消费方式，是提 高能源利用效率、降低单位国民生产总值能耗和保护环境的重要途径。虽然 中国的能源结构以煤为主，但煤炭消费量中发电用煤仅占33%左右(黄毅诚， 2000)，与发达国家80%左右的煤电转化率相比要低许多，其余的被各种工业 和民用锅炉以及居民直接使用所消耗，煤炭的净热效率较低。 近年来，中国的电源结构也有所改善，在发展火电的同时，对控制环境 污染相对有利的水力发电、核电和利用新能源和可再生能源发电都有了不同 程度的发展。中国利用水利资源丰富的特点，大力发展水电，水电装机容量 54 已由1990年的36050MW增加到1998年的65095MW，增长了81%，居世界第三位；核电从无到有，目前装机容量为2100MW，已占到电力装机总容量的1%以上，而且还有正在建设的核电装机容量6400MW。其它如风力发电、地热发 电、潮汐发电和太阳能发电等也有了长足的进步。 随着经济的发展就技术的进步，中国万元GDP总值能耗有所下降，1990年为5.58t/万元(3465kwh/万元GDP)，1998年下降为1.71t/万元(1426kwh/万元GDP)，其中很大一部分是以电能的形式被消耗(中国电力年鉴，1999)。与世界上最发达的“七国工业集团”相比，中国的能源产出率为69百万焦耳能/1美元，而七国平均为11.7百万焦耳能/1美元，中国单位产出能源消耗 是世界上最发达的“七国工业集团”的5.9倍(中科院可持续发展研究组， 2000)。中国能源设备效率同发达国家相比也有较大差距，中国火力发电设备 的效率比发达国家低6-10%，而象工业窑炉、风机等更是与发达国家相差 30-40%。 从发电机组来看，中国发电机组中火电机组占到75%，且中小火电机组占相当大比例。到1998年底，20万千瓦以下的高能耗小火电占火电机组的 64.8%，10万千瓦以下的小火电占27.9%(根据《1999年中国电力年鉴》计算所得)。90 年代以来，虽然电力工业技术水平不断提高，通过发展大机组， 对发电机组进行节能、降耗技术改造和用高参数大容量机组更新高污染、高 能耗的中低压参数老机组，使得中国燃煤电厂供电标准煤消耗由1985年的431g/kwh下降到1998年的404g/kwh，由于小火电机组所占比重过大，但与 世界先进水平仍然相差60-70g，一年要多耗标准煤近1亿万吨。 从总体上来说，目前中国的能源结构和电源结构不合理，是造成大气和 其他多种类型环境污染与生态破坏的主要原因之一。因此，电力工业的发展， 在进一步进行节能降耗的技术改造的同时，要加强水电、核电和利用其它新 能源和可再生能源发电和清洁煤技术的开发，不断建设绿色能源发电厂，提 高绿色能源发电的比重，这对改善中国电源结构，减少燃煤发电所产生的污 染具有积极作用，对于提高能源供应的安全性、可靠性以及加快对环境的改 善具有重要的战略意义。 燃煤发电是中国电力生产的主要形式，1998年燃煤发电量占全国总发 电量的74%以上。中国火电厂用煤的灰分较高，平均在28%左右，因此，火电厂烟尘治理的任务相当艰巨。近年来，随着除尘技术的日趋完善，电除尘器、 55 高效湿式除尘器的使用比例逐年提高，1997年，上述两种除尘器的比例已经 达到85%以上，平均除尘效率达到97%以上，火电厂烟尘排放基本得到了控制。 从 80 年代初电力行业开始烟尘治理工作后，尽管火电装机容量从 1980 年到 1998年间迅速增加，但烟尘排放量基本持平， 1990年以来，火电厂烟尘排放量稳定在400万吨以下，1997年出现了下降的趋势(见图2)，1998年烟尘排放量降至为330万吨，低于1997年的水平。 中国能源消费构成将在相当长的时期内以煤炭为主，中国的大气污染， 尤其是SO2排放，与这种以煤炭为主的能源消费结构密切相关。到1997年，有48个城市的二氧化硫的浓度超过国家二级排放标准，82%的城市出现过酸雨，酸雨面积已达国土面积的30%。 随着中国燃煤电厂的建设和发展，电力行业SO 排放量不断增加。数据2 显示，电力工业SO污染没有得到有效控制，排放量随装机容量的增长呈上2 升趋势(见图2)，1990年至1998年全国SO排放量从1571万t增加到2091.42 万t(中国环境年鉴，1999)，其中40%左右为火电厂的排放。以1997年为例， 中国工业SO排放量为1852万t，原电力工业部直属6MW及以上火电厂的SO22排放量达到700万t，占全国工业部门SO排放量的38%(王志轩，1999)，火2 电厂燃煤SO排放量占全国工业部门的比例有所增加。2000年8月25日，国2 家环保总局通报了酸雨控制区和二氧化硫控制区(“两控区”)的工作进展情况，公布了尚未实现达标排放的40家二氧化硫排放量大于5000吨/年的火电厂名单。同时指出，“两控区”175个地市今年一、二季度降水PH均值在4.5之内的有7个城市，酸雨频率在80%以上的有12个城市。 近年来，国家对SO排放问题日益重视，选煤、洗煤技术和除硫设备大2 量应用，中国燃煤状况趋于好转，1996 年原电力部直属6MW及以上火电厂燃煤中，约有 91.8%为中低硫煤(含硫量 2% 以下)，其中低硫煤(含硫量 1% 以下)约占 56.4%，对从源头减少SO排放起到了积极作用。从图2中可以看出，2 电力部网内直属6MW以上火电机组SO排放量并未随其装机容量正比增长，2 即生产单位电能的SO排放量有所下降。 2 56 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 19901991199219931994199519961997 火电装机容量(100MW)燃原煤量(100万吨) 二氧化硫排放量(万吨)烟尘排放量(万吨) (根据原电力部网内直属6MW以上机组统计) 燃煤电厂也是NO的排放大户，占NO排放量的80%。由于中国的酸雨属XX硫酸型酸雨，同时，SO的危害也是NO的两倍，因此，中国火电厂燃煤NO2XX 的排放和控制未引起足够的重视，也没有相应的系统的统计数据。近年来， 随着燃煤电厂环境管理和污染防治的加强，NO的污染控制才逐步提到议事日X程上来。然而，仍有许多城市的氮氧化物浓度有增无减，其中北京、广州、 乌鲁木齐和鞍山等城市超过国家二级排放标准。 全国火电厂NO排放控制起步较晚，国家排放标准于1997年1月才对新X 建大型燃煤电厂NO排放提出限值要求。目前，一些低NO 燃烧技术已经用XX 于引进型国产大容量机组上，氮氧化物排放总体水平有较明显降低，“八五” 期间新增机组以 30 万千瓦为主，它们都采用了低氮氧化物燃烧方式，使用 效果明显。 CO是温室气体，由于近年来全球气候出现变暖的趋势，CO的排放越来22 越引起国际社会的重视。虽然中国人均能源消耗水平同世界相比，仍处于相 对低的地位，但由于人口众多，能量消耗的总量巨大，且能源结构以煤为主， 因而中国CO排放已在全球产生了显著效应。 2 根据“八五”、“九五”期间对中国CO排放量和控制政策的研究，19902年，中国CO排放量为5.949亿吨，其中燃煤排放CO为4.762亿吨，占全国22 57 总排放量的80%。在燃煤排放的CO中，用于发电的煤炭燃烧排放CO为1.24422 亿吨，占燃煤排放CO的26%。1998年中国因煤炭燃烧产生的CO排放总量已22达7.31亿吨(中国环保网，2000)，居世界首位。因此，燃煤电厂在中国CO2 排放中占有相当的比重，中国电力行业CO排放量控制任重道远。 2 随着燃煤电厂技术水平的进步，单位发电的煤耗将逐步降低，这在很大 程度上减少了电厂CO的排放量，同时，国家制定了一系列有关减排温室气2 体排放的政策，对减少CO的排放也将起到积极的促进作用。 2 电厂的废水主要是冲灰水。现有火电厂主要采用水力除灰系统，冲灰渣 水是火电废水中排放量最大、污染物超标最严重的废水。到1996 年直属 6000 万千瓦及以上火电厂冲灰渣水排放量达到 82689 万吨。 针对电厂冲灰水的问题，主要采用浓浆输灰、灰渣分排、贮灰场排水回 用等措施。1985年中国只有13个电厂回收利用冲灰水，至1996年已增至100个。目前，新建电厂的除灰方式有了较大改进。在有条件的地方首先选用干 除灰方式，其次采用水力冲灰，并使冲灰水尽量做到闭路循环，从而使废水 的排放量大大减少。 中国火电厂用煤灰分较高，达28%左右，灰渣排放量大，产生了大量的 固体废弃物。目前全国火电厂每年产生的灰渣近亿吨，给生态环境造成了很 大压力。 此外，燃煤电力还会产生CO、碳水化合物、多碳有机物以及一些放射性 金属或痕量重金属，如汞。重金属的排放在国外已经引起广泛重视，一些国 家正在采取措施绩效汞污染物排放的防治工作。从目前中国对燃煤电厂的污 染物排放的防治来看，其重点仍然在SO 、烟尘等大气污染物方面，对其它污2 染物排放的防治尚有待加强。 大气污染对人体的危害主要表现为呼吸道疾病，包括干性鼻炎、萎缩性 鼻炎、慢性气管炎、肺气肿、支气管哮喘、尘肺、肺癌等。不同污染物对人 体的影响有所不同。 电厂排放的SO 对人体健康会产生较为显著的影响。SO对眼角膜和呼吸22 3道有较强的刺激作用，一般人在2.9－23mg/m浓度下，常吸入可引起心悸、 58 呼吸困难等心肺疾病，重者可引起反射性声带痉挛，喉头水肿以至窒息(曹凤 中，1999)。SO不仅有急性的刺激作用，还有重要的慢性致病性，会引起慢2 性支气管炎、肺气肿等慢性阻塞性疾病。此外，SO会影响大脑皮层机能，还2 具有致突变的促癌作用。 国内外的许多研究表明，SO浓度与总死亡率和各种疾病的发病率密切2 相关。以北京为例，当SO浓度增加一倍，总死亡率增加11%，慢性阻塞性肺2 病发病率增加29%，心肺疾病增加19%，心血管疾病增加11%，其他慢性病增加8%，癌症增加2%(许西平,1993)。 SO是形成酸雨的主要来源。酸雨对人皮肤、眼结膜、鼻粘膜、咽喉均2 有强烈刺激和损害，人体吸入吸附有硫酸酸雾的微粒物质可在肺部蓄积，引 起肺部炎症、肺组织硬化及肺水肿等病症，严重的有生命危险；酸雨对婴幼 儿的影响更大，甚至有可能诱发突发性婴儿死亡综合症。酸雨不仅危害人类 健康，还会破坏生态平衡，水体酸化会对水生生物产生影响，土壤酸化会产 生一系列的生物学影响，破坏生态系统，长此以往，也将威胁着人类的生存。 此外，酸雨还会对建筑物等产生影响。酸雨和二氧化硫造成重大经济损失， 已成为制约社会经济发展的重要环境因素。 烟尘是电厂排放的另一种主要大气污染物，是大气悬浮物的重要组成部 分。在大气悬浮物中，10微米以下的细颗粒物对人体健康的影响最大。吸附 了有毒气体(如NO 、SO、HF、Cl等)的颗粒物可以刺激和腐蚀肺泡壁，在长222 期持久的作用下，可使呼吸道防御机能受到破坏，发生慢性支气管炎、肺气 肿、支气管哮喘等疾病。研究表明，颗粒物污染与人体肺癌发病率可能有关。 大气悬浮物浓度与死亡率和各种疾病的发病率相关，在北京的研究表明， 大气悬浮物浓度每增加一倍，总死亡率增加4%，慢性阻塞性肺病发病率增加38%，心肺疾病增加8%(许西平，1993)。 氮氧化物主要指一氧化氮和二氧化氮。燃煤电厂是NO的排放大户，占X 全部NO排放量的60%。氮氧化物刺激鼻腔和咽喉，对深部呼吸道有毒害作用，X 可导致胸部紧缩、呼吸紧迫、失眠、水肿，重者可臻肺坏疽；对粘膜、神经 系统以及造血系统均有损害，吸入高浓度氮氧化物时可出现窒息现象。 此外，CO排放所造成的温室效应，对全球气候产生影响，带来了全球气2 候的变化和异常，导致天气灾害增多，对人类社会和自然界的危害是长期的 和难以逆转的。 大气污染所造成的经济损失是巨大的，其中有相当一部分是人体健康损 59 失。人体健康损失主要是由于城市地区空气中二氧化硫和其他污染物，如烟 尘、NOx以及CO等的浓度增加，从而增加人群呼吸道系统疾病的死亡率和发 病率。据研究，城市大气污染每年造成的非自然死亡人数就达17.8万人(曹东等，1999)。 有许多国内外专家对全国大气环境污染所造成的经济损失进行了评估。 夏光在其《中国环境污染损失的经济计量与研究》一书中估算的1992年大气污染所造成的损失为578.9亿元；中国社会科学院在《九十年代环境与生态 问题造成的经济损失估算》中计算的1993年大气污染损失为831.1亿元；世界银行在《碧水蓝天》中估算的中国城市大气污染和酸雨的损失在163.2(人力资本法，简称HC)到373.9(支付意愿法，简称WTP))亿美元之间，其中人体健康损失在112. 7 亿美元(HC方法)到323.4亿美元(WTP方法)之间。科技日报在有关报道中指出，1995年中国由于酸雨和SO 污染造成的农作物、2 森林和人体健康等方面的经济损失约为1100亿元，已接近当年国民生产总值 的2%(科技日报，2000年5月2日)。 中国政府对现有火电厂污染治理工作非常重视。电力行业是中国的燃煤 大户，其煤炭消耗占全国煤炭消费总量的三分之一以上。随着中国工业用能 和生活用能结构的转变，发电用煤会在此基础上进一步增加，并且由于中国 中小火电机组占相当大比例，能源综合效率低，污染防治措施不够完备，导 致燃煤电厂每年向大气中排放大量的烟尘和二氧化硫、氮氧化物等。对此， 国务院在对酸雨和SO 污染控制区划分方案的批复文件中特别提出，除以热2 定电的热电厂外，禁止在大中城市城区和近郊区建设燃煤电厂，新建和改造 燃煤含硫量大于1%的电厂，必须建设脱硫设备。 可见，无论是从目前火电厂消耗燃煤的数量，还是从今后发电用煤的增 长趋势来看，火电厂的大气污染防治在中国大气污染控制中都占有非常重要 的地位，电力行业污染控制是中国大气污染治理的关键，做好火电厂的污染 防治工作对中国的环境保护和可持续发展具有重要意义。 5 估算大气污染的人体健康损失需要流行病调查学、环境医学以及计量经济学等学科的理论和方法。 一般来说，这是一项非常耗时耗力的工作。一些国内外研究机构(如中国环境科学研究院、中国社科院 环境与发展研究中心、国家环保总局政策研究中心、世界银行、哈佛大学以及东西方中心等)在这方面都进行了许多探索性的研究。 6 作者认为：支付意愿的估算偏高，导致世界银行的损失计算较高 60 虽然中国能源结构和用能方式已有所改善，煤炭在中国能源中的比重也 呈下降的趋势，绿色能源的比重在逐步加大。但是，煤炭在中国能源结构中 的主导地位在近期内难以改变，并且数量还会有所增加，特别是煤炭用于火 力发电的比例还会有上升的趋势。 电力是一次能源转化为二次清洁能源极有效的产业，电力能源在一次能 源消费中的比重和电能在终端能源消费中的比重的大小，是衡量一个国家经 济发达程度和环境状况的重要标志。1996年，中国电力能源在一次能源消费中的比重、煤炭转化为电力的比重及终端能源消费中电能所占比重分别为 30.76%、34.78% 和11%，虽然较前些年有所提高，但比发达国家仍有相当差 距。随着中国工业用能和生活用能结构的转变，发电耗煤占煤炭生产的比重 会呈现上升的趋势，因此，继续大力发展电力工业，提高煤炭转化为电力的 比重，同时要采取一系列措施，降低能耗，节约能源，是改善中国大气环境 质量的必由之路。 从根本上解决越来越多的煤炭用于发电和降低火电厂的燃煤污染间矛 盾的有效途径在于减少中小火电，进行煤炭的大规模集中使用。煤炭只有在 大型、特大型锅炉(1000t/h以上)中燃烧，才有可能以比较经济的方法去除燃煤产生的烟尘、SO 和氮氧化物等污染物，采用现代技术，上述污染物的去2 除效率可以达到99%(黄毅诚，1999)。因此，煤炭集中用于大型、特大型火电厂发电是提高煤炭使用效率和减轻燃煤污染物排放的有效措施，在中国煤 炭用于发电数量增加的情况下，进一步降低每单位煤电的污染物排放强度。 为了实现电力行业的可持续发展，除了要提高煤炭等矿物燃料转换为电 能的效率，加强火电厂的污染物治理，最大限度地减少污染物排放，加大技 术改造力度、节能降耗等外，中国还应加强电源结构调整，大力发展水电、 适当发展核电，开发对生态环境低污染或无污染的绿色能源，降低煤电在电 源结构中的比重。 电力行业正在进行“价格、体制和战略”的调整与改革，这些改革会对 环境产生不同的影响。电力行业的可持续发展战略，要和目前的改革紧密相 结合，充分利用改革的时机制定和实施有关的环境保护政策，加强电力行业 的污染控制，减小和弱化电力行业对环境的影响，内部化电力生产和输配的 环境成本，实现电力行业经济发展和环境保护的双赢。 在近30年的环境管理和污染防治实践中，电力行业环境保护已经形成 61 了由政策法规、排放标准、管理办法和若干规定组成的环境管理体系，形成 了一套相对完善的管理体制。同时，电力行业的污染防治技术也得到了发展， 特别是火电厂烟尘和二氧化硫的治理技术已经逐步成熟和完善。 电力行业的环境管理体系包括了电力行业自身的环境管理和环境管理 部门对电力行业的管理两个方面的内容。同时，由于电力行业涉及到能源和 土地利用等其它相关的部门，因此，电力行业环境保护的内容在相关的法律、 法规中也有所体现。电力行业环境管理的体系如下图所示。 中华人民共和国环境保护法 电力行业环境管理 环境保护专业法律 法律 中华人民共和国电力法 其它法律 电力工业环境保护管理办法 法规和标准 电力行业污染物排放标准 其它管理办法 可持续发展政策 环境管理政策 环境保护技术政策 环境保护制度和手段 环境管理措施 可见，电力行业环境管理主要可以划分为3个层次，第一个层次是法律， 第二是有关的法规、管理办法和政策，第3个层次是环境管理的措施和技术。 电力行业环境保护措施 环境管理技术 环境管理技术 《中华人民共和国环境保护法》是国家制定的环保环境的根本大法，是 一切环境管理所必须遵守的母法。电力行业的环境保护也必须遵守环保法。 污染治理技术 在环境保护的专业法律中，也有有关电力行业保护的内容。2000年4月 62 29日，第九届全国人民代表大会修订通过的《中华人民共和国大气污染防治 法》在对煤的开采、运输及使用方面作了详尽的规定，而在中国发电仍主要 是火力发电，因此煤作为发电的原料对煤的开采、运输、使用等问题与环境 保护密切相关。具体规定：国家推行煤炭洗选加工，降低煤的硫份和灰分， 限制高硫分、高灰分煤炭的开采；新建的所采煤炭属于高硫分、高灰分的煤 矿，必须建设配套的煤炭洗选设施，使煤炭中的含硫分、含灰分达到规定的 标准；对已建成的所采煤炭属于高硫分、高灰分的煤矿，应当按照国务院批 准的规定，限期建成配套的煤炭洗选设施。 《中华人民共和国大气污染防治法》第三十条明确规定：“新建、扩建 排放二氧化硫的火电厂和其他大中型企业，超过规定的污染物排放标准或者 总量控制指标的，必须建设配套脱离、除尘装置或者采取其它控制二氧化硫 排放、除尘的措施。在酸雨控制区和二氧化硫污染控制区内，属于已建企业 超过规定的污染物排放标准排放大气污染物的，依照本法第四十八条的规定 限期治理。国家鼓励企业采用先进的脱硫、除尘技术。企业应当对燃料燃烧 过程中产生的氮氧化物采取控制措施。”该法中的其它一些规定也涉及到电 力行业的环境管理问题，因此大气法也应是电力行业环境保护的重要法规。 法律层次上另一个重要的法律是《中华人民共和国电力法》。该法是电 力行业的最重要的法规，系统全面的规定了电力建设、电力生产与电网管理 以及电力供应与使用。随着市场经济的逐步确立和完善，现行《电力法》已 不完全适应电力体制改革的要求，亟需进行修改、补充和完善。现行《电力 法》中仅有保护环境的原则性规定。《电力法》第四条中规定：“电力建设、 生产、供应和使用应当依法保护环境，采用新技术，减少有害物质排放，防 治污染和其它公害。国家鼓励和支持利用可再生能源和清洁能源发电。” 《中华人民共和国节能法》和《中华人民共和国水土保护法》等法规中 也有涉及电力环保的内容。 根据有关法规，电力部门自己制定了《电力工业环境保护管理办法》、 《火电行业环境监测管理规定》、《火力发电厂环境保护设计规定》、《电 力供应与使用条例》等40多项规定、规范。国家电力公司也颁布了《国家电 力公司火电厂环境保护技术监督规定(试行)》、《国家电力公司火电厂环境统计指标及其解释(试行)》，并与水利部联合颁布了《电力建设项目水土保 持工作暂行规定》等规定、办法。 《电力环境保护管理办法》是原电力工业部(现为国家电力公司)为了加 63 强电力工业的环境保护管理，依据《中华人民共和国环境保护法》和《中华 人民共和国电力法》等法律，于1996年12 月21日颁布的。该办法对电力系统环境保护机构设置和职责，建设项目环境保护管理，生产过程环境保护 管理，电力环境保护科研、教学、培训及国际交往、电力环境保护监督管理 等方面做了明确的规定。 《火电行业环境监测管理规定》对火电行业环境监测机构、人员及设备、 各级监测站及人员职责范围、监测项目、监测周期、监测方法、监测制度及 管理、工作经费做出了明显的规定。《火力发电厂环境保护设计规程》(DLGJ－1991)对火电厂烟气排放监测做了明确地规定：建设在国家指定的环境保护 重点城市的大型火电厂或有特殊要求的发电厂工程项目，经审批可设置烟气 自动监测系统(陶申鑫，1998)。 此外，还颁布了《火力发电企业上等级环境保护考核管理办法》和《火 力发电企业环境保护考核细则》，并把环境保护作为企业升级和达标的一项 重要内容，使环境保护与电厂的经济利益和荣誉直接挂钩。现已有80%以上的企业达到标准，使电厂污染物的排放得到了进一步控制。 电力行业污染物排放标准涉及到大气、水、固体废弃物和噪声等几个方 面，目前电力行业的大气污染物排放有专门的标准，水和固体废弃物的排放 则参照综合排放标准执行。 1991年的GB13223—91《燃煤电厂大气污染物排放标准》，是中国发布 的第一个行业性的燃煤电厂排放标准——该标准规定了燃煤电厂和SO 排放2 量限值及烟尘排放浓度限值。在SO排放量限值上，仿照日本的电厂排放标2 准，即按烟囱高度限定SO排放总量，加上排烟释热等条件给出许多修正系2 数，并对城市、丘陵、平原农村区别要求。在烟尘排放浓度限值上，标准根 据燃煤的灰分含量，考虑电厂所处位置及采用的除尘器类型，并采用不同炉 型的折算系数区别要求。 1996年发布GB13223—1996《火电厂大气污染物排放标准》，是对1991 年的燃煤电厂标准的修订。该标准中对SO排放量的限值，是照搬日本的同2 类标准，采用公式和修正系数计算允许排放量的标准。 目前这一标准仍在实施。发布至今已有4年的历史，对中国大气环境的 污染控制起到了一定的作用。但是，由于该标准存在着一些难以解决的问题， 主要是标准过于宽松，不利于控制大气污染。具体体现在：二氧化硫最高允 许排放量指标值过宽，可操作性差；缺乏对采用优质燃料和先进技术的导向 64 作用；缺乏对NO的排放控制等，目前国家有关部门正在着手进行该标准的X 修订和完善。 为了促进电力行业的可持续发展，电力管理部门制定和提出了一系列的 可持续发展和环境管理的政策，为电力行业的经济与环境协调发展奠定了基 础。这些政策主要包括加强电源结构调整和加强产业结构调整等。 加强电源结构调整的基本思想是加大水电和清洁能源的比重。近年来， 全国的电源结构有所改善，但总体结构没有太大的改变。在发展火电的同时， 对环境污染控制相对有利的水力发电、核电和利用新能源和可再生能源发电 都有了不同程度的发展。中国的水电装机容量已由1990年的36050MW增加到1996年的55580MW，增长了54%；发电量由1990年的1264亿kwh增加到1996年的1869亿kwh，增长了48%。核电从无到有，目前装机容量为2100MW，而且还有正在建设的核电装机容量6400MW。到1996年，安装风力发电机组225台，总装机容量56.5MW；地热发电装机容量达到28.6MW；潮汐发电和太阳能发电装机容量均达到了6000kw。水电、核电和利用其它新能源和可再生能源 发电对改善中国电源结构，减少燃煤发电所产生的污染具有积极作用。 在产业结构调整方面，关停小火电机组是电力工业产业结构调整的一项 主要措施，也是电力工业控制SO 排放的重要举措。如何有效地利用有限的2 能源资源，同时将电力工业对环境的污染减少到最经济的水平是电力工业面 临的主要任务。 从国家电力公司获悉：近年来，中国加大电力结构调整力度， 特别是在优化电源结构上，步伐更快。据统计，从1997年开始关停小火电起，到2000年底，全国计划关停小火电达963万千瓦，仅国家电力公司系统就达 到778万千瓦。由于关停小火电，国家电力公司系统每年少耗煤700万吨，少烧原煤1000万吨，减少50万吨灰渣，40万吨烟尘，16万吨二氧化硫，上千万吨二氧化碳。(人民日报2000－11－29)。 在中国的能源供需平衡中，电力的战略地位将愈来愈重要，为了解决电 力供应短缺的矛盾，减轻对环境的压力，增加煤炭用于发电的比重，以促进 电力工业的发展。为减轻煤炭运输压力和减轻人口稠密区的大气污染，在煤 产地且大气环境容量大的地区，发展大型坑口电站，采用超高压输电技术向 临近地区或跨区送电。 环保部门制定的一些环境管理制度也对电力环保提出了要求，比如环境 影响评价和建设项目“三同时”管理等，增加和丰富了对电力行业的环境管 65 理内容。这些环境管理制度，对新老污染源的预防和控制起到了非常重要的 作用。表1是环境管理制度在电力行业中的有关要求。 环境影响评价 要求上电力建设项目时必须作环境影响评价 7“三同时”制度 新建、改建、扩建电力项目时必须遵守“三同时”,“三同时” 是防治环境污染资金投入的主渠道。 排污收费制度 1992年颁布的《关于开展征收工业燃煤SO排污收费试点工2 作的通知》确定在酸雨问题比较突出的广东等9个城市开展 收费试点，费率为0.20元/kg SO。1998年收费扩大到“两2 控区” ，并且在吉林、杭州、郑州三个试点城市中收费费率 达到了0.60元/kg SO。 2 排污申报登记与排污许可证 对所有电厂排放的二氧化硫实行申报登记与排污许可证制度 排污总量控制制度 1996年国务院批准了《“九五”期间全国主要污染物排放的 总量控制计划》，2000年新修订的《大气法》明确规定，国 家要采取措施，有计划地控制或者逐步消减各地方主要的大 气污染物的排放总量；国务院和省(市、区)政府对尚未达到 规定的大气环境质量标准的区域和国务院批准划定的酸雨控 制区、SO污染控制区，可以划定为主要大气污染物总量控制2 区。 限期治理污染制度 凡没有达到国家规定的排放标准的企业实行限期治理 实行关停并转 对于采取限期治理不能达标排放或污染十分严重的企业，实 行关停并转。截至1998年中国单机容量在50MW及以下的纯 凝七式机组30000MW(石万鹏，1999)。因此国家决定到2003 年底基本关闭500MW及以下机组(国务院，1999)。 为了控制工业企业排放的各种污染物，国家采取了一系列的措施，其中 总量控制就是在借鉴过去浓度控制的基础上提出的又一新的管理制度。 国家环保总局在其“酸雨控制区和二氧化硫污染控制区划分方案”中明 确指出，重点治理火电厂污染，削减二氧化硫排放总量。到2000年，火电装机容量预计达到2.2亿千瓦，SO2排放量将接近全国总排放量的一半；2010年火电装机容量达到3.7亿千瓦，若不采取控制措施，二氧化硫排放量将占 全国总排放量的2/3。因此，中国的SO2排放总量控制，尤其是“两控区” 7 建设项目中防治污染的设施，必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用。 66 内削减SO2排放总量的重点应放在火电厂(国家环保总局，1998)。 为了实施对SO2的控制，减少酸雨的危害，在《国务院关于酸雨控制区 和二氧化硫控制区有关问题的批复》中，明确提出了两控区SO2的控制目标。到2010年，SO2排放量要比2000年的排放量明显减少，所有城市环境空气 SO2浓度要达到国家环境质量标准。有鉴于此，各省和各地根据国家SO2总量控制的目标，制定了相应控制规划和进行了总量分配工作。正在制定中的 国家环境保护“十五”计划中，对SO2的总量控制提出了更高的要求，对于 “两控区”的SO2排放提出了明确的控制总量目标，在“两控区”258个国家控制的重点污染企业中，电厂占70%(中国环境科学研究院等，1998)，因此火电厂必须加大SO2排放的治理力度。 国家电力总公司战略研究与规划部也提出了“十五”期间电力工业环境 保护的目标：各项污染物排放全部达到现行国家标准，烟气脱硫产业初具规 模(国产化的30万kW几以上湿法脱硫机组投入运行)，为2015年接近世界环保先进水平奠定良好的基础。 排污交易是当前受到各国关注的经济政策之一。主要思想是在满足环境 要求的条件下，建立合法的污染物排放权力即排污权(这种权力通常以排污许 可证的形式表现)，允许这种权力像商品那样被买入和卖出，以此来进行污染 物的排放控制。 排污交易在中国实施目前近限于大气质量管理方面。在中国，大气排污 交易是在符合现阶段大气管理的要求，并与环境管理水平相协调的情况下进 行的，具体到电力行业，国家制定了两控区的SO 的控制目标，要达到这一2 目标，必须要有强有力的环境管理政策和措施。排污交易正是这一措施的充 分体现。且由于火电厂之间存在着明显的治理成本差异，因此的火电厂之间 进行排放交易也是可行的，从中国排污交易的实际来看，在电厂之间进行的 排污交易主要是对排放的二氧化硫之间进行交易。 排污收费作为一项环境管理的经济手段，在中国的环境管理方面已显示 了很大的作用，电厂SO排污收费所依据的标准为《火电厂大气污染物排放2 标准》(GB13223－1996)；收费标准为 《关于在酸雨控制区和二氧化硫控制 区开展征收二氧化硫排污费扩大试点的通知》(环发〖1998〗6号)。 1997年电力工业排污收费征收额为3.15亿￥，1998年上升到5.24亿￥。电力工业排污费的显著增加是推行SO收费试点，开征新收费项目的结2 果。1998年电力工业SO收费征收额为3.47亿￥(1997年为1.16亿￥)，20002 年电力工业SO收费征收额为 亿￥征收SO收费对电厂控制SO起到促22 。 2 67 进作用。有些电厂开始安装脱硫设备，而有些电场也开始安装自动监测设备。 有资料显示随着SO费率的提高，SO的排放量逐年减少，而且这也与排污费22 的经济学原理相符合。 SO收费试点在两省九市开展以来，取得了显著成效，得到了国家环保局、2 财政部、国家经贸委等部门的支持，也得到了地方环保部门的认可，为SO2 收费的进一步推广积累了宝贵的经验。但SO收费在试点过程中也暴露出一2 些问题，如收费标准制定不合理，资金使用分配不合理，二氧化硫排放计量 等，应当在今后推广中引起重视，并逐步加以解决。 除了上述环境管理部门制定和实施的环境管理制度外，电力部门也制定 和提出了一些相关的环境管理措施，主要体现在以下几个方面： (1) 改善电源结构，增加清洁能源的使用量。中国具有丰富的水力资源， 目前的开发利用程度不到20%，水电的开发将受到更多的重视。核电和水能、 太阳能等可再生能源也将得到充分的发展。 (2) 提高煤炭发电效率，降低煤炭消耗。新建的煤炭发电厂采用300兆瓦以上的大容量机组为主，对现有的小容量机组进行改造，或用大容量机组 取代，提高发电效率，减少燃煤量从而减少污染物的产生和排放量。 (3) 提高燃煤质量。中国的电力工业将尽可能使用灰份和硫份含量低的 煤炭或经过洗选的煤炭。中国电力工业用煤平均含硫量1994年为1.1%。到2010年，每降低0.1个百分点，可以减少二氧化硫排放70万吨。 (4) 合理布局，减少环境污染影响。 (5) 采用适当的污染物控制技术，减少污染物的排放和提高废物综合利 用技术。 (6) 发展和采用先进的煤炭燃烧和转化技术。 广义而言，电力行业环境管理技术包括支持环境管理的技术方法和环境 污染的治理技术。电力行业污染控制技术将在下节作专门的介绍。环境管理 的支持技术主要包括环境监测技术、环境影响评价技术和其它的环境政策分 析技术等。 在环境监测方面，电力行业已经建立起了自己的环境监测网络，各大电 厂都有环境监测机构和装备，为环境管理提供数据支持。在环境影响评价技 术方面，电力行业制定在本行业的环境影响评价技术导则，指导电力项目的 环境影响评价。在其它的环境管理技术方面，电力行业制定了环境保护的考 核办法等，对电力行业的环境保护起到了积极的促进作用。 68 电力行业的污染物排放涉及到大气、水和固体废弃物等，其治理技术也 是多方面的。目前普遍受到人们重视和研究的二氧化硫的治理技术。 火电厂SO控制技术主要包括燃烧前脱硫，如原煤洗选；燃烧中脱硫，2 如硫化床燃烧技术和燃烧后脱硫，主要是指烟气脱硫技术。现根据有关报告 (国家环境保护总局科技标准司等，1998；魏俊芝等，1999；徐息等，1997)，将脱硫技术在中国的应用情况总结如下： 原煤洗选技术 目前中国采用的主要是物理选煤方法。松藻煤矿金鸡岩 洗煤厂就是燃煤洗选的一个例子。它是重庆电厂扩建配套项目。该电厂扩建 投资5000多万￥，其中15%的投资用来建设这个洗煤厂。 流化床燃烧技术(Fluidized Bed Combustion) 目前已在徐州贾旺电厂 进行示范，中国FBC锅炉在使用时绝大多数还未加脱硫剂(国家环境保护总局等，1998)。 烟气脱硫技术(Flue Gas Desulfurization) 目前国内火电厂烟气脱硫 工程绝大多数是从国外进口设备，国内进行土建和安装。以石灰石(石灰)——石膏混法脱硫工艺为例，引进国外设备的工程静态投资高达1000～1200元/千瓦；若实现国产化，造价可控制在700元/千瓦。 中国自1991年开始引进烟气脱硫装置，到1998年底，已投运脱硫机组 容量达到1.68 GW。目前约有5.00 GW的机组正在建设或设计脱硫装置。烟 气脱硫国产化的目标拟定为：至2001年末，初步掌握火电厂湿法脱硫设计技 术，启动火电厂烟气脱硫国产化示范工程，同时编制国产化实施方案。至2003年末，具备独立完成火电厂湿法烟气脱硫工艺设计的能力，开发适合中国国 情的火电厂烟气脱硫工艺。至2005年末，湿法烟气脱硫设备国产化率达95%以上。至2010年，湿法烟气脱硫设备国产化率达100%，其他若干种烟气脱 硫工艺的设备国产化率达到95%以上。中国烟气脱硫的进展情况如下： , 中国重庆珞璜电厂引进了两套石灰石(石灰)－石膏法烟气脱硫设备， 分 别匹配两台容量同为360MW的凝汽式汽轮发电机组，其中1号机组于 1992年11月开始商业运转，2号机组于1993年5月开始运转，均为 100%烟气处理。该系统脱硫效率大于95%，并且产生工艺副产品石膏约 40万t。 69 , 中国太原热电厂引进了简易石灰石－石膏法脱硫工艺。该厂的脱硫系 统以石灰石为吸附剂，处理300MW机组的三分之二的烟气，系统脱 硫效率为80－90%。 , 中国深圳西部电力有限公司2号300MW机组的脱硫工艺是海水脱硫。 该系统在设计工况条件下的脱硫率大于90%，在校核工况下，脱硫 率大于70%，曝气池出口处排放海水的PH值大于6.5，FGD系统出 口烟气温度大于70%。 , 中国“七五”期间在四川豆坝电厂完成了5,000Nm3/hr磷铵复肥法 (PAFP法)烟气脱硫中试试验。试验结果为：吸附塔脱硫率保持在 70－80%，吸收塔脱硫效率大于84%，系统总脱硫效率大于95%；副 产品磷铵复合肥含水量小于4%，肥料品位(N+PO含量)大于35%。 25 , “七五”期间，四川白马电厂建立了一套70,000Nm3/hr的LSD高硫 煤(四川芙蓉无烟煤，含硫3.5%) 喷雾干燥法烟气脱硫中试装置， 当钙硫比为1.4时，系统总脱硫效率达到80%以上。山东黄岛电厂 得到日本援助在4号机组引进了旋转喷雾干燥脱硫工艺，装置于 1995年开始试车，1998年4月移交给该电厂管理，从运行情况看， 脱硫率达70%以上，脱硫试验装置每小时处理烟气量为300000标 准m3，每年可除去SO4500t以上。 2 , 中国抚顺电厂引进了LIFAC的炉内喷钙部分，配套120 MW机组(锅炉 燃煤含硫量0.54%)，设计脱硫效率40%；南京下关电厂引进LIFAC 全套技术，配套125 MW机组(锅炉燃煤含量0.92%)，设计脱硫率 75%。 , 中国在成都热电厂引进了电子束法工艺进行100 MW烟气脱硫示范工 程。 燃煤电厂除尘设备主要有电除尘器、袋式除尘器和湿式除尘器及旋风除 尘器等四大类。中国火电厂用煤灰份较高，平均在28%左右。70年代以前绝大部分火电厂采用水膜除尘器和机械除尘装置，除尘效率很低，平均约为 70%。 经过20多年的发展，电除尘器的比例逐年增长，平均除尘效率已达97%以上。1999年末，国家电力公司火电机组共配置有940台各式除尘器，平均 除尘效率约97.22%，其中仅497台为电除尘器，其余为文丘里、水膜等低效 除尘器。“十五”期间，将采取关停老小机组，使现有除尘效率在90%以下 70 的除尘器停运；部分非静电除尘器进行提效改造，使除尘效率由93%提高到99%等措施，使电力公司平均除尘效率提高到98%。 国燃煤电厂在氮氧化物(NOx)排放控制方面起步相对较晚，国家排放标 准于1997年1月才对新建大型燃煤电厂NOx排放提出限值要求。80年代中后期在引进的一批先进大容量燃煤发电机组的同时，引进了锅炉低NOx燃烧器的制造技术，在此基础上，结合中国煤质、制粉系统特点，开发了低NOx燃烧系统。目前，这些低NOx燃烧技术基本上已用于引进型国产大容量机组 上。 NOXSO同时脱硫脱硝技术 适用于中高硫煤火电机组。锅炉排烟经电除 尘器除尘后，进入吸收剂硫化床，SO2和NOx在其中被吸附在高比表面积含 NA2CO3的铝质吸收剂上，净化后的烟气经布袋除尘器除尘后从烟囱排放。该 工艺的脱硫率和脱硝率副本可达98%和75%。 SNOX TM同时脱硫脱硝技术 锅炉排烟首先经布袋除尘器除尘，然后加热 进入NOx催化反应器，在存在氨的条件下，NOx被催化还原成无害的氮气和 水。该工艺的脱硫脱硝率分别为95%和90%，其副产品硫酸主要用于磷氨肥料 的化工原料和钢铁工业的酸性试剂。该技术在中国高硫煤地区和大城市附近 的电厂有较好的应用前景。 Sox-NOx－Eox-BoxTM同时脱硫脱硝除尘技术 利用高温布袋除尘器达到1台设备同时脱硫脱硝和除尘的目的。通过在布袋前的烟道内喷入钙基或钠 基脱硫剂并利用布袋外表面的过滤层脱硫；NOx的脱除通过向烟道内喷入氨 气，然后由设置在布袋内部的选择性催化还原剂(SCR)来实现；除尘是通过布袋的自身特性完成的。此技术尚无大规模的应用。 减少CO2排放量的有效途径是提高能源利用率，降低煤耗，此外还有 CO2回收和利用技术。除了改进机组性能、优化火电结构外，发展高效清洁 燃煤技术是提高能源利用率的重要措施。 国外对燃煤烟气中CO2回收和利用的研究较多，美国已在320MW燃煤机组上成功应用CO2回收装置，运用化学吸收法(吸收剂为EMA)。日本也在进行CO2回收实验，利用物理和化学吸收法回收燃煤烟气中的CO2，吸收剂有EMA、碳酸钾、氨系吸收剂等。中国也在积极研究CO2分离技术回收烟气中CO2。 71 现有火电厂主要采用水力除灰系统，冲灰渣水是火电废水中排放量最大、 污染物超标最严重的废水。电厂最大的废水排放量是冲灰水，针对冲灰水存 在的问题，主要采取浓浆输灰、灰渣分排、贮灰场排水回用等措施。1985年中国只有13个电厂回收利用灰水，至1996年已增至100个。这些措施的采用，使冲灰新鲜水用量及废水外排量大幅度下降。目前，新建电厂的除灰方 式有了较大改进。在有条件的地方首先选用干除灰方式；其次采用水力除灰， 使灰水尽量做到闭路循环；灰水闭路循环确有困难时，则要求使用高浓度水 力除灰。 含汞废水也可以用化学沉淀法、活性炭吸附法、汞齐提取法等等处理。 但必须指出，任何方法除汞、都只能改变其存在形态和转移其存在位置，而 其固有毒性并未消除，因此还要与汞的回收利用相结合。在制汞或使用汞的 工厂中，常常定期用碘熏蒸，以生成碘化汞，消除汞患。 目前中国粉煤灰综合利用技术较成熟，统计表明，SiO 、ALO、TFeO、223 CaO四种组分占中国火电厂粉煤灰化学成分的近90%(袁春林等，电力部南京 电力环境保护科学研究所，《电力环境保护》1998年3月，第14卷第1期)， 积极开展粉煤灰(渣)物理化学特性的基础研究，并与各方面用户共同进行应 用技术及其标准研究，用粉煤灰生产建筑材料(水泥、砖、砌块、加气混凝土、 泵送混凝土等)，筑路、充填矿井与洼地、改良土壤、生产复合肥料及纯灰场 种植等多项技术，并大力进行推广应用。据不完全统计，中国开发的灰渣利 用技术已达200多项，进入工程应用的有50多项。 原煤经过洗选后有很多益处，如可给洗煤厂带来经济效益，用户可享受 到节煤，少缴排污费等利益，而且同时还减轻运输压力，保护了大气环境等 等。国家环境保护总局科技标准司等(1998年)以动力煤洗选为例，对原煤洗 选进行了经济分析。成本方面，原料煤损耗15￥/t，加工成本5￥/t和利润 成本15￥/t，合计35￥/t；在收益方面，用户燃用洗煤后得综合效率为39.58 ￥/t；因此净经济效益为4.58￥/t。 中国目前大约只有1500MW燃煤机组安装了烟气脱硫装置，所配备的装 置大多从国外引进，处于示范阶段，报导的各种技术的经济参数缺乏统一的 72 基准(国家环境保护总局科技标准司等，1998)。根据现有脱硫费用资料，经 过统一的评价方法和指标体系处理，得出各技术的初步经济分析结果(表2)。 脱硫工艺 石灰石石膏法 PAFP法 LSD法 喷钙增湿法 简易湿法 机组容量(MW) 2x360 100 200 100 200 烟气量(万Nm3/hr) 2x108 45 82 45 82 SO浓度(ppm) 3500 3000 3000 3000 3000 2 FGD总投资(万￥) 48174 7581 9520 2122 10006 单位投资(￥/KW) 669 758 476 212 500 年均化投资(万￥) 5978.4 940.8 1181.4 311.5 1241.8 运行费用 5794.3 2635.5 1700.3 920.2 1351.5 年脱硫成本 ￥/tSO2脱除 856.8 1501.5 770.2 701.8 810.9 分/kwh 2.52 5.50 2.22 1.89 1.99 来源：国家环境保护总局等，1998。 从表2可以看出，湿式石灰石－石膏法年平均投资占电厂投资的比例最 高，约为16%，最低的是炉内喷钙尾部增湿工艺，约占5%；脱1吨SO的平2 均运行成本为1100￥左右，干法/半干法为800￥左右，而PAFP法为1500￥左 右。电厂脱硫将造成电力生产成本的提高，机组安装湿式FGD后的单位发电 成本要增加0.02－0.03￥/KWH，安装干式FGD后的单位发电成本要增加0.01 －0.02￥/KWH。 下面我们结合SO2收费和SO2的排放所造成的损失做进一步的分析。目 前对SO2收费标准是1992年在中国2省9市开展SO2排污收费试点工作开始 的，1998年4编委联合发布了《关于在酸雨控制区和二氧化硫污染控制区开 展征收二氧化硫排污费扩大试点的通知》，收费标准为收费标准为0.2元/ 公斤。1998年在杭州、郑州和吉林三个城市的总量排污收费试点收费标准为 0.6元/公斤。经国务院批准北京市目前征收1.2元/公斤的SO2排污费。从 现行脱硫设备运转情况看，1.2元基本上可达到治理成本。从表2还可以看 出目前在“两控区”内征收的200￥/tSO 的排污费，远远低于SO的平均治22 理成本，因此从经济效益出发，电力企业往往选择付SO排污费，而不愿下2 决心上脱硫设备。同时SO治理成本也不计入电价，安装脱硫设备的单位不2 能收回成本，打击了电力企业上脱硫设备的积极性。 在SO2排放的损失方面，国内外对大气污染损失虽然进行过一些研究， 但还没有公认的数字。1吨SO2排放对全社会生态环境造成的损失在中国约 73 5000～10000元左右(国电公司)。因此，同SO2造成的损失相比，即使1.2 元/公斤的SO2收费也是非常低的。 根据中国环境科学研究院对全国705台电站锅炉的调查，电除尘器、袋式除尘器和湿式除尘器的处理成本在300～583元/吨左右。目前烟尘收费标准是根据烟尘超标倍数或林格曼浓度，按燃料收费。在杭州、郑州和吉林三 个城市的收费试点阶段采取的收费标准为0.55元/公斤，与烟尘治理成本基本相当。 1998年12月国务院办公厅转发了《国家经贸委关于深化电力工业体制 改革有关问题的意见》，2000年10月国务院办公厅下发了《关于电力关于 体制改革有关问题的通知》(也称国务院69号文)，进一步明确当前电力改革的方向。该通知确定成立电力体制改革协调领导小组，由国家计委牵头，成 员包括国家经贸委、财政部、国务院法制办、国家电力公司及中国电力企业 联合会等有关部门和单位。本节将首先将根据现有资料，简要地介绍一下电 力行业现状、改革目标和内容等，在此基础上，着重讨论电力工业管理体制 改革、运行机制调整和电价机制调整对环境产生的影响。 当前，中国电力工业体制改革的核心目标是建立真正的电力市场，这将 促成电力工业的资产重组、打破电力工业各利益主体的利益格局、促进中国 电力自动化水平的提高、推动中国电价总水平的降低。电力行业改革的目的 主要包括以下几个方面： 促成电力工业的资产重组 打破现有电力行业各利益主体的利益格局 促进中国电力自动化水平的提高和更新 推动中国电价总水平的降低 目前中国实施的电力行业的改革主要是围绕电力行业的运行管理机制和 电价展开的，其具体内容主要包括以下几个方面： 74 厂网分开，竞价上网 政企分开，省为实体 电价改革 电网联网、西电东送 根据以上改革内容，我们从管理体制调整、运行机制调整和价格机制调 整三个方面论述电力改革对环境的影响。 电力管理体制是指政府对电力行业的行政管理形式。电力管理体制调整 是指对电力工业行政管理职能进行调整。1998年国务院机构改革前，电力行业的主管部门为电力工业部，当时国有电力企业也规电力工业部所有(也称下 属公司)，政府和企业的职能分工不明。1998年国务院机构改革后，电力行业的行政管理职能由经贸委承担，国家电力公司转变成经济实体。 2000年6月初，中央机构编制委员会办公室和国家经贸委联合下发了《关 于调整电力行业行政管理职能有关问题的意见》，将分散在各部门、行政性 公司等单位的政府管理职能一并划入经贸委。此举标志着两年来的电力政企 分开工作取得了实质性突破。 由于国家电力公司在中国电力行业中的地位，电力行业的垄断局面并没 有打破。同时地方政府改革还没有完成。有的地方已经撤销了电力工业局， 其管理职能划归地方政府综合经济部门，负责规范电力市场秩序，但是仍有 一些地方还没有完成改革，因为地方政府改革实际上要滞后于中央政府的改 革，而且要参考中央的改革方案，使其保持与中央的一致性和连贯性。 因此可以认为虽然中国电力管理体制已取得新的进展，但与建立社会主 义市场经济体制的要求有较大差距，应进一步进行改革。深化这方面的改革 将是下一步电力改革的重点之一。 这次深化电力体制改革的主要内容是转变政府职能，实现公司制改组， 转换企业经营机制，改革管理体制，建立现代企业制度，加强企业管理，推 进各项配套改革，建立自我发展与经营机制和激励与约束机制，建立适应社 会主义市场经济体制和电力生产特点的新型电力工业管理体制。电力部门内 部的环境管理能力必须适应电力体制改革的要求，在电力管理的各个方面都 有所体现，保证有实体支持电力环境保护工作。 75 目前电力建设、生产、输配电等方面存在的一些问题(如经济效率低、国有资产回报率低等)都与电力行业的垄断有关。国家电力公司由于继承了原电 力工业部所属的大部分国有资产，集电力建设、发电、送电于一身，是电力 行业中的老大，也是典型的国家垄断企业。为了打破国电公司的垄断电网， 准备按发电、输配电、售电三个环节分开原则，将国电公司进行重组。电力 经营结构重组是建立竞争、有序的电力市场的组织结构基础。 国家环境保护总局是中国环境保护的最高行政机构，承担拟定国家环境 保护的方针、政策和法规；制定和组织实施各项环境管理制度等十一项职责。 国家经贸委电力工业司主要负责电力行业的环境管理和协调工作。环境管理 的具体内容和职责落实到了具有企业性质的电力公司和发电企业，象国家电 力公司就设立科技环境部，负责协调电力公司内部环境管理工作。由于电力 公司和独立的发电企业是经济实体，必须按市场机制运行，才能创造经济效 率，因此电力公司和独立的发电企业的环境行为不再具有政府性质，而且是 企业性质的环境管理，即执行国家环境法规、标准和政策。 电力管理体制调整后，可能出现的结果是政企更加分开，政府对电力的 管理职能和企业的独立地位更加明确。不仅中央的电力管理职能划归综合部 门(经贸委)，而且各省电力工业的管理职能也将逐步转到综合部门，并且由 这些部门来负责规范电力市场秩序。这样将有利于纵向协调。 国电公司将被肢解成若干个独立的实体，垄断地位将会削弱。国电公司 占电力行业的半壁江山的局面将不再存在。另外，从有关报道看，为了避免 出现新的电力行业垄断，新的、占电力市场份额在30%以上的电力实体也不允许存在。 政企分开后，政府对电力行业的管理职能进一步明确，而且由综合部门 掌管。不仅中央如此，地方政府也仿效这种做法。电力环境保护行政管理职 责和协调也是如此。这样有利于协调电力行业与其它部门之间的关系，调节 中国能源消费结构，推动能源消费的可持续发展和电力环境保护工作。 政企分开后，电力实体的企业性质就更加明确。适用企业的相关环境法 规也就适用电力实体。环境保护主管部门是监督实施环境法规、标准和政策 76 的机构，监督、检查企业执行环境法规、标准和政策。既然电力公司已完全 转变成具有企业性质的经济实体，那么它们就理所当然地成为环境执法部门 的对象。这样便于环境行政主管部门对电力企业进行监督和执法检查。不象 以前那样，电力实体既是企业，又具有政府职能。它们既是竞赛场上的运动 员，又是裁判员。有时在执行环境法规时，为其自身利益，以政府角色对抗 环境部门的执法。 管理体制理顺的一个重要方面就是政府将不直接介入企业的日常管理， 而是通过法律、法规、标准和行政规章来指导和约束企业的各项行为。因此， 在与电力行业管理有关的法规中明确电力企业的环境责任和义务，以法律的 形式规范电力企业的环境行为，从而达到减少电力企业的污染排放，提高能 源利用效率，最终实现调整能源结构，实现可持续发展的目的是非常重要的。 为了配合电力行业管理体制的改革，中国目前正在积极修订《电力法》， 就环境保护而言，应积极抓住这一契机，在《电力法》中明确有关环境保护 和电力行业可持续发展的内容，包括对电力生产、输配和销售企业环境行为 的要求、明确有关新能源和可再生能源的开发利用等，将对电力行业乃至全 国能源行业的可持续发展起到非常重要的作用。 电力企业管理体制调整的主要对象是国有电力公司。根据中国环境科学 研究院以全国4000余家企业为样本进行的计量经济研究表明，国有企业的污 染物排放强度要高于其它类型的企业，而相当于其它类型的企业而言，其对 排污收费等环境政策的反应敏感程度却较低(曹东等，1999)，因此，电力管 理机制的转变将向着有利于环境的方向发展。 由于国电公司所属的企业基本都是1985年以前建的企业。这些企业数量多，但占总发电量的比例不高，而且它们的技术水平较落后。电力管理体制 改革将为改造这些企业提供契机。经过重组和改造，这些企业的经济效率将 会提高，同时由于进行改制和技术改造，这些企业的环境表现将会得到改善。 国电公司的拆分将加速电力企业公司化和市场化进程。电力企业重组将 形成若干具有竞争力的公司。在市场经济条件下，市场形象是企业营销的一 种策略。电力企业，尤其是大企业，它们都是上市公司，为了改善其自身形 象，也需要采取措施改善其环境表现，从而推动其污染治理。企业内部有专 门机构或人员负责企业的环境管理工作，执行香港环境法规、标准和政策， 提出污染预防和控制措施，从机构上保证现象环境管理制度的实施。 77 电力行业运行机制是指电力建设、生产、输送和配电的作业方式。目前 已经知道的调整措施包括厂网分开、竞价上网，电网联网，同网同质同价。 厂网分开、竞价上网是指把具有自然垄断性的电网基础设施运营管理业 务与具有竞争性的发电与售电企业的经营业务分离开，组建一个统一的国有 电网公司，放开发电与售电市场，政府在此基础上实行分类管理。因此厂网 分开、竞价上网将打破计划经济体制下原有的发、输、配一体化管理、天然 垄断的管理模式和经营方式，首先在发电部分引入竞争机制，实现电力企业 公平竞争，降低成本，提高效率，降低用户电价，实现资源优化配置。 具体来看，使有隶属于电网经营企业的发电厂成为独立的法人实体和市 场竞争主体，同独立电厂公平竞争。这样，在电力供应充足情况下，发电企 业上电网送电就能引进竞争机制，通过竞争调节上网电价。 电网是输电和配电的载体。目前国家电力公司负责管理电网，同时国电 公司又是电力生产企业，具有双重身份。由于电网经营具有自然垄断的特性 和规模经济效应，因此中国电网调整和管理必须坚持电网以统一规划、统一 建设、统一调度、统一管理为特征的垄断经营。电网由国家垄断可以消除区 域壁垒、省间壁垒。经过几年建设，全国电网总体格局已见端倪，实现全国 电网统一管理是必然趋势。中国电力生产与消费不均衡分布的实际情况决定 了电网建设必须打破地区封锁。实现跨地区联网是打破这种封锁的先决条件。 因此，可以肯定电网运营将从国电公司独立出来，形成独立公司，为电力输 送提供一个公正、独立的运营平台。 同网同质同价是改变过去“新电新价”、“一厂一价”的做法。以前为 了鼓励社会集资办电，出台了“新电新价”政策，这样新建电厂根据其建设 和运营成本推算出生产电价，形成了“一厂一价”现象，造成电价的混乱， 同一电网，同等质量的电，由于其厂家不同而出现不同的价格，对不同发电 企业具有歧视性，也不利于给企业提供平等的竞争环境。 运行机制调整的结果是发电厂和电网运营企业相互独立；发电企业通过 竞争向用户供电；不同区域之间送电；不管是采取何种形式进行发电，只要 78 电的质量相等，其应获得相同的价格。运行机制调整的结果是电价的下降； 能源结构发生变化。降价是电力改革的关键。下面根据这些结果分析运行机 制可能对环境产生的影响。 在生产规模相同情况下，企业效率改进将减少其单位产品的排污强度， 有利于环境保护。发电厂和电网运营企业相互独立将结束电力行业长期形成 的垄断局面，促进发电企业之间的竞争。这种竞争将促进企业进行技术更新， 提高效率，减少单位发电量的排污强度，这样对环境具有有利的影响。同时 由于效率提高，发电成本将会减少，而且由于发电企业之间的激烈竞争，电 价下降将是必然结果。这样就刺激用户电力消费，转过来又促进电力生产， 增加电力行业的污染排放总量。 厂网分开，发电企业独立运营，竞价上网，将有利于提高能源的终端使 用效率。在新的管理体制下，配合新的环境管理标准的要求，如发电绩效标 准(GPS)的引入，将使发电企业在市场竞争和环境管理要求的双重压力下，努 力提高其发电效率，提高能源的综合利用率，从而减少成本和污染物的排放， 在增加其市场竞争能力的同时，满足环境管理的要求，也最终提高中国终端 能源的使用效率，达到改善环境的目的。 竞争是企业为了占有更多市场份额的必然结果。为了在竞争中获胜，企 业将进行技术改革，加强管理，这样将有助于减少排污强度，有利于环境保 护。 发电企业通过竞争向用户供电是运行机制改革的结果之一。由于目前电 力供需趋于缓和，尽管有的地方已出现供不应求现象(如广东省去年出现过这 种现象)，但是总的趋势是供需矛盾趋于缓和。因此，现在发电厂的发电能力 不能100%运行，还有部分剩余发电能力。在这种情况下，如何通过竞争来调 节发电厂的积极性是值得研究的。如前所述，通过竞争，电价将会下降(在电 力相对过剩情况下)，用户用电量将会增加，这样反过来增加电力行业污染排 放量。 不管采取何种形式发电，只要质量一样，其价格也应一样。这为企业机 制提供一个公平机制的平台。所有燃煤发电企业将在这种公平竞争的环境里， 通过比较其边际效益与边际成本，决定是否进行电力生产。然而这种公平是 79 否对所有发电企业？是否有利于促进中国电力朝更清洁的方向发展？对天然 气发电、核电、风电和水电是否适用？ 水力发电将会受益。目前水力发电的电价低于火电，而且其所承担的税 负较重。同网同质同价将提高水电的市场竞争力，从而促进水电的发展。水 是可再生资源，从污染控制角度看，这种趋势将促进污染治理和环境保护； 从生态保护角度看，由于水力发电需要兴建水库，这将改变当地，甚至区域 水环境和生态系统，引发一些生态问题。这些形象在兴建大型、特大型水电 站时表现得尤为突出。 中国核能发电的主要技术和设备需要从国外进口，因此核能发电的成本 要高于燃煤发电，每千瓦核电投资是燃煤电厂的2～3倍，远高于国外水平，即使核燃料的成本比较低，核电的周期成本仍然比较高，每千瓦时一般为 0.32~0.5元(刘冉星，2000)。如不采取措施，核电企业的亏损在所难免，而 且还会从激烈的市场竞争中淡出。美国研究表明：竞争导致电价过低，核电 运营者得不到足够的收益，来支付电厂运行和改造(如更换蒸汽发生器)所需 的资金。在不久的将来，一些核电机组将有提前退役的危险。在这种条件下， 今后几年内，随着电力市场改革的进行，核电厂将失去竞争力。由于发展核 电是中国电力发展战略的一个优先领域，因此政府应出台相应政策。同时， 核电厂的安全问题对当地甚至区域环境具有潜在影响。 由于可再生能源发的电(水电除外)通常比常规电力要贵，发电市场不受 限制的竞争环境很可能导致可再生能源发电量的降低。中国目前使用的风电 机组设备大多数是从国外进口或引进国外技术的，其投资大约为每千瓦时1 万元，周期成本为每千瓦时0.48元左右，比燃煤电厂的成本高得多(高冉星， 2000)。燃气联合循环机组每千瓦时的燃料成本为0.14~0.17元，比燃煤机组的燃料成本高出40%～70%(同上)。在这种情况下，如何才能促进可再生能源 发电呢？可以通过绿色市场开发和电价方案来刺激用户对可再生能源发电的 需求。同时可再生能源在竞争的电力市场中的作用将取决于各种可再生燃料 的成本和性能，包括生物质能(主要是木材)，地热、太阳能和风能。此外，选用何种可再生能源通常取决于当地的能源条件。 电网联网，使不同区域之间送电成为为可能。目前中国电厂和电力资源 分布是不均匀的，东部，经济发达，但电力不够，西部资源丰富。为了改变 这种现状，中国政府制定并实施了西电东送的国家电力战略。从国情出发， 为实现资源优化配置，保持国民经济可持续发展，国家确定并已实施在中西 80 部地区开发大型水火电基地，向经济发达的东部缺电地区送电，而此战略前 提是全国电网联网，具体目标是到2010年左右，中国电网从地理上形成北、中、南三个跨区电网，2010－2020年期间，将形成全国统一联合电网。这将为电力资源在全国范围内市场化配置提供强有力的物质基础。 从电网联网和西电东送看，联网后能提高资源的利用率，有利于可持续 发展。同时，电力输送代替原来煤炭输送，可以减少运输过程中，煤炭污染， 解决运输污染问题。但是也产生一个问题，这就是将污染留给西部的伦理问 题。随着洁净的电输送到东部，西部煤炭资源开采的步伐将会加快，而且由 于发电所产生的污染将留在西部。 电力行业是自然垄断行业，而且也关系到国计民生。计划经济时代，电 力建设、生产、电网建设、配送都由政府根据计划设计和调拨。由于电力关 系到国计民生，而且政府将原材料的价格定得很低，电价也是如此。因此， 电价被严重地扭曲了，不能反映电力的稀缺性。 改革开放以来，虽然绝大多数商品的价格都已放开，但是电力价格仍由 政府控制。1996年制定的中华人民共和国《电力法》对电价的管理作了如下 规定：“电价实行统一政策，统一定价原则，分级管理”。电价的管理部门 基本上分两级：跨省电网、省电网有国务院物价行政主管部门核准并管理； 省内独立电网的电价由省人民政府核准。具体程序是国家经贸委电力司研究 提出电价格政策，然后由国家计委批准。因此，电价是政府决定的，与市场 没有直接的联系，使它不能成为影响电力建设、生产、供应与消费的信号。 同时，电价的管理部门有两个部门，因此电价出台之前，这两个部门必须沟 通协调，才能保证电价的顺利通过。 《电力法》中规定了电价的制定原则：制定电价，应当合理补偿成本， 合理确定收益，依法计入税金，坚持公平负担，促进民力建设。这种程序决 定电价是由成本到算出来的，而不是有供需关系决定的。 改革开放之初，电力供应成为制约经济发展的瓶颈，为了鼓励多渠道投 资，政府出台了集资办电和多种电价政策，主要采取了三个方面的措施：一 是实行“燃运加价”；二是实行“新电新价”；三是开征“电力建设基金”。 这个政策对促进中国电力行业投资多元化，推动电力行业发展起到积极作业。 81 同时政府对电价的控制也有所松动。1995年后，经历了10年发展的中国电力行业终于冲破了电力短缺的瓶颈，电力供给不足的矛盾得到有效地缓解， 加上随后发生的亚洲金融危机和中国经济结构调整又在一定程度上抑制了社 会用电量的增长速度，电力供给不足的矛盾甚至转变成电力需求不旺。 在这种情况下，传统的电价确定方法就受到挑战。因为这种方法是按成 本倒推，一报一批式的电价政策，造成了电价的复杂和混乱的局面。在中国 电力工业快速增长的十几年中，电价一直在增长，即使在国家鼓励用电的近 两年也无下调的趋势。在农村，由于电价远远高于城市，通了电却用不起电 的情况十分普遍。因此，中国的电力工业存在结构性弊病，电力市场并未真 正形成。 就上网电价而言，目前上网电价存在以下几个问题：(1)没有反映出投资主体或投资形式的变化带来的成本差异；(2)没有反映出利用不同资源所带 来的成本差异；(3)没有反映出资源的利用深度；(4)没有反映出环境资源的利用成本(刘冉星，2000)。 电力价格机制是指电价管理与电价的形成机制。根据前面的论述，电力 价格机制调整主要是电价形成机制。通过实行厂网分开，打破电力垄断，形 成真正的电力市场，使电力价格随市场供需变化上下浮动。 根据根据经验和国内现行做法，各国政府对电力事业都实行不同程度的 管理。这种趋势仍将继续存在下去。根据中央政府各部委的职能，电力价格 仍由国务院物价主管部门(国家发展计划委员会)管理，国家经贸委电力司负责研究提出电价政策意见。 关于电价形成机制，可以将电价分为三种：上网电价、输配电价和销售 电价。然后对这三种电价实行不同的改革措施。 现行上网电价尚不能很好体现国家的能源政策。它不能反映出投资主体 或投资形式的变化带来的成本差异；没有反映出利用不同资源带来的成本差 异；没有反映出资源的利用深度；没有反映出缓解资源的利用成本(刘再星，2000：20－21)。因此，对上网电价应采用按社会发电平均成本(或长期边际成本)核定各电网的最高上网价格标准，取代过去的个别成本法，引导投资者 千方百计降低造价，减轻对销售电价的推动(郭拥军，2000：19)。 82 对配送电价，按《电力法》电价制定原则确定电网输配电价，即合理补 偿成本、获取合理受益、依法计入税金。 对销售电价，目前最突出的问题是电价结构矛盾严重。各类用户之间的 交叉补贴比较严重，两部制电价扭曲以及峰谷电价和季节性电价都存在许多 问题。因此，按照公平负担原则科学制定销售电价。 从电价形成机制调整措施看，最主要的改革是改变上网电价形成机制， 最高上网电价是由社会平均成本决定，而非由个别成本决定，使有限的资源 得到合理的配置。同时，销售电价形成机制的调整与改革理顺了电价结构。 3.4.4对环境的影响 电价在调整电力结构方面具有特定的作用，也是一种行之有效的方法， 其主要手段是通过特定的定价机制，确定合理的电价水平和结构，用价格信 号调整电网和电源建设结构，调整水电、火电、核电及其它新能源的结构， 以及各种电源、电网服务组合内容。 以社会平均发电成本制定最高上网电价能促进电力企业从内部挖潜力， 开展技术改造、节能等措施，使企业的发电成本低于整个电力行业的社会平 均发电成本，这样会提高整个电力行业的经济效率。这些技术改造和节能措 施将提高发电行业原材料使用效率，减少单位电量的排污强度，有利于环境 保护。 销售电价结构调整将理顺用户、发电企业、供电企业之间的关系，减少 用户之间的相互补贴，消除电价构成中的不合理因素，这样做可能促进用户 使用更多的电，因为从长远看，调整后销售电价将普遍降低。在电力行业逐 渐呈现买方市场情况下，这种调整将有利促进电力行业的发展。但是从环境 角度考虑，由于用电量的增加，在单位排污强度一样的情况下，电力行业的 污染贡献率将会有所上升。 电力使用量的增加也将会改变中国能源消费结构。中国是一个以煤炭为 主要能源的国家。电力作为二级能源，其使用要比煤炭更清洁。煤炭也是电 力生产的主要原材料，因此将煤炭转化为电对控制国家大气污染具有重要作 用，因为煤炭转化为电力，供生产和生活使用，减少煤炭燃烧对城市环境污 染。发电量的增加也导致煤炭使用量的增加，但是由电力企业统一将煤炭转 化为电，然后供应给用户要比用户直接使用煤炭作为燃料，更经济，对环境 污染程度要轻，而且还能减少煤炭运输和流通过程中的污染。因此，电力使 83 用量的增加导致能源结构的变化，使其朝有利于环境的一面发展。 通过前面的分析，我们知道目前电力改革极有可能出现的结果是实际电 价的下降。由于目前电价没能包含环境成本，那么下降后的电价又怎样体现 环境成本呢？有三种办法可以实现这个目标：(1)在电价中增加附加收费，象现在的SO2收费(但需提高收费标准)，而且收费资金上缴国家财政，用于污 染治理和环境保护以及促进清洁能源和清洁生产；(2)对污染物征收污染税或对能源使用征收环境税，税收收入专项用于污染控制，环境保护和鼓励清洁 能源使用；(3)制定发电绩效标准，在此基础上核定每个发电企业的排放总量 并且发放排放权指标，然后建立排污权交易市场，通过这个市场来控制电力 行业的污染排放。 从环境保护的角度来考虑，促进电力行业可持续发展的环境保护政策主 要包括电价的绿色化政策，基于GPS的污染控制政策，鼓励清洁能源和可再 生能源的政策，以及系统效益收费政策等。 从环境保护的角度而言，电价在环境保护中所起的作用可以表现在两个 方面：一，电价应该包括环境成本，至少应当对电厂污染物排放所造成的环 境损失进行一定的补偿，从而体现环境资源的价值；二，电价的绿色化政策， 即电价可以作为促进清洁能源和可再生能源使用，调整能源结构和电源结构 的工具。通过一系列对清洁能源的价格补贴和税收优惠等政策，利用价格这 一经济杠杆来调节需要，达到刺激清洁能源的开发和使用的目的。 目前电价改革的主要目的是提高电力部门的市场定向能力和实现在社会 主义经济体制下的电价优化电力部门的资金、燃料和劳动力，从而以最低的 成本取得最大产出(生产效率)；合理分配电力供给和筹集资金三个目标。 当前电价改革的主要内容是在电力工业中具有竞争性的部门(发电部门) 实行基于市场的价格，同时，在具有垄断的部门实行基于边际成本原则(对电价结构和水平)的管制价格。 在目前进行的电价改革中必须考虑环境因素。首先，电价应保证回收供 电的所有经济成本，包括环境成本，第一步要求在电价中包括发电厂的污染 治理成本，在可能的情况下，在电价中包含电厂污染物排放对环境所造成的 84 损失；其次，在输配电环节制定有利于环境的价格政策，充分利用目前电力 改革和重组，竟价上网的有利时机，从改善电源结构和加强污染治理的角度 出发，制定有利于环境的价格政策和相关政策。 根据中国现行电价管理办法，目前发电环节平均电价0.29元/kwh，其 中1985年以前建成的电网属直属厂，没有独立的上网电价，与电网的内部结 算价为0.24元/kwh，1985年以后建成的独立核算电厂上网电价为0.33元 /kwh，其中1997年核批62个电厂上网电价平均为0.41元/kwh，1999～2000 年建立的70个电厂上网电价平均为0.36元/kwh。现行定价管理方式造成污染严重的老电厂发电利用小时高，达到排放标准的新电厂利用小时低，不利 于提高能源效率，减少污染；另外新电厂在上网电价上处于劣势，不利于技 术进步。GPS标准实施后污染严重的电厂必须采取措施，而新电厂无须治理， 使各企业处于同一竞争水平。 以发电环节的SO2为例，目前中国电价中没有考虑燃煤电厂的脱硫成 本，限制了电厂从电价中收回成本，影响电厂安装脱硫设施的积极性。根据 测算，一台300 MW机组，燃用含硫量约2%的煤炭，安装湿法高效脱硫装置时，脱硫成本为0.03￥/ kwh。 如果在电价中加入脱硫成本，可为燃煤电厂的脱硫创造了良好的条件。 运用电价机制促进电力行业的环境保护，其基本出发点有两个，一是利用价 格机制促进电厂，主要是火力发电厂进行污染治理，改善其环境行为；二是 为电厂的污染治理筹集部分资金，集中使用，用于补充大电厂的污染治理项 目投资的不足和补偿电厂污染物排放所造成的环境资源的损失。这样就从根 本上解决了电厂脱硫的资金来源问题。因此，在电价中考虑脱硫成本和环境 成本是电价改革中应当予以重视的问题。 在电力价格改革中充分考虑环境因素，从根本上体现发电对环境的影 响，除了在电价中考虑环境成本外，另一个重要方面就是制定一系列的绿色 电价政策，形成发电、输电、配电和售电的绿色价格政策体系，将绿色电价 政策渗透到电力生产和供应的各个环节中。 引入市场竞争机制，厂网分开，竟价上网是目前中国电力体制改革的核 心内容。在制定绿色化的电价政策时，应抓住这一有利时机，稳步将环境保 护纳入电价管理中。 在发电环节，应建立电力交易市场。发电企业原则上都要成为独立电厂， 要与电网经营企业在财务、人事上完全脱钩，即“厂网分开”。所有电厂每 85 天数次向电网报出自己所要求的上网电价，而交易市场的管理者，用电脑将 各电厂的报价从低到高排列，并按所需电力负荷的预测，从低价开始录取， 录满为止。未被录取的电厂就不能发电。这将促使发电厂最大限度地降低电 厂造价和运行成本，而电网则取得了反映每一时刻供求关系中市场价格最低 的供电资源。 为了促进发电企业进行污染治理，在录取发电企业时考虑环境因素，可 以在有治理设施和环境行为达到国家环境标准的电厂所发的电加上绿色标 签，同样的标签也可以用于使用清洁能源和可再生能源发的电。在竟价上网 中，在考虑价格的同时，优先选择绿色电源上网。这样就可以为发电厂提供 一绿色价格信号，促进电厂进行污染治理，发绿色电，以优先上网，保证利 润的实现。 同样，在输变电环节，应确立大电网间市场开放、市场准入的规则，建 立透明公开的输变电过网费用计算公式。一个电网可以向其它电网报价竞争， 销售电力，同时也必须允许其它电网将价格更低的电力销售给自己区内的企 业。本地区有电不用，而从其他地区买电，这对计划体制来说是不可思议的。 而本地的电网经营企业，会由于外来电力占领市场的威胁不得不努力降低输 变电成本，降低销售价格，做好服务工作，使经济杠杆更精确地实现资源的 优化配置。 利用输变电环节加强环境保护，可以效仿美国的做法，规定电网中使用 绿色电和清洁能源与可再生能源发电的比例，如本区电网不能满足规定的比 例要求，则可以从其它地区购买。相信这一政策的实施，会有利地促进电厂 污染物的减排和提高清洁能源和可再生能源发电的比例，在起到促进电源结 构改善和环境保护的双重目的。 在电力的终端销售环节，要实行供电商在各供电区之间的市场准入，通 过颁发供电许可证，培养更多的电力零售商，实行竞争。英国在供配电环节 改革进程中，采取了根据用户变压器的容量，从大用户到小用户，在数年内 逐步实行终端用户选择供电商的制度。到1998年6月，所有电压等级的电力 消费者均可以自由地选择供电商。这样，供电企业只有在价格上有竞争力， 在服务上尽心尽力才能取得用户的信任。 将环境保护的概念引入电力的终端销售环节，首先要求消费者能够对不 同的电力供应商进行选择，在这一前提下，不同电力供应商的环境行为和其 环境表现将随其所销售的电力一同为消费者所知晓。电力供应商所销售的电 中，其绿色部分将以优惠价格出售，鼓励消费者购买。 86 此外，电价改革的另一项可以引入和考虑的内容是参考美国的系统效益 收费政策，制定符合中国体制和特色的系效益收费制度，利用电价改革的时 机，实施系统效益收费。 美国的系统效益收费政策是在销售的每度电的价格上提高一小部分，专 款专用，用于提高电力供应的系统效益，促进清洁能源和可再生能源的使用。 在中国，系统效益收费的政策可以和明确实施的排污收费政策相结合，将系 统效益收费纳入排污收费的管理，所收取的资金专用于提高发电厂、电网和 销售环节的效率，同时，集中资金用于清洁能源和可再生能源的开发和利用。 为了实施系统效益收费，要求有关部门制定相应的法规政策作为保障。 系统效益收费涉及到电力生产和使用的各个环节，涉及到能源结构改善等环 节，在管理方面，涉及到电力部门，环境保护部门。系统效益收费不仅涉及 到政策的制定，而且与提高效率的清洁能源的开发技术等密切相关，因此， 建议有关部门进行综合决策，制定符合中国特色的系统效益收费政策。 用好电价杠杆，建立绿色的电价政策，利用电价来加强环境保护是切实 可行的，但在制定绿色电价过程中要有正确的观念和方法，同时，面向环境 的电价政策必须和现行的政策相互配合. 此外，加强电价立法，依法管理电价，是电价在调整结构、保护环境中 有所作为的重要保证条件。在目前的《电力法》中，缺少如何建立发、供电 部门成本约束机制的条款，更多的条款是对消费者的约束。建议在《电力法》 的修改中，对发电部门的成本提出规定，加入污染治理的投资部分，将环境 成本纳入电价从法律角度给予充分的保证。 产出绩效标准(GPS)就是以电力产出为依据制定的电力(火力发电)污染 物排放标准，又称为“排放绩效标准”(Emission Performance Standard， EPS)。GPS是以电能的产出为基础制定污染物的排放标准，从而将污染物的 排放不仅和燃料紧密相连，而且和生产工艺、生产效率等紧密相连，对于促 进清洁能源的使用，提高发电厂的生产效率，减少污染物排放等发挥了巨大 作用，也为制定和实施基于GPS的新的电力行业污染控制和环境保护政策提 供了可能。 1996年发布的GB13223—1996《火电厂大气污染物排放标准》，对1991 年的燃煤电厂标准予以修订，该标准发布至今已有4年的历史，对中国大气环境的污染控制起到了一定的作用。但是，由于该标准存在着一些难以解决 87 的问题，因此，《火电厂大气污染物排放标准》急需进行修订以满足对火电 厂大气污染控制的要求。 GPS标准是以产出为基础的，它是将经济发展与环境紧密结合起来的最 佳选择，也能够兼顾电力行业的污染控制和生产技术水平的提高。一方面， GPS的实施排除了以燃料输入为依据的高排放、低效率电厂运行所带来的负 面影响，鼓励电厂采用新型和清洁设备，迫使工艺落后、污染严重的企业进 行技术改造，这对步入具有竞争性的电力市场是非常重要；另一方面，GPS标准的实施是将促进污染严重的企业进行治理，或者通过调整电力产出结构 (如利用可再生能源发电)减少污染物排放总量，发挥企业削减污染排放的积 极性，从而实现改善环境质量和发展绿色电力经济的“双赢”目标。 美国马塞诸塞州已经成功实施了基于发电量的电厂发电绩效标准 (GPS)，有效地控制了电厂污染物的排放，在中国修订火电厂排放标准时，应 当充分借鉴国外先进的技术和方法，逐步健全和完善中国的电厂污染物排放 标准体系。 由于GPS是以提高能源利用效率、促进清洁能源的使用、减少污染物的 排放为目的的，因此，GPS排放绩效标准的实施为制定电力行业的发展政策、 可持续的能源发展政策和面向市场的环境保护政策奠定了基础。 GPS标准不仅适合于单独的发电企业，而且适合于输配电公司和电力销 售企业。根据国外的经验，电力配送和销售企业为了达到GPS标准的要求，会主动购买无污染的清洁能源和可再生能源的电力，该标准配合可再生能源 配额制的实施，已经在美国的能源结构改善中取得了非常好的成效。因此， 中国应结合自己的实际情况，及早制定符合中国能源结构和电力发展的应用 于不同对象的GPS排放标准，在促进单个企业改善其环境绩效的同时，促进 能源结构的改善。 排放标准是实施排污收费制度的基础。总量收费的实施要求有相应的污 染物排放标准与其相适应。因此，过去实施的浓度排放标准已经不能够完全 适应总量收费的要求，必须制定和实施能够满足总量收费要求的新的电力行 业的排放标准。 GPS的特点能够满足总量收费的要求，这是因为，GPS实际是以单位产出的污染物排放强度作为标准值的，确定一个企业是否满足GPS标准的两个前提是该企业的生产产品量和污染物的排放量，这就为按照企业污染物的排 88 放量进行收费提供了依据。 在新近通过并实施的《大气污染防治法》中，已经明确了大气污染物的 总量收费政策，GPS的制定和实施可以促进总量收费的实施和推广。作为新 的污染物排放标准，GPS与排污收费的关系是非常密切的，GPS的实施有利于总量收费的推行，是进行总量收费的基础。 在大气污染控制方式方面，将从浓度控制变为总量控制，包括实行总量 控制制度、排污许可证制度和排污总量收费的制度。目前正在加紧制定《污 染物排放总量控制管理条例》，对总量控制实施过程中的若干基本问题如确定 总量、指标分解、考核监督等作出了明确的规定，能够使SO2总量控制在推行中有章可循，促进SO2总量控制的规范化、法律化，确保SO2总量控制的有效施行。 电力工业在“十五”期间将重点控制SO2排放量。GPS标准的实施，能够促进电力污染控制整体水平的提高；实现总量控制排放分配方法的变革， 不仅为总量分配提供了一种新的方法，而且使得总量分配更加科学合理；GPS标准的实施使得污染物的总量控制政策和措施与国家产业政策、技术政策有 机结合；同时，由于GPS标准是以产出为基础的，不考虑地域等差异，因此 能够将总量控制由重点控制区向全国范围扩展。基于GPS的总量分配方法将污染物总量控制与电力工业的发展紧密结合起来，更便于操作，且促进能源 效率的提高和电力结构的调整。 1993年，中国国家环境保护局选择了6个城市进行大气排污交易试点工 作。因此，应将GPS与目前实行的总量控制制度和排污许可证等有机地结合 起来，在中国建立基于GPS的污染物排放交易制度。 基于GPS的污染物排放交易主要是将污染物排放配额的分配和GPS相联系，以GPS排放标准作为配额分配的依据。基于GPS的电力行业配额分配是以企业的污染物排放和发电量为基础的，是一种从下而上的配额确定方式， 与目前中国采取的自上而下的以环境保护目标为基础的总量控制计划有所不 同。若干在中国全面推行GPS排放标准，上述两种配额分配方式肯定会有所 出入，需要在科学、合理、公平的基础上进行协调和统一。 由于GPS是以提高能源利用效率、促进清洁能源的使用、减少污染物的 排放为目的的，因此，在此基础上的污染物排放交易计划，又增加了对污染 源排放控制的灵活性和可行性性，同时有将经济手段和标准手段有机地结合 89 起来，能够实现电力行业改革环境保护的目标。 GPS的引入不仅可以改善电力生产企业的环境行为，而且可以有效地对 电力销售部门的环境行为产生影响。中国正在进行电力行业的改革，电力生 产和电力的输配和销售将实现脱钩，这就要求有切实可行的法规、政策和标 准对电力供应的各个环节加强管理，GPS标准可以较好地满足这种要求，因 此，GPS的引入是与中国电力行业的改革相适应的，是加强电力的输配和销 售环节环境保护的重要的和可行的手段。 经过多年的努力，新能源与可再生能源在中国得到了巨大的发展。截止 到1998年，全国建成19座风电场，共装机529台，总容量为223600kW； 太 阳电池的产量为2.1MWp，约占世界产量的1.3%，总装机容量12MWp占世界的 1.5%；海洋能开发已有近40年的历史，迄今建成的潮汐电站8座；地热能方面全国已发现地热点3200多处，打成的地热井2000多眼，其中具有高温地热发电潜力有255处，预计可获发电装机5800MW，现已利用近30MW；其他新 能源与可再生能源特别是燃料电池和氢能也取得了一定的进展。 中国清洁能源和可再生能源得不到有效开发利用，主要原因是受制于技 术和资金。可再生能源的有效开发应用需要先进的技术，需要大量的资金投 入，项目投资周期长，收益慢，风险高，因此有些项目往往很难筹集到所需 的资金。此外，还有一个认识和意愿的问题。很多人还没有意识到传统能源 已面临枯竭，缺乏现实的危机感。现有的能源结构运作多年，已形成一个庞 大的行业，对政府决策有巨大的影响，能源结构转变的阻力有相当一部分来 自传统的能源开采、生产和运输行业。 因此，清洁能源和可再生能源的开发和利用需要政府制定相应的政策和 措施，形成促进其发展的环境和机制，目前中国尚没有建立类似的机制。从 能源长期发展战略高度来审视，中国必须寻求一条可持续发展的能源道路。 新能源和可再生能源对环境不产生或很少产生污染，既是近期急需的补充能 源，又是未来能源结构的基础。 制定有利于新能源和可再生能源的法规和政策是国家扶持新能源和可再 生能源最有力的支持。这方面主要包括：建立完善的法规体系，制定相应的 经济政策和制定相应的技术发展政策等。 加强立法，从法律上和政策上保证可再生能源的发展。政府的有关部门 应立即根据法律上的相关规定，研究、制定具体的实施方案和细则。要进一 90 步明确各地可再生能源发展的比例。明确享受国家优惠政策的对象应具备的 条件以及享受优惠条件后应达到的经济目标和技术目标。 中国目前尚没有有关清洁能源和可再生能源的专门法律，有关内容散布 于《节能法》、《环境保护法》和《电力法》等相关的法律法规中。目前《电 力法》正在进行新的修订，为了促进清洁能源和可再生能源发电的增加，逐 步改善电源结构，在新修订的《电力法》中，应做出鼓励清洁能源和可再生 能源发电的相应规定。 中国目前与清洁能源和可再生能源发展有关的经济政策都是借助于其它 行业的有关优惠和补贴等规定，没有自己的政策，更谈不上形成清洁能源和 可再生能源发展的经济政策体系。由于政出多门，对清洁能源和可再生能源 而言，有些优惠政策存在相互交叉、重复甚至矛盾的地方，因此，为了促进 清洁能源和可再生能源的发展，必须建立和逐步完善其自身的政策体系。 国家计委、国家科委和国家经贸委与财政、金融、税务等部门共同协商， 根据中国新能源和可再生能源发展纲要和规划目标，技术类型和特点，应用 前景和获利能力，分门别类地研究和制定财政、投资、信贷、税收和价格等 方面的优惠政策和技术政策。这些法规政策的制定必将加速新能源和可再生 能源的产品进入市场，提高竞争力，最终依靠自身的发展潜力，确立并占有 其应有的市场份额。 建立可再生能源发展的创新机制，逐步在可再生能源技术发展过程中， 包括研究开发、试点示范和商业化运行的各个阶段中，推行公开招标、公平 竞争的运行机制，其中应特别注意鼓励和动员工业界的积极参与和投入，实 行费用共出、风险共担、利益同享的合作机制。 加强新能源和可再生能源的科研和示范，加强科研成果的产业化建设。 国家在投资、价格和税收等方面要有计划、有步骤地支持一批新能源骨干企 业的发展，建立有规模生产能力的产业体系，使之不断提高产品质量，降低 生产成本，扩大销路。建立国家级的质量监测系统。抓好产品生产的标准化、 系列化和通用化。 随着新能源和可再生能源产业的发展，必须尽快建立和发展相应的技术 服务体系。应鼓励有条件、有能力的个体和集体开办新能源技术服务公司， 承包新能源设备的销售、安装、测试、维修等技术服务工作，加强对各类技 术服务公司的技术指导和职业培训，不断提高他们的服务能力和质量。 91 除了上述相关的促进电力行业可持续发展的政策外，电力环境保护的产 业政策和电力部门自身的环境管理能力建设，也是保证电力行业可持续发展 的重要方面。 目前中国的电力环保产业还未形成规模，特别是国产化的大型火电机组 烟气脱硫设备还是空白。为了控制SO2污染，降低工程造价，加快火电厂SO2 污染治理速度，不久前，国家经贸委印发了《火电厂烟气脱硫关键技术与设 备国产化规划要点》。规划要点明确了烟气脱硫国产化目标：到2001年末， 初步掌握火电厂湿法脱硫设计技术，启动火电厂烟气脱硫国产化工程，湿法 烟气脱硫设备国产化率达80%左右。同时，选择其它若干种烟气脱硫工艺作 为国产化的示范工程，编制国产化实施方案；到2003年末，具备独立完成火电厂湿法烟气脱硫工艺设计的能力，开发适合中国国情的火电厂烟气脱硫工 艺，湿法烟气脱硫设备国产化率达90%以上。组织实施其它若干种烟气脱硫 国产化示范工程，并具备相应的设计能力；到2005年末，湿法烟气脱硫设备国产化率达95%以上。其它若干种烟气脱硫工艺也要基本实现脱硫设备国产 化；到2010年，湿法烟气脱硫设备国产化率达100%。其它若干种烟气脱硫工艺的设备国产化率达到95%以上。 为了提高中国电力工业的效益，促进相关工业的技术水平的提高，增加 新的经济增长点，国家经贸委提出近期电力工业技术发展重点是：发展大容 量、高效、低污染的常规火电机组，积极开发洁净煤发电新技术，解决提高 燃煤发电机组的效率和改善环境污染两大关键问题；开发水电站老机组的改 造技术，提高机组效益和对水利资源的有效利用；加强电网关键技术的开发 研究，积极推进跨大区电网互联，优化资源配置，建立有效电力市场体系； 大力开发和推广节能降耗技术，加速对中小机组、老机组、城市和农村电网 的技术改造，降低损耗，提高效益；积极研究大型风力发电技术，为新能源 发电的发展奠定基础。 国家经贸委提出了中国电力工业技术发展的总体目标是，为中国电力工业 发展提供实用化的先进技术，争取到本世纪末，某些领域的技术水平达到90 年代国际先进水平，并且要在面向21世纪的发、输、配、用电和环保关健技 术上有所突破。 为了更好地实施上述电力行业的可持续发展政策，国家电力主管部门、 92 电力公司和各个发电企业，都要加强自身的环境管理能力建设，提高环境管 理的技术水平，开拓和发掘新的环境管理方法和措施，为电力行业可持续发 展政策的实施奠定基础。 加强电力行业环境管理能力建设主要包括两方面的内容，一是加强环境 管理人员的技术培训，提高电力行业环境管理人员的素质，使他们掌握先进 的环境管理知识和理念，并将科学、先进的环境管理方法运用于电力行业的 环境管理中，使电力行业的环境管理迈上新台阶；二是加强电力行业环境管 理的硬件设备，特别是环境监测、统计、信息交流等基础工作需要强化。例 如，中国目前实施对电厂SO2排放的总量控制，如何有效地对电厂实际排放 量进行监测，还缺乏有效的手段，多数电厂尚没有安装必要的监测设备，阻 碍了环境管理的深入开展，因此，这方面也将是今后工作的重点。 火电厂的大气污染防治在中国大气污染控制中都占有非常重要的地位， 电力行业污染控制是中国大气污染治理的关键，做好火电厂的污染防治工作 对中国的环境保护和可持续发展具有重要意义。 目前中国的电力行业正在进行改革和重组，其主要内容是调整电力行业 的管理体制和价格形成机制，促进电力行业面向市场，走可持续发展的道路。 电力行业的有关改革和重组措施会对环境产生相应的影响，由于改革措施和 实施存在着差异，这些影响可能是正面的，也可能是负面的；可能是直接的， 也可能是间接的；可能是长期的，也可能是短期的。但无论怎样，电力行业 的改革和重组为加强该行业的环境管理，促进整个电力乃至能源行业的可持 续发展都提供了非常好的机会。 电力行业管理体制改革将使政企更加分开，政府和电力企业的环境管理 职责也更加明确，大型垄断的国家电力公司也进行拆分。电力企业的法人地 位更加明确，有利于环境保护法律、法规、标准和政策的实施。 电力运行机制调整将使发电企业和电网运营企业相互独立，促进发电企 业之间的竞争，能够提高企业效率，提高生产技术水平，提高能源的终端利 用效率，降低排污强度，但是总排污量将随发电量的增加而增加。 电力价格体制调整将使市场的作用加强，可能的结果是上网电价和销售 电价都下降。由于目前的电价没有体现出环境成本，下降后的电价就更加不 能体现环境成本。在这种情况下，政府需要通过引进附加费的办法，对市场 93 续发展都提供了非常好的机会。 电力行业管理体制改革将使政企更加分开，政府和电力企业的环境管理 职责也更加明确，大型垄断的国家电力公司也进行拆分。电力企业的法人地 位更加明确，有利于环境保护法律、法规、标准和政策的实施。 电力运行机制调整将使发电企业和电网运营企业相互独立，促进发电企 业之间的竞争，能够提高企业效率，提高生产技术水平，提高能源的终端利 用效率，降低排污强度，但是总排污量将随发电量的增加而增加。 电力价格体制调整将使市场的作用加强，可能的结果是上网电价和销售电价 都下降。由于目前的电价没有体现出环境成本，下降后的电价就更加不能体 现环境成本。在这种情况下，政府需要通过引进附加费的办法，对市场进行 干预，使电价能反映环境成本，也可通过排污交易等其它办法控制电力行业 污染。 实现电力行业的可持续发展是电力部门改革和重组的重要内容和主要目 的。电力行业的可持续发展不仅关系到电力部门本身，而且涉及到能源和环 境的可持续发展，制定促进电力行业可持续发展的环境保护政策，是协调中 国经济发展和环境保护的重要方面，也是配合电力行业重组和加强电力行业 环境保护所必需的。 电力行业的可持续发展政策体系主要由绿色的电价政策、基于GPS的污 染控制政策、鼓励清洁能源和可再生能源发展的政策以及电力环保的产业政 策等构成，具体的政策结构如下图所示。 电力行业的可持续发展战略，要和目前的改革紧密相结合，充分利用改革的 时机制定和实施有关的环境保护政策，加强电力行业的污染控制，减小和弱 化电力行业对环境的影响，内部化电力生产和输配的环境成本，实现电力行 业经济发展和环境保护的双赢。 94 环境成本纳入电价 电价的绿色化政策 绿色电价政策 尽快引入火电厂GPS标准 电 利用GPS改善能源结构 力 行基于GPS的污染控制政策 基于GPS的污染物总量收费政策 业 的基于GPS的污染物总量控制政策 可 持 基于GPS的污染物排放交易政策 续 发 建立和完善法规体系 展 政 建立鼓励清洁能源和可再建立经济政策体系 策 生能源发展的机制 体 系 建立技术政策体系 利用GPS改善能源结构 电力环保产业政策 其它相关政策 加强环境管理能力建设 管理体制改革 政企分开：由国家管理体制更趋明理顺管理体制有加强政府对电力 经贸委来统一管晰与合理； 利于环境保护； 企业的监督管理； 理电力工业； 电力市场秩序将公司化、市场化将提高计量与监测 打破垄断、改造国会规范; 促进环境保护。 能力，及时获取电 电公司； 电力垄断格局将力企业环境信息。 环境管理机制 会改变，为引进竞 95 争提供契机。 运行机制调整 厂网分开、竞价上发电厂和电网运尽管效率提高，但实施总量控制政 网； 营企业相互独立，电力污染物排放策； 建立独立的电网发电企业通过竞总量仍在增加； 建立鼓励清洁能 运营公司； 争向用户供电，而竞争机制不利于源或可再生能源 实行同网同质同且电价可能下降； 可再生能源的发发展机制； 价。 跨区域送电现象展； 建立补偿机制，正 将增加； 区域联网送电使确处理煤炭开采 不管是采取何种欠发达地区的煤地区和发电地区 形式进行发电，只炭资源开发速度与用电地区之间 要电的质量相等，加快，污染增加。 的关系。 其应获得相同的 价格。 电使用量的增加， 使总能源结构发 生变化。 价格机制调整 政府控制电价；给改变上网电价形电价下降，电(二通过如下办法使 市场更多的作用成机制，最高上网级能源)在总能源环境成本纳入电 空间 电价是由社会平中的比重增加； 价(1)增加附加收 收回成本加合理均成本决定，而非, 电价不能准费；(2)对污染物 利润的定价机制；由个别成本决定，确地反映环征收污染税或对 不同形式电价采使有限的资源得境成本； 能源使用征收环 取不同的机制 到合理的配置； 境税；(3)制定发 销售电价形成机电绩效标准，发放 制的调整与改革排放权指标，排污 理顺了电价结构。 权交易市场。 电价下降。 八十年代初中国开始有计划地积极推进能源效率和节能工作以来，电力 能源效率和节电工作取得了较大进展，供电煤耗从1980年的448gce/KWh降至1999年的401gce/KWh，终端用电效率逐步提高。过去二十年里，电力能 源效率的提高有效缓解了电力生产和供应压力，对中国电力工业和整个国民 经济的发展起到了重要促进作用。 然而，目前中国电力能源效率水平仍然较低，与世界电力工业的先进水 平相比存在较大差距。1999年中国供电煤耗为401gce/KWh，这一数字比日本 96 1997年324gce/KWh的水平高出77gce/KWh。目前中国电网的不合理损失率估 计在5％左右。在中国的终端用电设备中，目前各类电机的效率加权平均比 国外低3~5个百分点；在用的电机拖动系统运行效率比国外低近10％；全国终端节电潜力约1800亿KWh。这一切表明，中国电力能源效率的提高仍有极 大的潜力空间。 中国电力工业正在追赶世界电力可持续发展的主流，努力争取实现自身 的可持续发展。然而，综合考虑中国电力工业目前的发展水平、未来发展前 景、内部结构性问题及所面临的外部环境，未来中国电力工业的可持续发展 将面临资源约束、环境约束、竞争压力等诸多限制因素。 为实现中国电力可持续发展，一方面，中国电力体制必须进行重大改革， 打破传统的垄断经营模式，建立竞争性电力市场。另一方面，必须对电力工 业的发展战略进行调整，包括：调整电源结构，加强电网建设，提高电力能 源效率等，实现电力工业发展方式从数量速度型向质量效益型的根本转变。 其中，电力能源效率的提高将从以下几个方面对中国电力可持续发展起到有 效的支撑和促进作用：(1) 有效弥补未来可能的电煤供应不足；(2) 为电力环境问题的解决提供了一条经济、有效的途径；(3) 提升竞争力。 中国电力体制改革所面临的一个重大挑战是如何将能源效率、环境保护 等问题综合纳入改革的进程，建立以市场为导向的节能投资激励机制和鼓励 性政策、法规框架，以促进中国电力能源效率水平的持续提高，使其为该行 业的可持续协调发展提供重要支撑和保障。 基于对国内外提高电力能源效率的有关政策及实践、中国电力改革和重 组趋势、以及对阻碍中国电力能源效率提高的主要问题和障碍的分析，本报 告提出以下旨在促进中国电力能源效率长期、持续的提高的原则政策建议： (1) 健全节电法律、法规体系； (2) 建立和健全节电执法体系； (3) 培育节能市场。 考虑到中国电力工业的现状、现有条件和有关决策部门的近期的优先政 策取向，本报告另提出了以下具体的激励政策和措施建议： (1) 法律上应明确规定电力公司的节电义务。 (4) 制定和实施有利于节电与发电平等竞争的经济激励政策。 在电价政策方面，应允许电力公司投资于节电的成本与供电成本一样以同 等 利润计入电费；允许投资电力节约的回报率略高于投资电力开发的回报率； 97 建立有效的节电投资回收机制等。 政策上应允许电力公司以财政激励手段推动电力终端用户参与电力公司 实施的需求方管理项目。 (5) 建立节电信托基金。 (6) 制定和实施用电设备的能源效率标准。 (7) 扶持电力ESCO。 (8) 加强节能信息传播。 纵观世界各国电力工业的发展，“可持续发展”已成为发展的主流，基本 的发展目标是建立更为高效、洁净的电力工业体系，以满足经济、社会的不 断发展对电力工业的更高要求。 基于这一发展目标，世界电力工业发展的一个突出动向是电力工业改 革。通过改革促进电力工业提高运营效率，包括提高能源效率，同时减少电 力工业污染物排放对环境的负面影响。对电力工业来说，提高能源效率包括 提高发电效率、输电效率和终端用电效率。 丹麦的电力改革是一个成功的例子。开始于20年前的丹麦电力改革是以热电联产、提高能源利用效率、降低环境代价为核心的。为此，丹麦建立了 环境税收制度，对环保高效的热电项目实行免税。经过20年的发展，丹麦国 内产值翻了一番多，供电能力一直保持了增长，但消耗的资源量基本上没有 增加，环境代价大幅度降低，能源成本也增加不大。今天，丹麦全国已经没 有一个火电厂不供热，也没有一个工业锅炉不发电，电力能源效率得到持续 的提高。 90年代初，英国率先对传统的电业管理体制和垄断经营方式进行以引 入竞争、建立竞争性电力市场为核心内容的市场化改革。经过十多年的调整 和完善，英国电力工业已成功地由过去的对发电、输变电和供配电环节上传 统的一体化垄断型管理体制改变为竞争体制。英国电力改革的显著特点包括： 竞争机制的引入对于电力市场中的电力企业以巨大的激励；引入用户的选择 权对发电、输电、配电和售电形成巨大的压力；伴随着电力改革出现了发电 用能源的转换，用燃天然气的高效燃气—蒸汽联合循环电站替代燃用本国高 价煤的燃煤电厂，为降低发电成本提供了动力；成立了强有力的电力(电力、 燃气)管制办公室对电力企业进行有效的管制，保护电力用户的利益；等等。 98 竞争性电力市场的压力、加上英国政府有关减少二氧化碳排放政策的约 束力，成为英国电力市场中的电力企业投资能源效率的动力，发电能源效率 不断提高，同时也有效减少了电力工业污染物排放对环境的负面影响。英国 联合循环燃气电厂的容量，从1991年的几乎为零增长到1998/1999年的1850万KW，这一事实表明已有大笔投资用于更清洁、更高效的新型电厂。联合循 环燃气电厂一般比常规电厂热效率要高40%~50%，并且向大气排放污染物的 水平相当低。此外，自1990年以来，英国热电联产容量增加了84%，约占英国发电量的6%。 另一方面，英国的电力公司一般通过能源指导热线、信息小册子和演示 中心等手段来提高各终端用电部门的能源效率。英国电力工业也通过投资一 系列“能源效率性能标准”项目来实施使居民用户和小型工商业用户受益的 各种能效方案。在第一轮“能源效率性能标准”计划(于1998年3月截止)实行的头四年中，英国电力工业共投资1.02亿英镑用于500多个能效项目，这些项目在整个寿命期内，预计可节电68亿KWh，并减少600万吨CO2排放物，节电量相当于200万个英国家庭的年用电量。 英国电力工业的市场化改革概念很快便风靡全球。90年代以来，继英国之后，一些欧洲国家，以及澳大利亚、新西兰、阿根廷、墨西哥、美国等 国家先后对本国电力工业进行了市场化改革。据世界银行统计，目前世界上 近1/2的国家都在酝酿/实施对传统的垄断型电力体制的改革。起步较早的国 家已取得了明显成效，电力工业的运营效率提高，电价水平较低，服务质量 改善，电力能源效率也得到提高。 诚然，改革和发展的道路从来都不是一帆风顺的。众所周知，近来美国 加利福尼亚州的电力市场化改革出现了较大的波折，引发了严重的电力危机。 加州电力危机的形成有多方面的复杂因素，其中一个重要原因是加州在电力 改革过程中削弱了对终端电力能源效率的投资。在1996年加州实施电力改革前，加州政府对电力公用事业投资终端电力能源效率(如电力需求侧管理)有强制要求，电力公用事业在这方面的投资力度大，并且收到了很好的效果， 有效地减少了电力需求。1990~1996年，加州电力需求平均增长速度小于1%。在实施电力改革后，加州政府虽然对投资终端电力能源效率有一定的考虑， 但总的投资水平与改革前相比减少了40%，这在较大程度上导致了加州电力 需求的快速增长，成为引发电力危机的重要原因。因此，加州针对目前的电 力危机采取的补救措施之一是：最近州立法机构通过法案，决定为能源效率 等建立超过55亿美元的新10年期的投资基金。 99 中国电力行业是消费一次能源最多的行业，目前电煤占全国煤炭消费总 量的三分之一以上。与世界电力工业的先进水平相比，中国电力能源效率低， 能源浪费相当严重。这主要表现为： (1)低发电效率 由于中国的电源结构以煤电为主，火力发电中燃油、燃气机组的比重小， 且在煤电装机构成中，发达国家早已淘汰的中、小型中低压机组仍占相当的 比重，因此发电效率低，发电煤耗率和供电煤耗率明显高于发达国家。1999年，中国5万KW及以下机组仍占发电装机总量的18.06%，其中中低压火电机组占6%。1999年，中国的供电煤耗率仍高达401gce/KWh，这比前西德95 年的309gce/KWh的水平高出92gce/KWh，差幅为29.8%；比日本1997年 324gce/KWh的水平高出77gce/KWh，差幅为23.8%。按1999年中国火力发电量计算，同日本1997年的供电效率水平相比，中国在发电燃料消耗上相当于 多消耗约7000万吨标准煤。 (2) 低输配电效率 由于在电力建设投资中长期重发电、轻供电，致使中国输配电系统建设 远远落后于电源建设，与发电规模的增长不相适应。目前中国的主网网架仍 显薄弱，输变电设备和配电设备总体上仍比较落后，导致高的输配电损耗， 电网综合损失率估计为20％左右。1997年日本十大电力公司的平均综合损失 率为9.3%，损失率最低的北陆电力公司为8.2%。相比之下，中国的电网综合 损失率比日本十大电力公司的平均综合损失率高出10个百分点以上。虽然各国的电网综合损失率有地域等方面的不可比因素，但据估计中国电网的合理 损失率在15%左右，因此不合理损失率在5％左右。按照5%的不合理损失率、1999年中国的发电总量测算，1999年中国输配电系统的不合理损失在600多亿KWh左右。 (3)低终端用电效率 在中国的终端用电设备中，包括风机、水泵、压缩机等电机拖动系统的 电耗约占全国售电总量的60%。到目前为止，全国各类电机的总装机容量超 过了4亿千瓦，而且每年以数千万千瓦的速度增长。在各类在用电机中，80%以上的为0.55~200KW以下的中小型异步电动机。其中相当于世界五十年代末 技术水平的JO 系列的电机约占70%，相当于七十年代末的Y系列电机不足2 30％，具有八十年代水平的YX系列的高效电机所占的比重更是微乎其微。其 100 在运的电机拖动系统的总体装备水平约相当于发达国家60年代的水平。据初步统计分析，目前各类电机的效率加权平均比国外低3~5个百分点；在用的电机拖动系统运行效率比国外低近10％。此外，电耗占全国电力消费总量10% 左右的照明，由于大多采用的是低效照明产品，由此造成的年照明电力浪费 估计高达数百亿千瓦时。 中国电力工业改革大体分为两个阶段：1978~1997年为第一阶段，这一阶段的改革以“集资办电”为主要内容；1998年以来为第二阶段，这一阶段以政企分开、建立电力市场为主要内容。 中国电力改革的巨大成就有目共睹，不容否认。但客观地看，中国电力 改革也产生了若干负面效应，其中之一就是对电力能源效率的负面影响。 在电力改革的第一阶段，改革的首要目标是：加快发电装机和发电量的 增长，尽快扭转缺电局面，实现电力供需平衡，消除电力“瓶颈”制约，促 进国民经济发展。这一战略目标的特点是突出电力工业的“数量增长”，以满 足社会对电力的“数量需求”。 为实现这一目标，中国电力工业主要采取了“集资办电”方针，号召并 鼓励国内外投资者在中国各省投资建设电源，形成“多元投资主体、多种筹 资渠道、多种办电方式”的新格局，促使电力建设资金大大增加，发电装机 和发电量迅速增长。1997年，中国发电装机容量达到25424万KW，发电量11342亿KWh。 通过第一阶段的改革，基本上扭转了全国性长期严重缺电的局面。然而， 由于这一阶段改革的首要目标是满足社会对电力的“数量需求”，因而在较大 程度上忽视了社会对电力的“质量需求”。其负面效应之一是，改革的首要目 标—发电装机和发电量的“数量增长”虽然得以实现，同时却对电力能源效 率带来了一定的负面影响，主要体现为： (1) 对发电效率的负面影响 八十年代中期，电力投资体制实行改革后，电力融资渠道拓宽，电力增 长迅速，年新增装机容量从八十年代初的400~500万KW，猛增至八十年代中的800万KW。这一时期一些企业和地方政府建设了大量的小型火电机组。在 东部沿海经济较发达省份，小火电、小油机占全省发电容量的20%左右。不可否认，这些小机组为当时国民经济的发展发挥了积极的作用；但小机组发 101 电效率低，环境污染严重；而且受地方保护，实行高电价补贴，并与大机组 争发电。小机组的大量建设，成为造成中国电力工业低的发电效率的主要原 因。1985~1989年，全国火电平均发电煤耗一直在398gce/KWh和397gce/KWh 上下徘徊。1997年，全国火电平均发电煤耗为375gce/KWh，与1980年的 413gce/KWh相比，17年里下降幅度不到10%。 (2) 对输配电效率的负面影响 在这一改革时期里，由于中国电力部门受追求发电装机和发电量的数量 增长的思想所限，在电力建设投资中长期重发电、轻供电，发电投资占电力 投资的比重通常高达80%，而电网投资一般只占20%，个别年份甚至低到17%， 远低于发达国家通常的50%的电网投资水平。由此导致了中国输配电系统建 设远远落后于电源建设，与发电规模的增长不相适应；主网网架不完善；城 市电网建设和改造不能适应用户用电增长的需要；农村电网相当薄弱，设施 陈旧，损耗极高。在这一时期里，中国高压输电损失在10%以上；10kV以下 低压电网线损在8%~15%之间，且大多数场合在15%左右；农网线损更为严重，高者达25%~30%。 第二阶段改革始于1998年，目前正在进行之中。这一阶段以政企分开、 建立电力市场为主要内容。1998年3月，九届全国人大会议通过决议撤消电 力部，成立国家电力公司，在中央政府层次完成了政企分开的改革。国家电 力公司按照商业化的要求开始实体化运作，原电力部的政府职能移交国家经 贸委，行业职能移交中国电力企业联合会。省级政府电力机构政企分开的改 革逐步深化，省级电力工业局逐步撤消。到2000年底，省级电力公司基本实现公司化运营，几个电力集团公司全部改组为国家电力公司的分公司。电力 工业市场化改革也在探索和试点中，经国务院批准，全国“厂网分开，竞价 上网”的试点正在上海、浙江、山东、辽宁、吉林、黑龙江六个省/市进行； 支撑竞价上网的各种支撑系统也正在建设中。 客观地看，第二阶段电力改革关注的重点是市场化改革、公司化重组、 商业化运营，电力能源效率问题在电力改革的进程中没有得到应有的重视， 在某种程度上甚至被忽略。问题尤其是，第二阶段电力改革已经对电力能源 效率带来了负面影响，这主要表现为： (1) 节电行政职能逐步弱化 1993年以前，能源部节能司为具有电力能源效率管理职能的政府机构， 负责电力系统内部的电力能源效率工作，其中包括降低发电煤耗、降低厂用 102 电消耗、降低输配电线损等；同时，“全国节约用电办公室”设在该司，负责 终端电力用户的节电工作，包括编制节电规划、制定产品用电定额和设备电 耗标准、组织开展用电监察、推动节电示范项目、进行节电宣传等。 1993年在政府机构调整中，能源部被撤消，成立电力工业部。原能源 部节能司具有的电力系统内部的电力能源效率管理职能及终端电力用户的节 电管理职能移交电力部安全生产协调司用电处，“全国节约用电办公室”与该 处共同办公，由国家经贸委归口管理。在地方，各省、市电力局均设有用电 处，具有与电力工业部用电处同样的节电管理职能。70年代初在省、市、县成立了“三电办”(安全用电、计划用电、节约用电)，由地方经委(90年代 后为经贸委)主管具体开展终端节电工作，包括监督和考核主要企业的电力消 费强度和用电方式，促进采用节电技术和改善用电管理，实行奖惩措施鼓励 节电和约束浪费等。“三电办”设置在供电局，供电局的领导也是“三电办” 的领导成员，即所谓的“一套人马，两块牌子”。 1998年撤消了电力部，其政府职能移交国家经贸委，这对电力行业实现 政企分开是必要的。但随着电力部的撤消，“全国节约用电办公室”的终端节 电管理职能没有移交给合适的政府机构。随着电力行业政企分开改革在地方 的逐步进行，地方电力局大都已被撤消，其政府职能移交地方经贸委，全国 各地的“三电办”正在逐步撤消；一些地方的“三电办”被改制为供电公司(原 来的供电局)的营销部，其业务由原来的节电运作改为电力营销。政府终端节 电运作职能出现了大片“真空”。 (2) 终端节电投资激励手段削弱 1998年电力行业政企分开改革之前，终端节电投资主要由用电企业自己 承担；作为节电鼓励措施，各地的“三电办”对一些节电项目进行财政补贴。 “三电办”用于资助终端节电的资金来源主要为以下三个方面： “三电办”掌握的节电资助资金的用途主要包括： 1998年电力行业实行政企分开改革后这段体制转型阶段，中央和地方政 府尚未建立起一个适合市场经济体制的终端节电资金筹集渠道和具体的激励 103 措施，电力公司也失去了通过“三电办”获得节电资助资金的来源，使电力 公司难于以财政激励手段推动节电，导致终端节电力度大为削弱。 到2000年底，中国发电装机容量达3.16亿千瓦，发电量13500亿KWh。中国已经是世界上第二大的电力生产和消费国。从1997年起，全国电力供需形势开始有了根本性的转变，长期困扰我国经济和人民正常生活的严重缺电 局面已基本缓解。 然而，考虑到中国巨大的人口基数，以及中国是一个发展中国家这一现 实情况，目前中国电力工业仍然处于相对较低的发展水平。 虽然长期困扰我国经济和人民正常生活的严重缺电局面已基本得到缓解，但 缓解程度在地区间是不平衡的，有些地区出现 了电力富裕或供需基本平衡， 有些地区在用电高峰时期电力供应仍然偏紧，有的地区甚至又出现了拉闸限 电现象。 尽管中国装机总量和发电量已跃居世界第二位，但中国是人口大国，1999年全国人均装机仅 为0.237千瓦，人均发电量979千瓦时。即使发电装机和 发电量水平最高的上海市，其人均装机也不过为0.651千瓦，人均发电量3299千瓦时。相比之下，1991年独联体形成时，人均发电量5700千瓦时。中国中西部地区人均发电量比全国平均水平低，其中江西、青海、重庆比全国平 均水平低一半以上。 目前中国人均装机仅为世界平均水平的41.3%，人均发电量仅为世界平 均水平的40.3%。中国人均装机只相当于加拿大的5.8%，美国的7.5%，澳大利亚的9.5%；人均发电量只相当于加拿大的5.15%，美国的7%，澳大利亚的10.5%。到2000年底，全国仍有约3000万人未用上电。到1999年底，电力消费在全国一次能源消费中的比例只有34.8%。 预测表明，未来20年，中国人口将保持低速增长，2000~2010年人口增长率为0.82%，2010~2020年为0.67%，2020年人口预计将达到14.7亿。 国内外多家研究机构对中国中长期经济增长的情景进行了研究和预测， 虽然所得结论不尽相同，但大多数都得出了中长期内中国经济仍将保持相对 快速的增长的结论。国务院发展研究中心的乐观预测表明：2000~2020年中国经济增长速度将达7.3%左右。世界银行对中国中长期经济增长情景的保守 104 估计是：2001~2010年GDP增长为6.9%；2011~2020年将降至5.5%。 发展是硬道理，是解决中国所有问题的关键。中国电力工业的未来发展 要与国民经济和社会发展相适应，这是电力工业发展的基本经验。根据《电 力法》关于电力建设要适当超前发展的规定，由于预计的未来人口增加，以 及经济以相对较高的速度持续增长，未来20年里，中国电力工业仍将有较大 规模的持续扩张，虽然估计发展速度将低于前20年，但规模仍将是巨大的， 也将是世界上少有的。 综合考虑“十五”期间中国国民经济和社会发展态势，“十五”期间中 国电力电力需求平均增长速度将在6%左右。根据“十五”电力发展规划，到 2005年，全国总装机将达到3.903亿千瓦，发电量达到17660亿KWh，人均装机与人均发电量分别达到0.28千瓦和1260KWh左右。 中国电力信息中心采用弹性分析法，对未来10年中国电力需求进行了分析和预测，预测结果表明：2010年中国电力装机需求为5.7亿千瓦；用电量需求为25000亿KWh。 另有预测表明，到2020年，全国发电装机容量将达到7.5亿千瓦，也就是说20年内将净增4.5亿千瓦。届时全国人口将达到15亿，人均装机0.5千瓦，人均发电量将从2000年的1000千瓦时增加到2500千瓦时。 中国电力工业在快速发展的同时，其内部的结构问题也日益突出： 一是在过去相当长一段时间内，在电力发展中重电源轻电网，导致电网 主网架结构薄弱，城乡电网建设欠帐多，设备陈旧，技术经济性能差，不适 应电源发展的需要。 二是发电用一次能源结构中过分依赖煤炭的局面没有得到改善，水电和 新能源发电的比例过小，目前电源结构当中，煤电装机占74.8%，水电占24.4%，核电0.7%，新能源发电比例很低，只占0.1%。从发电量结构上来看， 火电占到80%。 三是在电源结构中，小机组比仍占相当的比重。到1999年，5万KW及以下的机组占总量的18.06%，其中中低压火电机组占6%，煤耗高，污染严重，电网整体效益差。 四是在电源的地区分布上，在缺能的东部地区建设了大量的燃煤电站， 既增加了污染，又加大了铁路交通负担。西部富能地区电源开发的力度不够， 远未发挥其资源优势。 五是技术结构上中国的电力技术水平与国际先进国家还有较大的差距， 105 提高科技进步对电力发展的贡献率的潜力还很大。 从未来中国电力工业发展的外部环境分析： 一是全球经济一体化及中国加入WTO对电力工业发展的影响。在当前经 济一体化中，随着中国对外开发进一步发展，特别是即将加入WTO后，中国 经济必然逐步融入全球经济一体化进程，对国际经济的依存度将进一步加大。 这种趋势，要求中国电力行业必须打破单纯依靠国内资源和国内市场的束缚， 充分利用国内、国外两种资源、两个市场，从经济利益和比较成本出发，选 择最经济、最安全的电力供应，同时努力开拓国际市场。 二是国民经济发展趋势对电力工业发展的影响。中国经济已经形成买方 市场，一般工业品和消费品生产能力过剩，经济结构调整和经济转型将经历 一个较长的时期；加上世界经济结构调整步伐加快，传统的产业结构将发生 很大的变化。因此，未来中国电力工业发展在保持适度增长的同时，必须把 转变电力增长方式，实现从重视数量扩展到重视质量和效益的转变。 三是科技进步和技术创新、特别是世界经济发展的知识化和网络化趋势 对电力工业发展的影响。当前，以互联网为基础的网络经济的作用越来越大。 加强技术创新，发展高科技，实现产业化，推动社会生产力跨越式发展是中 国未来发展的重大任务。为此，要求电力工业必须加快两个根本性转变，加 快技术创新及其在结构调整中的贡献率，建立和发展电力工业信息网络和知 识体系。 四是日趋严格的环境法规对电力工业发展的影响。中国以煤炭为主的一 次能源结构，使环境问题日益突出。2000年4月30日全国人大常委会通过了修正的“大气污染防治法”，对大气污染物的排放提出了新的要求。这要求 未来中国电力工业的发展必须把环境污染的防治放在突出重要的位置上。 “可持续发展”是21世纪世界电力工业发展的主要潮流。中国电力工业 正在追赶世界电力发展的主流，努力争取实现自身的可持续发展。然而，综 合考虑中国电力工业目前的发展水平、未来发展前景、内部结构性问题及所 面临的外部环境，未来中国电力工业的可持续发展将面临诸多限制因素，主 要包括： (1) 资源约束 虽然中国拥有比较丰富的煤炭资源，但由于人口众多，人均拥有的能源 资源严重不足，人均煤炭可采储量不足100吨，约相当于世界平均值的1/2。 106 预测表明，中国原煤需求量2005年大约在12.5~13.0亿吨之间，2010 年大约在13.5~14.0亿吨之间，2015年大约在14.5~15.0亿吨之间，2020 年大约在15.5~16.0亿吨之间。 随着人们环境意识的增强，人们对矿山开发和利用对生态环境影响的认 识提高，对矿产资源的评价仅进行一般的技术经济评价显然是不够的，有必 要将环境容量和环境经济评价，引入矿产资源的评价过程中。为此，中国煤 田地质总局提出了“煤炭资源有效供给能力”的概念。 煤炭资源有效供给能力的经济涵义是：在环境容量的限度内，在外部成 本内部化的条件下，开采是经济的煤炭资源。因此，煤炭资源有效供给能力 的一般表述是：在矿山开采时，其技术上是可行的，且经济上是合理的，且 符合国家有关环境保护标准和政策的煤炭资源。 中国煤田地质总局对中国煤炭资源有效供给能力进行的估算表明：若采 用国有重点煤矿正规矿井的开采方法，在2010年以前中国煤炭需求量不超过14.0亿吨的前提下，2010年之前中国煤炭资源有效供给能力基本上可以保证 国民经济发展对煤炭的需求。但从长远来说中国煤炭资源有效供给能力是不 足的。若以中国煤炭工业的现状为基础，煤炭资源有效供给能力是不能满足 国民经济发展要求的。目前中国煤炭产量的过剩，是用不计资源成本、不计 环境成本、以低廉的劳动成本换来的；也就是说是以牺牲资源、环境，每年 伤亡以万计的人力换来的。中国煤炭资源虽然总量丰富，但有效供给能力不 足，这是一个客观的事实。 尽管中国的电源结构正向着包括火电、水电、核电、可再生能源（风能、 太阳能）发电的多样化方向发展，但由于中国以煤炭为主要一次能源的资源 条件，在可以预见的将来，中国的电源构成仍将以燃煤火力发电为主。从长 期的观点来看，未来中国电力工业随着经济发展的预期扩张，意味着其对火 力发电用煤的需求将有较大幅度的增长，这将对未来国内煤炭供应产生巨大 的压力。预测表明，到2020年，全国发电装机容量将达到7.5亿千瓦，也就是说未来20年内将净增4.5亿千瓦。届时国内电煤供应可能只能增加5亿吨， 发电用煤供应可能将出现不足。国内煤炭有效供给能力不足问题将逐步显露， 并将对以燃煤火电为主的中国电力工业的未来发展形成资源上的约束。 (2) 环境约束 改革开放的20多年里，中国经济取得了持续快速发展，但同时也为此 付出了极大的环境代价，代价之一是主要由大规模的、低效率的能源使用导 致的大气环境质量的总体恶化。能源消费规模的迅速扩张，以及长期以煤为 107 主的能源消费结构，导致了二氧化硫、烟尘、总悬浮物等大气污染物排放量 的急剧上扬，成为中国大气污染的主要成因。 煤炭的大量使用是造成国内大气污染的首要原因。全国排放的各种大气 污染物中，75%源自于煤炭燃烧。国内大气污染以煤烟型为主，主要大气污染 物为总悬浮颗粒物和二氧化硫。全国排放的二氧化硫的85%、烟尘的70%、氮氧化物的60%来自于煤的燃烧。1999年，全国二氧化硫排放总量为1857万吨，烟尘排放总量1159万吨。 主要由燃煤引起的大气污染问题，对国内自然环境构成了日趋严重的威 胁。最为突出的大气污染问题是因二氧化硫形成的酸雨污染问题。八十年代 以来，国内酸雨出现的频率、强度和面积呈逐年增加之势。1999年，全国酸雨区面积占国土面积的30%。 大气污染已经给中国造成了严重的损失。国内外多家机构对中国大气污 染造成的损失问题进行了研究，尽管所采取的方法不同，所使用的基础数据 也有一定的差异，但都得出了中国大气污染造成的损失极为严重的相同结论。 其中一项国内研究表明，1995年中国因酸雨造成的农作物、森林、健康等方 面的经济损失的估计值为1100亿元，相当于当年国民生产总值的2%。世界银行的一份报告中对1995年中国大气污染造成的损失估计为480.37亿美元(按支付意愿价值计算)和200.28亿美元(按人力资本价值计算)。另据有关专家估计，九十年代初我国环境污染造成的直接经济损失约占国内生产总值的 7%以上；若将全国控制环境污染的各项费用、环境质量下降等因素考虑在内， 国内环境污染引起的社会总费用占国内生产总值的比例约为10%~15%，其中大气污染造成的损失约占三分之一。 主要因能源使用造成的大气污染问题，已经成为影响和制约中国能源可 持续发展的重要因素，同时也成为发展经济和改善人民生活的主要障碍之一。 中国电力行业是消费一次能源最多的行业，目前电煤占全国煤炭消费总量的 三分之一以上，是最大的二氧化硫排放源，1999年全国排放的1857万吨二氧化硫中，约810万吨来自全国火电厂排放，占43.6%。随着未来中国电力工业的预期扩张，如果不采取有效的二氧化硫排放控制措施，到2020年时仅电力行业的二氧化硫排放量就将超过目前全国年二氧化硫排放水平，酸雨污 染范围将进一步扩大，污染强度也将加重，届时国内环境将不堪重负。二氧 化硫和酸雨污染和破坏的影响将是长期性的，一旦污染和破坏后果发生，其 巨大的环境治理成本将成为国家的经济重负，这将严重制约未来中国经济的 可持续发展，同时也将间接影响到中国电力工业的未来发展。 108 另一个更为重要的因素是，随着公众环保意识的提高和政府对环境问题 的日益重视，国内环境保护的呼声越来越高，政府在不断加强环保方面的立 法和执法。中国于1987年9月就颁布了《大气污染防治法》；1995年8月对 《大气污染防治法》进行了第一次修订；2000年4月进行了第二次修订，2000 年9月1日开始实施。《大气污染防治法》的重新修订和颁布，对于以燃煤火 电为主的电力工业将产生现实和长远的影响。修订后的《大气污染防治法》 对电力工业的影响主要包括以下方面： 划定主要大气污染物排放总量控制区，并对企业实行总量控制核发许可 证。国家对严重污染环境的落后生产工艺和设备实行淘汰制度。新建、扩建 排放二氧化硫的火电厂和超过规定的污染物排放标准或总量控制指标的火电 厂，必须建设配套脱硫、除尘装置或采取其它控制二氧化硫排放、除尘的措 施。在“双控区”内，对已建的火电厂污染物排放超过规定标准的要限期治 理。这将加大关停小火电的力度。在主要大气污染物排放总量控制区内建设 火电厂将更加困难。 增加电力建设及运行成本。由于修订后的《大气污染防治法》总体是趋 于严格的，加上更具有可操作性，对于电力企业的成本将加大。主要体现在： 提高污染控制水平将使新建电厂的建设成本提高。采用低硫分燃料、加强二 氧化硫等控制和限期治理要求，将加大现有火电厂的运行改造成本和运行成 本。按污染物排放种类和数量收费，将使排污缴费成本较大幅度提高。超标 罚款、违法处罚种类和处罚量将加大。 此外，在本次《大气污染防治法》修订之后，国家还将制订一系列配套 法规，包括《火电厂大气污染物排放标准》、《高污染燃料规定》等。未来中 国的环保立法和执法趋势是将更加严格，排放门槛将越来越高，低能源效率、 高污染物排放的电厂将付出越来越大的经济和环境代价，进而影响电力工业 的可持续发展。 (3) 竞争压力 全球化是世界经济发展的大趋势，中国经济的对外开放将随着这一趋势 而进一步发展。特别是中国即将加入世界贸易组织(WTO)，中国经济与全球经 济一体化进程将加快，国内各行各业将面临不同程度的国际竞争的压力，中 国经济将面临如何在严峻的国际竞争中求生存和发展的重大考验。 目前中国的终端用电构成中，工业部门占主导地位。在中国工业产品的 成本构成中，能源成本占有重要比重。钢铁、有色、建材、化工等高耗能行 业的能源成本占生产成本的比重尤其高，目前钢铁行业>25%，铝>50%，建材 109 40%~50%(大型企业)，化肥70%~75%，石化约40%。1997年，中国煤炭、石化、 电力、钢铁、有色家属、建材、化工、轻工、纺织、铁道、交通11个行业的 33项产品的能耗平均比国际先进水平高46%。高能源成本是造成国内工业企业、特别是高耗能工业行业经济效益差，产品缺乏竞争力的重要原因。 可以预料的是，在未来的国际竞争中，中国的大多数工业产品、特别是 高耗能产品由于高成本原因将明显处于劣势，国际市场的开拓将十分困难， 甚至连原来拥有的国内市场也难以保全；而产业结构、产品结构的调整需要 时间，决非一蹴而就的事。这将在较大程度上影响到工业部门对电力的需求， 电力工业的国内市场扩张将因此受到影响。 另一方面，全球经济一体化的趋势，要求中国电力行业突破单纯依靠国 内资源和国内市场的束缚，充分利用国外资源，努力开拓国际市场。然而， 由于电力工业长期垄断经营，没有竞争性的电力市场，整个电力工业仍然没 有感受到市场竞争的压力，发电由调度安排，电价由政府核定，经营者和职 工工资执行全国统一标准，整个电力工业缺乏竞争机制和激励机制，人员多， 运营效率低。这将影响到中国电力行业在国际电力市场的开拓和发展。 为实现中国电力可持续发展，一方面，必须对中国电力体制进行重大改 革，打破传统的垄断经营模式，建立竞争性电力市场。另一方面，必须对电 力工业的发展战略进行调整，包括：调整电源结构，加强电网建设，提高电 力能源效率等，实现电力工业发展方式从数量速度型向质量效益型的根本转 变。其中，电力能源效率的提高对中国电力可持续发展将起到有效的支撑和 促进作用，这主要体现为： (1) 有效弥补未来可能的电煤供应不足 电力能源效率的提高对弥补未来可能的电煤供应不足的作用是明显的、 直接的和有效的。首先，通过支持发展热电联产，以及气、热、电、冷联产 新技术，推广采用超临界机组、联合循环机组等新技术，特别是大量退役低 效、高耗、高污染的小型凝汽式机组和超期服役机组和改造中高压机组，可 以明显提高火电机组的发电效率。如果目前在运的小火电全部淘汰掉，同时 中高压机组得到适当改造的话，那么火电机组的供电效率可由目前的29%左 右提高到35%左右。其次，通过加强电网建设与改造，可有效降低输配电过 程中的电能损耗，提高输配电效率。第三，电力部门通过大力加强电力需求 侧管理（DSM），投资节电工程，可以有效减少终端用户的电力需求，提高终 110 端用电效率，有效缓和对新建电厂的需要。发电效率、输配电效率和终端用 电效率的提高，都将有效地减少未来火力发电对煤炭的需求，经济地弥补未 来可能的电煤供应不足，有效缓解未来国内一次能源供应压力，保障国民经 济和社会的未来发展对电力的需要。 (2) 为电力环境问题的解决提供了一条经济、有效的途径 与电力生产和使用相关的二氧化硫、烟尘等大气污染物排放问题，是未 来中国电力可持续发展的最大制约因素。这一问题的适当解决有有赖于多种 战略措施的综合实施，包括：调整电源结构；发展洁净煤发电技术；提高电 力能源效率等。电源结构的调整需要有一个渐变的长期过程。高效、洁净燃 煤发电技术的发展和推广应用既需要大量的资金投入，同时也存在一定的不 确定性风险。相比之下，电力能源效率则为电力环境问题的解决提供了一条 经济、有效的途径。电力能源效率的提高可以带来立竿见影的节能量和大气 污染物排放减少的效果，这已为国内外多年的实践所证明。1999年，在火力 发电量比1995年增加1000多亿KWh的情况下，全国火电厂二氧化硫排放总量为810万吨，比1995年的824万吨少排14万吨，其中电力能源效率的提高发挥了重要作用。无论是从短期还是中长期的角度来看，提高电力能源效 率都将是中国控制和解决电力环境问题的经济、有效途径。 (3) 提升竞争力 小至一个企业，大至一个产业、乃至一个国家，要想在未来一体化的世 界经济体系中立于不败之地，竞争力是根本。对在终端用电结构中占主导地 位的国内工业部门和企业来说，节电增效是有效降低生产成本，增加经济效 益，提高竞争力的一项重要措施。特别是对于钢铁、石化、建材等高耗能行 业来说，提高用电效率，节电降耗，可显著增加经济效益，提升竞争力。工 业部门竞争力的提高将带来电力需求的增长，促进国内电力市场的成长和电 力工业的发展。另一方面，通过提高发电效率和输配电效率，有助于电力工 业提高自身的运营效率，增强其在国际电力市场的竞争力。 电力能源效率的提高，对中国电力可持续发展可起到重要支撑和促进作 用。中国电力进一步改革所面临的一个重大挑战，是如何将电力能源效率问 题综合纳入改革的进程，建立以市场为导向的节能投资激励机制和鼓励性政 策、法规框架，以促进中国电力能源效率水平的持续提高。本节将分析国内 外提高电力能源效率的有关政策及其在各国的实际应用。 111 世界各国在发展过程中，采取了多种政策手段，支持提高电力能源效率。 各国因国情不同，采取的政策自然有差异，所取得的效果也不同。总的来看， 各国为提高电力能源效率采取的政策措施包括：信息；法规；标准；价格； 税收；经济激励；引入基于市场的节能投资机制；支持节能技术的研究和开 发等。此外环境控制法规对促进电力能源效率的提高和减少电力需求发挥了 重要的作用。 (1)信息服务 节电信息可为电力用户提供其在作出降低电力消耗决策时所需要的技术 和经济信息，它有助于缩小终端节电潜力与目前终端电力使用效率水平之间 的差距。因此，信息在电力能源效率战略方面起着特别重要的作用，而且当 其对电力用户有意义时特别有效。 政府采取的有关信息的措施大体上包括：标识、信息活动、能源审计、 制订指标、监测等。它们在推动电力用户形成良好的经济意识方面最为有效。 在所有终端用电部门中，电力用户决策时最大的市场壁垒之一是缺少能源成 本信息。必要而准确的、直接的信息，包括电价等，使电力用户很好地向节 电技术投资，并克服市场壁垒。但这种信息的先决条件是数据可靠，通常需 要进行调查和分析，对用电设备和设施进行独立而可靠的测试。信息提供给 居民用户，也提供给工业和商业用户。信息活动要取得成功，很重要的一点 是要吸引一批有兴趣的社会团体参与。 (2)能效标准 许多国家已经引入了用电设备和器具的能源效率标准。虽然标准的初始 制定需要相当的技术知识，但这些标准相当有效，而且易于推行。标准应具 有灵活性，以适应经济条件的改变，例如电价的波动或技术突破，使其不会 降低工业部门对研究高效电力技术的投资的积极性或无法鼓励该技术的引 入。此外，标准的制定应该严谨，否则可能会引起反面的经济后果。 (3) 价格和财政政策 价格无疑是一种重要的政策工具。如果能正确地制定电价，则可以为电 力能源效率投资提供正确的引导。电价显然是引导提高电力能源效率的主要 因素，因为电力能源效率的投资取决于成千上万的单位和个人的投资决策。 这些决策不是集中作出的，他们将考虑市场需求，尤其是电价，以此获得在 112 电力供应能力和终端电力效率方面进行投资的信息。在IEA国家里，在确定电价时十分注重经济效果和排除市场扭曲因素，如允许电价反映长期边际成 本，电力生产和使用的环境成本在电价中的内在化等。 税收是可以影响电力用户消费行为的重要政策措施。一些欧洲国家出于 对潜在的全球气候变化的关注，已经实行或正在考虑征收环境能源税。丹麦 —一个已经明确地用税收作为能源政策工具的国家—已经实行了环境能源 税，其水平与燃料的硫和碳含量有关，并且打算把该税种部分地扩展到工业 和商业部门。 (4) 其它经济手段 除税收政策之外，一些国家通过财政激励来支持提高电力能源效率。例 如：给予赠款、低息贷款或减免税。经验表明，政府通过提供这些财政支持 促进了对电力能效技术的投资，加速了工艺改造。但另一方面，如果操作不 当的话，这些措施的代价可能很高。在某些情况下，国有资金被消费者用于 本应由他们自己做的事，这种“免费搭乘”效应是对国有资源的错误分配。 (5) 引入基于市场的节能投资机制 70年代中期以来，一些国家引入了一种基于市场的节能投资机制,“合 同能源管理”。“合同能源管理”的实质是一种以减少的能源成本来支付节能 项目全部成本的节能投资方式，从节能投资中所获得的节能收益用于支付实 施节能项目的成本。在传统的节能投资方式下，节能项目的所有风险和所有 盈利都由实施节能投资的企业承担；而在合同能源管理方式中，一般不要求 企业自身对节能项目进行大笔投资。经过20多年的发展和完善，这一节能投资机制已经成熟，并且在一些国家获得了成功的应用。 (6) 推广综合资源规划和需求方管理 综合资源规划(IRP)和需求方管理技术(DSM)是90年代国际上大力提倡的一种先进的资源规划方法和管理技术，其在电力部门的应用最为广泛，也 最为成熟，可以在高效使用电力方面起重要作用。DSM是更广泛的IRP概念 的一部分，这种概念包含电力需求方和供应方的选择，以节约成本的方式来 满足电力用户对电力服务的需求。世界上已经有30多个国家在不同程度上运用IRP方法进行电源开发的最小成本规划，应用DSM技术推动电力用户主动节电。 (7) 支持节电技术的研究和开发 许多国家通过制定长期的节能优先政策和对节能技术的研究、开发提供 113 资助，对促进节电新技术的发展作出了贡献。受到资助的研究和开发工作涉 及到广泛的高效电力新技术，其研究成果对于电力能源效率的提高已经和正 在作出重要贡献。 国际上，不少市场经济国家在提高电力能源效率方面进行了多方面的探 索，包括：引入基于市场的节能投资机制，制定和实施多种节能激励政策、 法规和标准，等等，对推动电力公司和电力终端用户投资节电产生了较好的 效果，有力地促进了本国电力能源效率的提高。 (1) 推行综合资源规划和需求侧管理 在美国，政府通过立法的形式，要求并鼓励从事电力生产和供应的公共 事业公司制定和实施综合资源规划，采取需求侧管理措施，与电力用户共同 努力提高电力终端使用效率，降低能源服务成本，提高能源服务的可靠性。 美国能源部负责评估综合资源规划实施后对能源价格、服务可靠性、经济和 社会效益的影响，并提出指导性意见和建议。 全美国已有30多个州在电力部门不同程度地实施了综合资源规划和开 展了需求侧管理。电力公司作为DSM的实施主体，把节电纳入运营领域，采 用以市场手段为主的激励措施，达到了节能增效，以节电收益推动节电的目 的，使节电活动实现了良性循环。对电力DSM的投资逐年增加，从1989年的 9亿美元增加到1993年的26亿美元。所实施的大多数电力DSM项目的单位 节电成本仅为新增供电成本的10%~50%。 (2) 价格和税收激励政策 适当的能源价格和税收政策是促进电力能源效率提高的重要手段。不少 国家都制定和实施了鼓励性的能源价格和税收政策，激励电力公司投资电力 能源效率，鼓励电力用户节电。 在法国，政府以计划合同的方式控制电价水平，合同规定法国电力公司 (PDF)对用户的电价采用长期边际成本的定价方法，保证PDF有足够的自我发展能力；同时要求PDF按照不变价格表示的电价每年平均降低1.25%以上， 促使PDF不断提高包括能源效率在内的运营效率。 美国政府通过一系列减免税收政策来支持提高能源效率，如对电力用户 提高用电效率所得折让免征税赋、对新型节电产品和设备实行税收减免优惠 等，激励企业和居民电力用户采取措施节电，推动节电产品和技术进入市场。 (3) 扶持能源服务公司 114 在美国、加拿大和一些欧洲国家里，由于政府的大力倡导和一系列的立 法、政策支持，基于合同能源管理这种节能投资机制运作的、以赢利为直接 目的的、专业化的“能源服务公司”(ESCO)的发展十分迅速，ESCO已发展成为一门新兴的节能产业。在诸多专业ESCO中，有一类专业从事节电服务的电 力ESCO。电力ESCO与愿意进行节电改造的用户签订节能服务合同，为电力 用户的节能项目进行投资或融资，向电力用户提供能源效率审计、节能项目 设计、施工、监测、管理等一条龙服务，并通过与电力用户分享项目实施后 产生的节电效益来赢利和滚动发展。 “合同能源管理”这一基于市场的节能投资机制的出现和基于这一机制 运作的电力ESCO的繁荣发展，带动和促进了美国、加拿大等国家节电项目的 加速和普遍实施。 (4) 系统效益收费制度 美国在电力行业重组过程中，对能源效率、可再生能源给予了重视和考 虑。加利福尼亚州是美国第一个推行电力行业重组的州，加州政府于1996年9月签署了主要的电力重组法——AB1890。该法允许该州电力行业转换为 竞争行业，同时为支持该州电力行业提高能源效率和发展可再生能源而设定 了一项电力附加费——系统效益费(SBC)，由州公共事业委员会进行管理。 系统效益费是向所有电力用户征收的除正常电费外的小额费用，该费用 以千瓦小时为征收标准。所有电力用户都必须交纳SBC，也就是说无论用户属于哪种类型，只要是使用电网传输的电力都必须交纳SBC。(值得注意的一点是，向连网的发电者征收SBC或线路费也是一种为节能筹集资金的可行机 制)无论用户使用哪一家电力提供商提供的电力，都必须交纳同样的SBC，用户无法通过选择电力供应商来逃避交纳SBC。无论使用高压电力的大型工业 用电户、从合作方买电的用电户还是自行发电的用电户都必须交纳SBC。自行发电的用电户之所以也要交纳SBC是因为绝大多数要与电网系统相连，以 获取补充/附加或备用电力。 加州系统效益费的标准是0.3~0.45美分/千瓦时，相当于在平均电费中 外加3%。加州政府通过征收系统效益费，在1998~2001年的4年内将为电力节能筹集8.72亿美元的资金。该项资金将用于支持该州的电力公司开展节能 项目，支持节能技术的研究和开发，促进节能产品和节能服务的新市场的发 展等。目前全美国有13个州实施了系统效益收费制度。 (5) 能效标准 国际上促进电力能源效率提高的一个重要举措是制定和有效实施用电产 115 品和设备的能源效率标准，这是规范用电产品和设备市场的有效的方式，是 促进电力能源效率水平提高的有效途径。美国、韩国等国家都先后制定并有 效实施了比较全面的用电产品和设备的能源效率标准，并且取得了十分明显 的节能促进效果。 在美国，政府颁布和实施了两类能源效率标准：一类为强制性标准，另 一类为自愿性标准。在全美国范围内实施的强制性标准需经过美国国会批准， 具有法律效力；生产和销售达不到这些标准的产品将被追究法律责任。自愿 性标准由美国企业界自行制定和实施；在自愿性标准实施一段时间后，如果 得到政府、企业界和公众的一致认可，则考虑将其升级为强制性标准。美国 政府对几乎所有的主要家用电器、照明灯具和大、中型电机颁布了能效标准， 并要求这些电器和设备在出售时必须附有说明能源使用效率和节能成本/效 益分析的标签。美国政府带头执行新的能源效率标准，示范新标准的可行性。 通过制定和实施用电设备的能源效率标准，有效地促进了电力终端使用效率 的提高。 (6) 信息服务 在实施信息项目刺激和促进节能节电方面，英国获得了相当的成功。英 国分别于1978年和1989年启动和实施了两个节能信息项目：“节能示范项 目”和“最佳实践项目”。英国政府为这两个节能信息项目的实施提供了持续 的资金支持，ETSU则负责项目的具体实施。英国政府为每一项目规定的工作 指标不仅包括项目期内因所传播的信息而刺激产生的年度节能量，而且还包 括项目总的效益/成本比。对于“最佳实践项目”，所制定的效益/成本比为： 到2000年实现5英镑年节约/1英镑英国政府资助。 ETSU所开发的节能信息全部免费提供给英国企业使用，以刺激企业投 资和实施节能节电项目，从而大大减少工业能耗。这两个节能信息项目的运 作都很成功，均达到了通过有效地传播节能信息来刺激英国企业对节能项目 进行投资，从而导致产生了显著的节能节电效果。 早在1980年，中国政府就将能源效率和节能工作提到议事日程，确定了 “开发与节约并重，近期把节能放在优先地位”的能源发展方针，将节约能 源放在首要位置，确立了把节能作为一项长期战略任务的地位。为推进电力 能源效率，政府采取了行政、市场、法制、技术进步等多方面的综合政策措 施，对电力能源效率的提高起到了重要促进作用。主要的政策措施有： 116 (1) 节能规划 从1981年起，政府把节能当作一种资源，将节约能源计划正式纳入国民 经济计划轨道。中国电力行业是使用一次能源最多的行业，政府在以往的节 能规划中都对其进行了重点考虑，并针对其制定了具体的节能降耗目标。国 家计委制定的“十五”节能规划中，根据过去20年里中国电力行业的节能降 耗趋势，并考虑未来电力技术的发展状况，为电力行业确定的节能目标为： 火电厂供电煤耗从2000年的397克标准煤/千瓦时(估计值)降低到2005年的387克标准煤/千瓦时，相应地形成约1000万吨标准煤的年节能能力。 (2) 节电法规 1981年以来，国家制订、颁布和实施了一系列有关节电的法规，主要有： 1987年，国务院批转了《关于进一步加强节约用电的若干规定》，对强 化用电定额管理、调节负荷节能、推广省能设备和节电新技术等做了一系列 规定。 1990年，原能源部制订了《对地方小火电厂治理整顿意见》、《电力网电 能损耗管理规定》。 1991年，原能源部制订了《火力发电厂节约能源规定（试行）》、《加快 技术改造、推进技术进步的意见》。 1993年，原电力部制订了《加强大型燃煤锅炉燃烧管理的若干规定》。 1994年，国家经贸委制订了《关于加快风机、水泵节能改造的意见》， 国家经贸委决定从1995年起安排风机、水泵节能改造专项贷款，支持重点企 业进行风机、水泵的节电改造工作。 1995年，国家财政部下达《关于调整节能改造风机、水泵折旧年限的通 知》，其中规定：企业进行节能改造的风机、水泵折旧年限从原来的10年调整为3～5年，以此鼓励企业进行风机、水泵的节电改造。同一年里，《电力 法》颁布实施。 1997年，原电力部制订了《小火电机组建设管理暂行规定》。 1998年1月1日，《节约能源法》开始施行，标志着中国节能工作开始 纳入法制化轨道，其中对节能节电管理、鼓励节能节电技术进步作了规定。 1998年，国家计委、国家经贸委、建设部、原电力部共同制订了《关于 发展热电联产的若干规定》，规定了热电联产的技术指标，凡符合指标的新建 热电厂或扩建的热电厂的增容部分免交上网配套费，以鼓励热电的发展。1999年3月，《重点用能单位管理办法》出台。 2001年3月，国家经贸委、国家计委联合出台了《节约用电管理办法》， 117 对提高电力能源效率、促进电能合理利用作了规定。 (3) 财政和经济激励政策 为鼓励提高电力能源效率，政府采用了多种财政和经济激励政策，主要 包括：有利于节电的能源定价、对节电新产品减免税赋、对节电项目贷款实 行优惠利率等。 1993年，独立投资电厂开始实行按还本付息需要和利润率定 价，独立投资电厂比例高的电网的电价水平因此而大幅上升，激发了地方政 府和企业节电的积极性。 目前，热电联产项目，固定资产投资方向调节税实行零税率。 1994年财税体制改革以前，节电基建项目贷款实行差别利率， 平均利率比商业贷款低30%；节电技改示范项目贷款贴息50%；节电贷款可在交纳所得税前偿还。1994年取消了贷款差别利率。 这是中国独有的节能激励政策，1986年开始实施，电力节约奖金为节约价值的8%~15%，节电奖金计入成本，免征奖金税。这种办法对 促进企业节电降耗起了很大作用。 近年，一些省市实施绿色照明工程、节电等项目，采取补贴办法， 如浙江省每年拿出7000万千瓦?时平价电补贴节电项目。 (4) 推动节能节电技术进步 为推动节能节电技术的不断进步,国家制订了主要耗能行业(工艺)的节能技术政策纲要,如电力采用高参数、大容量机组，改造中低压机组，发展热 电联产；推广风机、水泵的调速节电等。为促进通用机电产品的及时更新换 代，国家每年公布耗能高的淘汰产品和推广的节能产品目录，并重点推广风 机、水泵、变压器、电炉钢等重要节电领域的节电新产品。到1998年底，已公布了18批1068项节能机电产品目录和17批610项淘汰机电产品目录。 (5) 组织实施重大节电工程 为推动终端节电，国家节能管理部门组织实施了多项重大节电工程，主 要有： 从八十年代末开始，国家经贸委在煤炭系统 进行了风机、水泵节电改造－效益还贷的试点，取得显著成效。 1996年在全国实施，并取得了相当的进展。该项目 旨在发展和推广高效照明器具，节约照明用电。 (6) 引入基于市场的节能方法和机制 九十年代以来，中国政府开始探索适应市场经济的节能新方法、新机制， 118 引入了在国际上获得广泛应用的综合资源规划(IRP)方法和需求侧管理(DSM) 技术，进行DSM试点示范，深圳、上海、北京等电网作了DSM试点研究，胜 利油田作了DSM工程示范；与世界银行/全球环境基金合作，引入、示范“合同能源管理”这一基于市场的节能新机制，支持成立了三个按这一新机制实 施节能项目的节能服务公司。 中国电力工业正在进行以政企分开、建立电力市场的体制改革，以解放 受到束缚的电力生产力。到2000年底，政企分开的改革已经基本完成，国家 电力公司大体上已经是一个市场主体；省级电力工业局逐步撤消，省级电力 公司逐步实现公司化运营。这样一来，行业垄断成为阻碍电力生产力发展的 主要障碍。中国电力工业进一步改革的基本方向是：打破行业垄断，引入竞 争机制，建立电力市场。改革的重点将是电力市场机制的设计和建立，消除 制约市场力量的体制障碍，创造公平竞争的市场环境，以充分调动和发挥各 方(特别是民间、外资)的积极性，改变目前基本依靠国有企业和国家进行电 力投资的局面，最终形成一个市场开放、运作高效、持续发展的电力工业。 中国电力工业的进一步改革的主要目标是： 提高资源配置效率。通过打破传统的垂直一体化(发电、输电、配电、售 电一体)的垄断体制和建立有效的市场机制，引入充分、有效的竞争，以市场 机制取代计划机制，藉此提高资源配置效率。 建立基于市场的电力投资激励机制。通过宽松的市场准入和有效的市场 机制，通过市场信号引导投资，创造保证和推动电力工业持续发展的电力投 资激励机制。 建立高效的电力监管机制。政府部门将由过去的计划式、行政式管电， 转变为依法对垄断环节(如电网)实行必要的管制，对竞争环节(发电、售电) 的竞争秩序进行必要的监督。 为实现上述目标，中国电力工业将进行产业重组。产业重组的目标模式 是：按产业链—发电、输电、配电和售电进行切分和重组。从重组时序看， 发电环节将最先引入竞争，实行厂网分开、竞价上网，建立公平的市场竞争 机制；受电环节(零售市场)将逐渐引入竞争机制，使终端用户能够自由地选 择供电商；输电和配电环节作为电力行业具有网络特征的保留环节仍将被视 119 为自然垄断领域，但输电和配电将逐步实行分离，同时政府将加强对其的管 制，使其为保证发电、售电的竞争提供必要的基础。 为了对重组后的电力工业实行有效的监管，政府将组建专门的电力监管 机构，该机构的设置将遵循以下原则： 独立性原则：监管机构将独立于被管制的企业； 法制化原则：政府将根据有关法律对该监管机构进行授权，该机构将依 法行使管制职能； 集中化原则：原来的电力管理体制下多部门的管电职能将集中于该管制 机构。 改革的焦点之一将是电价制度改革。电价改革的主要内容将包括： 建立科学合理的电价形成机制和市场竞价机制； 形成由发电电价、输电价、配电价和售电价构成的电价体系； 建立高效、有力的电价管制体系。 改革的另一焦点将是电力投资体制改革，其内容将主要包括： 建立市场导向的投资约束机制，以市场机制取代目前仍普遍存在的计划 体制； 创造有效动员、吸引民间资本和国际资本公平进入的机制，使各类资本 所属的企业能够以多种形式参与电力工业的建设和经营； 形成能够有效激励国有企业的体制和市场机制，提高国有企业的投资效 率和经营效率。 总之，中国电力改革和重组的核心将是建立竞争机制，通过市场竞争， 实现中国电力工业规模与结构、数量与质量、速度与效益的统一，走内涵式 与可持续发展的道路。 造成中国电力能源效率低下的原因是多方面的，其中既有电力体制、结 构和政策等方面的问题，也有市场方面的因素。阻碍中国电力行业提高能源 效率的主要问题和障碍包括： (1) 政策和机制障碍 中国电力行业在市场化改革、公司化重组的过程中，电力能源效率问题 被忽略。电力部门原来具有节电职能的机构撤消后，没有建立合适的新机构 120 来负责电力能源效率事务；法规和政策上没有象美国等国家一样，明确要求 和鼓励电力公司投资能源效率，制定和实施综合资源规划，采取需求方管理 措施，与电力用户共同努力提高电力终端使用效率。政府对电力能效工作的 影响力大为削弱。缺乏有力的节电法规和政策，是妨碍电力能源效率提高的 一个重大障碍。 另一方面，中国电力改革的注意力基本上放在电价改革、公司重组、商 业化运营等方面，没有建立起以市场为导向的节电投资鼓励机制和电力终端 用户节电激励机制来引导电力公司和社会对电力能效进行投资、激励电力终 端用户积极参与和实施节电。缺乏有力的节电投资激励机制，是妨碍电力能 源效率提高的另一重大障碍。 (2) 节电投资障碍 过去长时期里，中国电力部门属于国家垄断性经营，在电力建设投资方 面长期重开发、轻节约，致使该行业的节能投资受到极大的抑制，综合资源 规划(IRP)和需求侧管理(DSM)等国际上先进的资源规划方法和管理技术难以 在该行业得到推广应用。尽管有关机构在推广IRP和DSM方面做了大量的工 作，但收效甚微，到目前为止还没有一家电力公司将IRP和DSM纳入工作日 程，真正实施IRP和DSM。 目前，尽管电力行业正朝着公司化重组、市场化运营的方向改革，但传 统的粗放经营和依靠生产能力的扩张来实现经济增长的概念还根深蒂固，其 主要表现是八十年代电力紧缺状况形成的重发、轻供、不管用的思想依然存 在，对IRP和DSM的贡献和作用还缺乏必要的认识。 另一个更重要的原因是，随着电力体制改革朝着市场化运营的方向发展， 电力公司将以经营电力为主业，以盈利为目的，虽然大量的案例研究表明， 从需求端开发一个千瓦的电力投资，仅为新建电厂投资的30%~40% ，但需求 端经营发展的不确定性使得投资这类项目风险性增大。尤其是在电力处于阶 段性富裕的情况下，售电与节电矛盾突出。因此，电力公司是否投资DSM需 要有相应的激励政策支持。但是，现有的有关的节能和环保政策还未对电力 公司实施IRP和DSM施加足够大的政策动力和压力，电力节约与电力开发难 以平等竞争。基于以上原因，使得能效投资还未被电力公司所重视，难以实 施有效的节电措施。 节电不是企业用户赢利的主要目标，会计帐目上也看不到节电的货币价 121 值，它不是企业关注的营业领域。节电也不是居民用户节省开支的主要目标， 对节电普遍缺乏足够的热情。在节能项目包含有潜在的技术/财务风险的情况下，企业用户通常表现为对节能投资项目缺乏兴趣。特别是目前在节电方面 尚未形成以鼓励为主的具体政策条款，企业和居民用户投资节能难以获得满 意的经济回报；加上目前的能源价格和税收向他们提供扭曲的经济信号(能源 价格结构不合理，峰谷差价偏小，外部成本尚未纳入能源价格等)，致使企业 和居民用户普遍缺少节电的利益动力。 由于企业目前普遍存在资金紧缺，企业即使对节电项目感兴趣，自身却 往往缺乏对能降低运营成本的节电项目的初始投资能力。此外，对各类节电 项目来说要获得银行贷款比较困难，目前中国的金融机构通常不熟悉节电投 资项目的经济分析，对贷款给节电项目的态度有所保留，通常不太愿意给这 类项目提供贷款资信，致使目前国内节电项目的融资十分困难。 目前在节能信息方面的主要障碍是缺乏有价值的节能信息和节能信息传 播不畅。现有的建立在各级政府之下的节能信息机构虽然在节能信息的传播 方面发挥了一定的作用，但其信息内容和传播方式无法吸引和刺激企业对节 能节电进行投资。目前所传播的信息大多数侧重于技术方面，缺乏切合企业 实施节能节电项目所需要的权威、实用的综合信息，特别是缺乏有关节能节 电项目的成本/效益的经济分析方面的信息，有助于企业节能节电投资决策的 有价值的信息十分有限。 另一方面，目前的信息传播渠道不够畅通，大多数节能信息采用的传播 途径是企业投资决策人员很少阅读的各种节能技术期刊，因而很难对他们施 加影响，信息的节能节电刺激功能难以实现。此外，金融部门、私人投资者 等潜在的节能节电投资方对节能节电项目的可赢利性不甚了解，节能市场和 节能资金市场存在严重的信息脱节。 在企业希望采用新型节电技术或设备时，往往不愿意承受高的、附加的 技术引入成本。事实上，对许多企业而言，如果要他们自行收集、评价有关 节电新技术和设备的技术和经济特性方面的信息，从而进行优选，并进行独 立的设计和施工，可能是既困难又耗费精力和费用的事，许多企业往往不愿 意承担由此产生的帐面成本和在帐面未直接见到但却实际存在的隐性成本。 另一方面，企业在采用新型节电技术进行节能改造时，存在较大的技术 122 和财务风险，以及管理决策人员/技术人员的责任风险，特别是那些尚未在中国得到普遍推广和应用、可能影响生产可靠性的技术。企业对采用节电新技 术所面临的技术和财务上的风险担心很大，如担心新技术不能实施、可能影 响正常生产，这些都成为企业管理决策人员采用或实施节电新技术的重要障 碍。 基于以上对国内外提高电力能源效率的有关政策及实践、中国电力改革 和重组趋势、以及对阻碍中国电力能源效率提高的主要问题和障碍的分析， 现提出以下旨在促进中国电力能源效率长期、持续的提高，进而促进中国电 力长期可持续发展的原则政策建议： (1) 健全节电法律、法规体系 从长期看，建立、健全节电法律、法规体系和执法体系，是政府部门有 效行使节电管理职能的基础。政府部门应本着“依法治国”的精神，建立、 健全节电法律、法规体系，依法节电，最终把政府节电管理切实纳入法制的 轨道。 建立和健全节电法律、法规体系工作中，很重要的一项是建立与《节约 能源法》相配套的、具有可操作性和便于执法和监督的节电法规和标准。1998 年1月1日颁布实施的《节约能源法》，对节电管理、合理用电和鼓励节电技 术进步作了原则规定。然而，要使《节约能源法》确立的节电基本原则具有 可操作性和便于执法和监督，则需要从《节约能源法》中确立的基本的节电 原则出发，细化和派生出与之配套的、具体可实施的节电法规和标准。 通过建立和健全节电法律、法规体系，政府部门可以有效地开展节电管 理工作，依法引导和规范电力企业的电力投资和生产行为以及社会全体的电 力消费行为，从而促进电力能源效率水平的不断提高，促进电力可持续发展。 (2) 建立和健全节电执法体系 建立和健全节电执法体系，是政府依法有效行使节电管理职能的关键。 有法不依、执法不力是当前推行依法治国工作中面临的现实问题，这在节电 执法方面表现得比较明显。目前中国还没有建立起一个完整的节能执法体系， 也没有一支从事节能执法工作的专业人员队伍。只有妥善地解决这一问题， 才能使节电法律、法规和标准“活”起来，真正地发挥效用。 (3) 培育节能市场 随着中国市场化改革的逐步深入，市场力量将逐步发挥对节能节电的主 123 导作用。为克服上述种种节电投资的市场障碍，政府部门应积极培育和扶持 节能市场，借鉴和学习国际上成功的市场节能运作经验，引进和示范国际上 先进的市场节能机制，引导和促进节能机制面向市场的过渡，促进以市场为 导向的节能节电投资鼓励机制和企业节能节电激励机制的形成和确立，使市 场机制尽快发挥在节能节电工作中的主导作用。政府部门应引导和促进地方 节能服务中心尽快改变过去根据行政指令工作的运作方式，借鉴和学习国外 能源服务公司的成功运作经验，通过开展节能节电技术的商业化经营，积极 为企业提供优质的节能节电管理和服务来求得生存和发展。通过培育和扶持 节能市场，使节能最终发展成为一门新产业和新的经济增长点。 (1) 法律上应明确规定电力公司的节电义务 在《电力法》的修改过程中，应明确规定电力公司的节电义务，添加要 求电力公司采用综合资源规划进行电源开发的最小成本规划、运用需求方管 理技术开展节电项目的条款。这样可促使电力公司突破只管建厂供电的传统 职能领域，把节电纳入其职能范围，既投资于发电和供电，同时也投资于节 电，并最终实现供电与节电运营一体化，使节电形成持久的良性循环。 (2) 制定和实施有利于节电与发电平等竞争的经济激励政策 随着电力体制改革朝着市场化运营的方向发展，电力公司将以经营电力 为主业，以盈利为目的。即使法律上对电力公司开展节电有明确的规定和要 求，电力公司也必定要考虑投资电力节约的成本和效益，是否投资电力节约 需要有力的经济激励政策支持。因此，政府应制定和实施有利于电力节约与 电力开发平等竞争的经济激励政策，消除电力公司投资于节电的经济障碍。 在电价政策方面，应允许电力公司投资于节电的成本与供电成本一样以 同等利润计入电费；允许投资电力节约的回报率略高于投资电力开发的回报 率；建立有效的节电投资回收机制等。 政策上应允许电力公司以财政激励手段推动电力终端用户参与电力公司 实施的需求方管理项目。就终端节电而言，电力节约来自电力终端用户。要 获得节电效益，需要采取必要的市场手段激励电力用户参与电力公司实施的 需求方管理项目。财政激励是需求方管理对用户节电响应能力最主要的激励 手段，政策上应允许电力公司采用以下财政激励手段来实施需求方管理项目： 节电设备的折让销售； 节电设备租赁； 124 节电效益还贷； 提供低息/无息节电贷款； 节电特别奖励； 节电竞争性招标。 (3)建立节电信托基金 政府应设立一项专门的“节电信托基金”，由专门的机构负责管理。该基 金的用途包括： 用于支持电力公司开展节电项目； 支持重大节电技术的开发； 对企业实施的节电项目提供资助； 奖励节电成果显著的企事业和个人。 “节电信托基金”的募集渠道，参照美国施行的系统效益收费制度，可 以采取增收电力消费特别附加税的方式，按每千瓦时征收5厘(约相当于目前 中国平均电费的1%)的电力消费特别附加费、中国年电力消费量为10,000亿 千瓦时计，此项税收的年收入可达50亿元，这种幅度的税款对电力价格和电力消费者的影响几乎微不足道。 (4) 制定和实施用电设备的能源效率标准 从中国已经制定的一些用电设备的能源效率标准的执行情况来看，其对 节电的促进作用是比较明显的。目前的问题是针对用电设备的能源效率标准 还比较欠缺和不完全，政府各有关部门应协同合作，组织制定并有效执行全 面的用电设备能源效率标准。 参照国际上的经验和做法，政府各有关部门应针对用电设备组织制定和 有效实施两大类能源效率标准：一类为目标能源效率标准，政府应从立法的 角度赋予这类标准以权威性，在全国范围内强制性实施，由国家技术监督部 门负责对用电设备的能源效率水平进行检测和认证，对生产和销售达不到这 类标准的用电设备的企业应予追究法律责任；另一类为最低能源效率标准， 即针对用电设备规定其必须达到的最低能源效率水平。通过这两大类标准的 有效实施，可以鞭策用电设备生产企业尽可能地提高其产品的能源效率水平， 尽量减少高能耗用电设备的生产和销售量，从而有效地促进中国电力终端使 用效率水平的提高。 (5) 扶持电力ESCO 市场化是中国电力行业改革和重组的基本方向。为促进中国电力行业能 源效率的提高，建立以市场为导向的节能投资机制和企业节电激励机制最为 125 必要和迫切。电力ESCO在市场经济国家获得的成功，证实了“合同能源管理” 这一基于市场的节能投资机制的可行性。借鉴这一国际经验，中国应引入这 一节能投资机制，扶持成立一批电力ESCO，并为它们的业务运作和发展创造必要的条件和政策环境，以期最终在中国建立起一个可持续的节电市场。电 力ESCO对克服阻碍中国电力能源效率提高的主要障碍的可能贡献和作用可 归结为： 电力ESCO将“合同能源管理”这一基于市场的节能投资机制用于技术 和财务可行的节电项目中，使节电项目对电力用户和电力ESCO都有经济上的吸引力(“双赢”)，从而可形成电力用户和电力ESCO双方实施节电项目的内在动力。 电力ESCO介入电力用户的节电项目，为用户的项目进行投资和融资，承 担项目的投资风险以及与项目实施有关的大部分其它风险，这使得电力用户 不必为节电项目进行投资，并因ESCO的介入而避免了它自身单独承担项目可 能遭遇的技术、财务等方面的诸多风险责任。电力ESCO和电力用户双方基于“合同能源”机制在节电项目上进行互惠互利的合作，合理分摊项目的风险， 从而可克服实施节电项目的主要市场障碍。 电力ESCO是专业化的节能服务公司，在实施节电项目时具有资金、专业 技术服务等多方面的优势；它将通过分享节电项目实施后产生的节电效益来 获得利润而不断发展壮大，从而可以实施更多的节电项目，并吸引其它投资 者参与电力ESCO的投资，从而推动和促进节电的产业化。 (6) 加强节能信息传播 政府有关部门应大力加强节电信息的有效传播工作。中央财政应为政府 节能主管部门提供必要的财力支持；政府节能主管部门应组织相应的人力和 物力，收集、开发适合企业实际需要、包括技术、财务和经济各方面的综合 节电信息，并通过对企业各方面人员、特别是对参与企业的节能决策的主要 人员有较大影响力的传播渠道传播，以较好地发挥节能信息对企业开展节电 工作的刺激和促进作用。 126 我国现行的一些电力税、费制度不利于正确评价电力的投资价值，不利 于电力企业间的公平竞争和重组，因而必须与电力体制配套改革：应将“生 产型”增值税改为“消费型”增值税；近期应先允许水电和风电对固定资产 做进项税抵扣或将税率以大幅下调；所得税应变“按隶属关系缴纳”为中央 与地方共享；具有防洪等社会功能的水电项目应做成本分摊；对风电等经济 前景看好的可再生能源项目应根据上网电价控制目标给予相应的税收支持或 定额补贴；规范基金收取，为可再生能源发展基金的设立腾出必要的价格空 间；大幅提高SO2排污费征收标准，排污费收入在各级财政间“分成”。 电力工业税、费改革是电力体制改革的主要配套条件。改革的基本原则， 应是有利于正确评价电力产业及各类电源的投资价值，促进合理配置资源和 实现经济的可持续发展。本报告以此为出发点，在把握现状和问题的基础上， 着重对电力企业的增值税、所得税、水电成本分摊、基金、环保收费等方面 提出改革的建议。 (1)税种。中国电力企业纳税的种类主要有：增值税、企业所得税、城 市维护建设税、教育费附加、土地使用税、房产税、印花税、车船使用税、 营业税等。 (2)纳税主体。限定为具有独立法人地位的电力企业,如国家电力公司及其子公司和各独立于国电公司的发电公司、电力转供企业等。国电公司的分 公司及各省电力公司直属电厂及市(地)、县(区)供电局由于不具备独立法人地位，均非纳税主体。不过，为保障地方财政活动的正常运行，增值税的缴 纳，一般是先由各直属电厂或供电局在所在地预缴，定期在省公司清算。 (1)增值税。增值税的税基理论上为企业的增值额。目前采取扣除法计 算，以进项税抵扣后的销售收入为税基。但规定企业的投资性支出不得抵扣， 因而属“生产型”增值税。关于税率，“小水电”为6%（但不做进项税抵扣）， 127 其他电力企业为17%。 (2)所得税。以企业的实现利润为税基。税率为33%。 (3)城市维护建设税。以增值税为税基。税率在地区间不完全一致，一 般为7%。 (4)教育费附加。以增值税为税基。税率在地区间不完全一致，一般为 3%。 (5)土地占用税。以占用的土地面积为基础计税。各地计税方法及标准 也不一致：计税单位，有的按亩，有的按平方米。折成相同面积的征税标准 也有很大差别，大体上看，一般占企业销售收入的1%。 (6)房产税。以房产余值为税基。税率一般为1.2%。 (7)营业税。以非主营业务的销售收入为税基。税率为5%。 (1)税收结构。目前，增值税是电力企业缴纳的主体税种，占纳税总额 的比重，大多在65%至85%之间，全国平均约为80%。其次为所得税，占纳税 总额中的10%左右。再次为城市建设维护税，约占纳税总额的5%。 (2)分配关系。这里所谓的分配关系，是指电力税收在各级政府财政间 如何分配。增值税为中央与地方共享税，分配比例为75?25，即中央财政得75%，25%归地方财政。所得税实行“隶属纳税制”，中央政府拥有产权的电力 企业所得税全部归中央财政，地方政府拥有产权及外资产权企业的所得税归 地方财政。其他各项税收收入均归地方财政。由于增值税是电力工业税收的 主体，而增值税75%归央财政，因而从总体上看，中央所得大于地方所得， 二者的分配比例约为60?40。 主要税种 税 基 税 率 占纳税总额 分配关系 的比重 “小水电”：销售6% 75%归中央财政 增值税 收入 约80% 25%归地方财政 其他：扣除进项税 后的销售收入 17% 企业所得税 实现利润 33% 约10% 按隶属关系分配 建设维护税 应缴增值税额 7% 约1% 归地方 教育费附加 应缴增值税额 3% 约0.4% 归地方 房产税 房产余值 1.2% 约0.5% 归地方 128 政府性收费税类繁多，而且在其定性上，也是一个有争议的问题，本报 告中作为“收费”研究的那些政府性征收，具有以下几个条件：(1)在法规相关或政府规范性文件中，不称其为“税”；(2)不由税务部门征缴；(3)管理权限不在税务部门或不以税务部门为主；(4)对电力工业的效率和可持续发展有 较大影响。因而本报告主要研究基金和排污费。 电力基金的征收始于1985年。一度曾出现各级政府层层加收的局面。近 两年，经过治理整顿，乱征基金的问题基本得到解决。目前仍保留的基金有： (1)全国统一征收的电力基金。标准为每千瓦时2分。征收对象为居民及 农业外的一切电力用户。现征收总额为100亿元左右。由电力企业代收。在 1998年以前，电力建设基金全留给地方政府用于“多家办电”。1998年后，改为中央与地方各分50%。原计划2000年底停征收止。由于农网改造还本付 息的要求，2001年后仍将继续征收，具体名称待定，但收入不给地方政府。 1999年纳入中央预算的电力建设基金征收情况详见表2。 金 额 地 区 金 额 地 区 金 额 地 区 北 京 214611011.78 浙 江 335674190.67 四 川 172000000.00 天 津 133280205.14 安 徽 98830000.00 重 庆 77005962.79 河 北 344923936.63 福 建 113000000.00 云 南 101370000.00 山 西 238000000.00 江 西 89670000.00 陕 西 102387000.00 辽 宁 370534257.65 山 东 365000000.00 甘 肃 65000000.00 吉 林 158290000.00 河 南 273270000.00 青 海 27500000.00 黑龙江 186910000.00 湖 北 202705000.00 宁 夏 46720000.00 上 海 236886680.63 湖 南 110000000.00 新 疆 31900000.00 江 苏 484332915.62 广 西 85826668.65 合 计 4663627829.56 (2)三峡工程基金。三峡工程基金的征收对象也是电力用户。但不同地 区、不同用户标准也不一样。东北、西北等经济困难地区，每千瓦时0.04元。浙江、上海、江苏、湖北为每千瓦时0.015元。四川、重庆、安徽、河 南、江西、湖南为每千瓦时0.013元。其他地区为每千瓦时0.007元。预计在整个17年的建设期内，可征收712亿元，平均每年约40亿元。由电力企 业代收，收入归中央财政。中央财政将其作为资本金拨付三峡工程建设总公 司。 (3)山西电源建设基金。用于支持山西发展火电。征收范围为山西省境 129 司。 (3)山西电源建设基金。用于支持山西发展火电。征收范围为山西省境 内的电力用户，征收标准为每千瓦时1分。年征收金额约2亿元。由电力企业代收，收入归山西省地方财政。 (4)山西引黄工程水资源补偿费。用于解决山西引黄工程的资金需求， 每千瓦时1.5分。由电力企业代收，收入归山西省地方财政。 (5)公用事业附加。主要用于地方政府支付路灯等公共设施的照明电费 支出。征收对象为电力用户。征收标准原为电价的10%，2000年改为定额收取，工业用户为每千瓦时1分，非工业户每千瓦时0。02元。由电力企业代收，收入归地方财政。 (1)排污费种类及征收主体。我国火电厂排出的污染物主要为So 、废水、2 废渣、烟尘和噪声。上述5项排污均须交纳排污费。排污费由环保部门征收。 (2)排污费管理机构及其权力分配。排污费的立项审批及资金管理制度 由财政部决定。排污费的最高收取标准由国家计委决定。国家环保局负责具 体预案设计。在国家计委规定的最高收费标准内，各省物价管理部门可以决 定具体的收费标准。 (3)排污费征收标准。这里只介绍上述5项排污费的征收标准。 SO 排污费为每公斤0.20元。征收范围为“两控区”。自2000年起，北2 京地区的SO排污费提高到每公斤1.20元。 2 污水排污费为每吨0.05元。超标排放则按超标排污费标准征收。不再 重复征收排污费。超标污水排污费标准见表3。 130 排放污染物 超标收费单价 超标收费单价 B级起征类别 污染物名称 超标分界依据 （A级） （B级） 费（元） （吨水吨） （元/吨水倍） （元/吨水倍） 总汞 2000 2.00 1.00 2000 总镉 3000 1.00 0.15 2550 第 苯并（a）芘 3000000 0.06 0.03 90000 一 总铬 1500000 0.06 0.03 4500 类 六价铬 1500000 0.09 0.02 10500 总砷 1500000 0.09 0.02 10500 总铅 1500000 0.08 0.03 7500 总镍 1500000 0.08 0.03 7500 PH值 5000 0.05 1000 色度 100000 0.25 0.04 10000 悬浮物 800000 0.14 0.01 16000 生化需氧量 30000 0.03 0.05 3900 第 化学需氧量 20000 0.18 0.05 2600 石油类 25000 0.18 0.06 3500 动植物油 25000 0.20 0.04 2000 二 挥发酚 250000 0.12 0.03 7500 氰化物 250000 0.06 0.04 7500 硫化物 250000 0.07 0.02 7500 类 氨 氮 25000 0.05 0.03 1750 氟化物 25000 0.10 0.09 5250 磷酸盐（以P计） 250000 0.30 0.02 7500 甲 醛 200000 0.05 0.06 12000 苯胺类 200000 0.12 0.06 12000 硝基苯类 200000 0.10 0.04 12000 阴离子合成 洗涤剂（LAS） 25000 0.03 0.09 5250 铜 250000 0.04 0.02 5000 锌 100000 0.06 0.02 4000 锰 100000 0.06 0.02 4000 有机磷农药（以P250000 0.07 0.04 7500 计） 说明：a、收费额=超标收费单价×排放污染物超标总额(吨?倍数)。 其中：污染物超标总量(吨?倍数)=污水排放量×污水中该污染物超标倍数。排放 污染物超标分界依据为排放污染物超标总量(吨?倍数)的分界值。当排放污染物的超标 吨倍数小于或等排放污染物超标分界依据时，收费额=超标收费单位A×排放污染物超标 总量(吨?倍)。当排放污染物的超标吨倍数大于排放污染物超标分界依据时，收费额=超标收费单位B排放污染物超标总量(吨?倍数)+B级起征费。 c、病原体污水超标收费标准为0.14元/吨水。 b、pH值的超标总量=超标污水的pH值与排放标准之差×污水排放量。 烟尘排污费的起征点是超标排放。具体标准见表4。 131 超标倍数 4以内 4.1—6 6.1—9 9以上 格林曼浓度 2级 3级 4级 5级 每吨燃料收费 3.00 4.00 5.00 6.00 废渣排污费以是否向水体倾倒及有无专设的堆放场所为依据收取。具体 标准见表5。 类 别 向水体倾倒（吨） 无专设的堆放场所堆放 收费标准 5.00元/每吨 0.30元/每吨 月 噪声排污费的起征点也是超标排放。具体标准见表6。 超标值dB 1—3 4—6 7—9 10—12 13以上 征收额（元/月） 200 400 800 1600 3200 排污费收费标准还实行累进制和新污染源从严的原则。排污单位缴费后 仍不能达标排放的，从第三年起，征收标准每年提高5%。新建、扩建、改建 企业污染超标的，加倍收费。 (4)污染物排放量的确认。允许使用两种方法：一种方法是现场实测： 另一种方法是根据物料所含有害物质的比重或数量。 (5)排污费的缴纳数量及其构成。根据我国原电力部网内直属6MW装机容量以上火电厂环保统计口径的资料(统计范围内的火电厂有301座，总装机容量151.08GW，占1998年底全国火电厂总装机容量209.88GW的72%)，5年内共缴纳排污费13.9亿元，其中，废水排污2.9亿元。占21%；废渣排污费0.14亿元占1%；烟尘超标排污费1.2亿元，占9%；噪声超标排污费795万元，占1%；CO 排污费6.6亿元，占47%；其它(包括其它排污费、各项超标纳费递2 增额、各项污染事故赔款额等)占21%。增长最为迅速的是SO排污费，19982 年已达到排污缴费总额的72%。详情见表7。 年污染 烟尘超标准噪声超标 132 项 目 缴费总额 废水排污废渣排污排污费 排污费 SO排污费 2 费 费 1994年 17273 4309 545 2620 112 3972 1995年 19226 4982 2301 2879 110 4777 1996年 21045 5757 404 2373 145 5938 1997年 28386 6793 250 2433 249 12905 1998年 53557 7387 1742 179 38654 全国累计 139483 29228 1431 12047 795 66246 占缴费总 额的比重 100% 21% 1% 9% 1% 47% (6)排污费收入分配。目前的制度是排污费收入一律归排污费缴纳者所 在地政府。因此，绝大部分排污费收入归市(地)、县一级财政，一小部分归 省级财政，中央财政未在此项收费中取得任何收入。 (7)排污费的使用。根据国务院和财政部的有关文件规定，排污费须“专 款专用”，主要用于两上方面：80%用于重点污染源的治理；20%用于环保部门 的业务活动补助。重点污染源的治理资金的使用，按规定由环保部门制定资 金使用计划，由财政部门审批，由建设银行监督。考虑到很多企业存在着筹 资困难的情况，最初曾对治染企业采取无偿资助的方式，1988年后有些地区 改为资金有偿使用方式。至于实际上有多少资金用到了重点污染源的治理上， 目前尚无准确的统计数字，据有关管理人员估计，可能达到排污费总额的60%左右。 主要表现为： (1)增值税实际税负明显高于其他产业。如前所述，我国现在实行的是 “生产型”增值税，投资性支出不能做进项税抵扣。而电力工业是资本密集 型产业，固定资产占总资产的比重高达72%，比全部工业企业该项指标的平 均值（为51%）高出20个百分点，从而在投资性支出的重复纳税上，电力企 业高出工业平均水平40%多。 (2)进项税抵扣率低。一是购进原、材料进项税率大大低于销项税率， 如煤炭企业的增值税率为13%，运输行业的增值税率为7%。二是应扣未扣， 如铁路部门收取的20多项运杂费(已接近主体运价水平)，由于税法未做明确 133 规定，有些地方税务部门不予进项税抵扣。 (3)超额纳税。现行的“权责发生制”纳税方式，是无论电费能否收回， 都要计算销项税额并按期缴税。而目前用户欠交电费问题非常严重，2000年 全国已欠交电费达300亿元。许多用户实际上已经资不抵债，电费回收无望。 电力企业相应多缴增值税额之巨大可想而知。 电力工业整体税负偏重的影响，在完全的价格管制体制下，导致电价偏 高，进而抑制电力需求，使能源结构不能合理配置。而在市场化的体制下， 则还由于不合理地加重电力工业的成本支出而降低电力工业的投资价值，进 而对保持合理的电力供给产生不利的影响。 表现在以下两个方面： (1)水电、风电增值税实征税率大大高于火电。目前虽然大中型水电、 风电及火电的增值税率都是17%，但纳税额占销售收入的比重却大不相同。 火电的该项指标一般在10%左右，水电一般在14%左右，而风电高达16。8%。 原因就在于水电、风电的投资成本大大高于火电。按单位发电容量造价计算， 水电、风电一般比火电高50%左右。按折旧占总发电成本的比重计算，水电 约占50%，风电约占60%，火电约占20%，水电和风电分别比火电高30和40 个百分点。由于投资性支出不能做进项抵扣，水电、风电与火电相比，增值 税的实际税负超码高出4个百分点以上，即比火电多缴40～70%的增值税。 (2)水电隐性税负沉重。与火电相比，水电不仅增值税负过高，而且隐 性税负沉重。我们知道，水电工程除发电外，大多还兼有防洪、航运、旅游、 水产养殖等其他功能，如有些水利工程项目，防洪库容占到20%以上。为此， 工程从建设到运营，都必须有相应的成本支出。虽然这些支出均会带来相应 的收益，特别是防洪，收益远远大于支出，但这些收益并不为水电企业所有， 而是表现为社会效益。所以发电以外的功能所引起的成本支出，理应由社会 承担。但我国到目前为止一直没有明确的成本分摊方法和渠道，使本应由社 会负担的成本完全转化为水电的经营成本，这显然是又向水电加收了一笔隐 性税负。因此，一旦发电侧实行了市场化改革，水电、风电在市场竞争中将 处于非常不利的地位。此外，水电、风电是公认的清洁能源，水电和风电税 负大幅度高于火电，明显是在抑制可再生能源的开发，也与环境保护和可持 续发展这一基本国策不符。 (3)所得税制不合理 134 国有企业按行政隶属关系纳税，强化了地方政府的区域封锁意识，也使 今后的电力企业改制和重组难以推进。目前，国电公司系统的发、售电企业 百分之百为中央企业，由于这些企业的所得税不缴地方财政，因而凡属地方 政府权限所及的领域，其地位或明或暗地都不及地方企业，在安排上网电量、 上网电价和终端销售电价等方面，与地方政府间也有矛盾。这也是为什么电 价管理权大多集中于中央的重要原因。如果实行了市场化改革，中央发电企 业与地方发电企业间的竞争环境及终端售销电价的安排上，将会出现更为复 杂的局面，从而使改革方案难以操作。 (1)基金项目仍然过多。近几年经过不断地治理整顿，在电费之上乱加 基金的问题已基本解决，但从本报告第一部分所述中仍可看出，绝大部分用 户还须缴两种以上基金，山西省的用户要缴四种基金。 (2)有些基金的立项依据值得商榷。如山西的引黄工程水资源补偿费，首 先应考虑在水消费环节征收，在电价上加收未免“文不对题”。此外，现在国 内的资本市场已经较10年前大幅度开放，国内资金供给也比较丰裕，继续大 规模征收用于常规电源建设的基金是否必要，值得考虑。 SO 是形成酸雨的主要原因，而燃煤电站的SO排放约占我国SO排放总222 量的40%，控制电站的SO排放量，无疑是改善大气环境的重点。然而据调查，2 目前我国只有少数几家电厂安装了脱硫装置，有的既使安装了脱硫设置，也 迟迟未能投入运营。究其原因，就是每公斤0.2元的SO排污费征收标准太2 低。目前，一般的煤电企业SO排污费支出只占企业销售收入的0.4%左右，2 单位成本增支只有0.001元多一点。而安装脱硫设备将增加20%左右的投资成本，再加上运营费用，单位成本增支可达0.03元左右。两相对比，很显然，安装并运营脱硫装置得不偿失。 一是用于重点污染源的资金比例未能达到国务院和财政部规定的80%的 目标。在一些市、县，特别是贫困地区，资金被用于环保部门自身的开支的 比例就更大一些。 二是资金使用过于分散。如前所述，目前的排污费绝大部分都进入了排 污缴费者所在的市（地）、县（区）级财政，而SO 、水污染的影响大多是跨2 135 地区的，所以，无论是从协调机制还是治理的积极性上看，都很难集中资金 真正用于重点污染源的治理。 种 类 存在的主要问题 对经济效率的影响 增值税 投资支出不能做进项抵扣 不利于电力工业的投资评价， 不利于水电、风电等可再生能源的发展 所得税 隶属纳税制 不利于按市场需求配置发电资源 水利工程投资防洪等用于公共利益的投形成了水电的隐形税负， 分摊 资支出都由发电承担 不利于水电的发展 基 金 部分项目依据不足 不适当地提高了终端电价， 基金种类仍然过多 不利于形成合理的能源需求结构 不能促进燃煤电厂采取必要的防治措施，也不 SO收费标准太低 利于对可再生能源投资做正确的评价 2 排污费 资金使用效果不理想 不能达到预计的环保目标， 也加大了排污费收取的难度。 法制不健全 政令不易贯彻，资金收缴不足 前述电力企业总体税负偏高以及水电、风电实际增值税率高于火电等问 题的根本原因，是因为投资性支出不能做进项税抵扣，重复纳税的负担差别 悬殊，因此，问题的根本解决，是变“生产型”增值税为“消费型”增值税。 除生活必需品、报刊、书藉等涉及社会福利政策的少数行业外，其他产业应 实行统一的增值税率。为了不减少财政收入，届时增值税率可以适当上调。 增值税的计税方法由扣减法改为加法。即不再以企业的销售收入为税基， 而以当期企业支付的工资、薪金、利息、租金加上预期利润为基础。为此， 可将纳税人的损益表和纳税申报表衔接起来，只要纳税人在纳税申报表上填 列经过相应调整后的损益表项目，就可计算出当期应纳增税额。 考虑到改“生产型”增值税为“消费型”增值税涉及面广、配套措施多， 136 必须做慎密的设计和大量的协调工作，全面推行尚需时日，在电力工业上单 独实行难度也较大，为解电力工业体制改革及减少资源浪费的“燃眉之急”， 在不影响其他产业税制的基础上，可暂施一些“权宜之计”。 最好的办法，是允许水电、风电企业对固定资产折旧及其他高值备品、 备件做进项税抵扣。 次之，也可考虑将税率下调。如前所述，水电的增值税的实际税负约比 火电高4个百分点以上，因此，为与火电公平税负，进而有利于扩大水电资 源的开发规模，可将水电的增值税率下调一档，既下调至13%。风电与水电 相比，原、材料采购比重更小，从而实际的增值税负更高，为了体现国家对 环保型及可接生能源的鼓励，其增值税率起码应与“小水电”持平，即下调 到6%。 为促进全国统一市场的形成，削减“地方保护主义”的动力，所有产业 的国有企业所得税都应改按行政隶属关系缴纳为中央与地方共享。国有企业 作为纳税主体，不再按行政隶属关系划分，所得税可统一由国税机关征收， 收入按比例在中央财政与地方财政间分配。就电力工业而言，在这种税制下， 由于无论企业的产权归准，所获利润都要按同一比例在当地纳税，各省、市 电力发展战略的制定和实施中，地方财政收入的因素影响肯定会减少，电价 水平的因素影响会加大，从而有助于实现电力资源在更加广阔的市场空间优 化配置。此外，所得税由中央与地方共享，也可使未来的电力企业重组较少 受到行政隶属关系的影响，地区间及中央与地方间的电力资产整合会更为顺 利。 但是，企业所得税制的上述改革，将引起中央与方收入分配关系的重大 变化。广东、海南、内蒙古、西藏的省级电力公司为地方企业，所得税由中 央与地方共享后，这些地区肯定要减少财政收入。除以上四省(区)外，其他 地区的省级电力公司均为中央企业，总体上看，资产总量应是中央企业占多 数。但中央企业一般盈利水平较低，因而仅从资产比重上看，尚难得出所得 税共享后哪一方受损或多收的判断。基于影响中央与地方收入分配关系因素 如此复杂，建议电力工业所得税制改革要坚持两条原则：一是不要使用中央 与地方的收入分配关系发生重大的改变。如果改革确实引起地方政府明显减 支，中央财政应核定基数如数返还。二是要把电力工业的所得税改革尽量纳 入所得税制的整体改革之中。因为在绝大多数省(区)，除电力企业外，其他 产业如电讯、石油等也还有中央企业，只有与这些中央企业的所得税共享结 137 果统一考虑，才会真正算清双方利益分配关系的实际变化，也才会制定出一 个真正公平的返还基数。 首先必须对有综合效能的水利工程进行成本分摊。即是说，水电承担的 成本应只限于水力发电的直接支出及总成本中用于发电功能的那一部分。 具体的分摊方法，国内外都有一些研究成果。从我国的实际情况看，库 容法比较合理且易于操作，而且在供水工程中也已实行，因而可以作为初期 的一种选择。 防洪等社会功能导致的成本支出应由社会承担。具体的承担方法有两种： 一是向直接受益者收取有关的税、费；二是由政府给予水电经营企业税收减、 免。考虑到向直接受益者收取税、费操作较为复杂，近期内可行性较差，因 而可先采取税收减、免的方式。具体的减、免税额，可依各水电工程的防洪 等非发电功能所需投资及实际运行所必需的变动成本支出额单独核定。 从长远考虑，我国电力消费还将会有成倍的增长，而现在以煤炭为主的 燃料结构对环境的污染和破坏十分严重，必须发展清洁、可再生能源。例如， 风力发电无环境污染，不消耗煤炭、石油等不可再生的矿产资源，而这些不 可再生资源的远期价值无疑会比现在大幅提高，所以可再生能源发电项目的 社会效益非常可观。但环境效益及不可再生资源的远期升值不可能为当前以 私人利益为导向的市场所认可，所以必须由政府做出正确的价值评估并予以 购买。这就需要对风力发电等可再生能源发电技术的发展和推广给予政策的 支持。 首先可考虑给予税收支持。据测算，如果以每千瓦容量造价6000～7000元为基础，再综合考虑管理等方面改善的因素，目前风力发电的单位成本可 达每千瓦时0.60元左右。如果允许投资成本做进项税抵扣，成本可降低到 0.5元多一点儿。如果进一步免缴所得税，则成本可进一步降到0.40元左右。从而大大降低对上网电价的压力，进而减少并网的阻力。 其次，可考虑在终端售电价格内加收适度的基金以用于政府对可再生能 源发电的财政补贴。从风电等可再生能源项目的特点看，最有效率的财政补 贴方式可能是按企业的售电量实行定额补贴。即补贴总额=每千瓦时补贴额×售电量。补贴资金的来源，可通过在终端用户电价中加收相应的基金来解决。 目前我国年售电量已超过1万亿千瓦时，如果每千瓦时加收0.005元 ，每年 138 就可筹资50多亿元，用于支持现行的可再生能源发展计划绰绰有余。由于我 国的电价结构须做大幅度的调整，高电压、高负荷率的大用户的电价在调整 中会下降，因而每千瓦时加收0.005元的基金将不会增加这类用电大户的成 本支出。而低电压、低负荷率的小用户电价在调整中会大幅度上升，0.005 元的基金在总提价额中所占比重极小，对一般居民消费者而言，甚至可以达 到忽略不计的程度，因而也不会产生很大的影响。可见，资金的筹集并不存 在重大的障碍。至于该基金如何立项、标准如何确定与调整、如何征收、资 金如何使用等，需另文研究，这里就不再详述。 首先应逐步取消用于常规电源项目的建设基金。我国目前电力工业的供 求关系已有了质的变化，另外，如前所述，投、融资体制改革和资本市场的 发展，也使电力企业基本上不存在筹资的困难。因此，常规电源项目所需资 金完全可以通过发行企业债券或股票等方式筹集，甚至三峡工程也不见得必 须仍以三峡基金为主要资金来源，以便为那些必须设立的基金腾出更多的价 格空间。 其次是要尽量减少基金的种类。基金种类过多，容易造成电价体系混乱、 管理成本高，应逐步将必须征收的基金归到一起，统一名称。至于资金的分 配，可以定额、也可以按比例分别进入相应的帐户。如有新的用途而须加收， 可提高基金的征收标准，尽量避免另立名目。 要根本解决我国SO 污染及酸雨问题，SO排污费征收标准，应定在明显22 高于企业达到政府总量控制目标所必要的成本支出水平之上。这样算来，SO2 排污费征收标准，最高的须提高10多倍，即达到每公斤2元以上。作为配套政策，如果企业采取了必要的防治措施如安装了脱硫装置并投入运营，相应 的成本支出应允许企业通过正常的渠道予以收回。 我国幅员广阔，各地区间气候、人口密度及名胜古迹的分布等均有很大 不同，从而SO排污的危害程度也有很大差别，相应的SO排污控制目标也不22 完全一致。因此，SO排污费不应实行全国统一的标准。例如人口密度高的华2 东地区、空气湿润且酸雨严重的西南地区，应按较高的标准征收。而内蒙、 新疆及部分北方沿海人口密度低且气候干燥地区，SO排污费的征收标准就可2 适当降低，以促进电源结构的合理布局。 139 这种监督包括内、外部两个方面： 内部监督是指排污费征收部门要依法运作，建立规范化的工作程序和严 密的内控机制，重点预防和纠正具体执收人员的违规操作。 外部监督主要是建立环保部门就环保执法情况向“人大”、“政协”及 社会公众定期报告并接受质询的制度，重点是预防执法部门领导的违规行为 及部门与企业的“权、钱”交易。从而使包括排污费征收在内的环保执法工 作建立在广泛的社会监督基础之上。 一是加快推行“污染治理补助金”有偿使用制度。须知征收排污费是社 会向污染者索取补偿和进行惩罚，而非代其募捐或积攒资金。因此，“治污补 助金”不能无偿使用。其“补助”的性质，可通过较低的利息水平来体现。 二是实行排污费收入在各级政府间的“分成”制度。如前所述，SO 和水2 污染的影响是跨地区的，排污费收入完全归污染源所在地政府财政，不仅导 致资金过于分散，难以真正用于重点污染源的治理，而且由于污染源所在地 不一定就是SO或污水的主要受害者，因而当地政府也不一定有治理污染的2 积极性。因此，对于跨省污染的排污单位缴纳的排污费，应在中央财政和污 染源所在地地方财政间分成。对省内跨市(地)、县污染的排污单位缴纳的排 污费，应在省财政和排污单位所在市(地)、县财政间分成。具体的“分成” 比例，应视污染源对本地和他地危害程度的差别而定。 140 项 目 建议内容 预期效果 改“生产型”为“消费型” *合理评价电力投资价值 *实现可再生能源与火电间的 近期先允许水电和风电对固定资产 增值税 “公平税负” 折旧做进项税抵扣，或将税率分别 形成合理的电力需求结构和供 调低至13%和6% 给结构 *促进电力资源在更广阔的空间 税 所得税 优化配置 变“隶属纳税制”为共享税 *减少电力部门重组的行政阻力， 为电力工业体制改革创造条件 具有防洪等社会功能的水电项目按 相应的成本分摊比例减免 *取消水电的隐性税负 风电等经济性前景看好的可再生能 税收减免 *推动可再生能源的利用和发展 源项目按电价控制目标相应减免 对风电等经济性前景看好的可再 实现可持续发展 生能源项目予以定额财政补贴 合理确定立项依据并继续清理、整*规范基金收取，为可再生能源发 基 金 顿 展等必设基金腾出价格空间 *落实扶持可再生能源所需 资金来源 征收可再生能源发展基金 费 大幅提高SO 排污费标准 *促进SO2的防治 2 排污费 *提高执法效率 加强对排污费征收过程的监督 “治污补助金有偿使用”，排污费收 *提高资金使用效率 入在各级财政间“分成” 141 本文在回顾可再生能源发展现状、分析发展所面临的主要障碍基础上， 对克服障碍所需要的、新型的可再生能源激励政策进行了研究和探索。新的 激励政策研究是建立在总结和分析国内外现有激励政策的经验与教训基础之 上，提出了一种以可再生能源配额制政策为主、以其他经济激励政策为辅的 政策框架。主要的研究结果表明：中国现阶段的可再生能源发展需要用新激 励政策促进市场竞争机制的形成；具有法律性的政策是最基本和有效的可再 生能源政策；绿色证书交易系统为降低可再生能源发电成本创造了竞争的运 行机制；谁消费谁负担原则是解决可再生能源发电价格问题的措施。在可再 生能源激励政策的制定过程中要注重宏观政策与微观政策之间的结合，系统 地设计RE政策框架，明确各项政策的优劣势和互补性，从而为我国可再生能 源发展形成一套较完整的政策体系和科学的运行机制。 可再生能源主要指水能、太阳能、风能、生物质能和地热能等能源。中 国具有丰富的新能源与可再生能源资源，它们大多数属于低碳或非碳能源， 既不存在资源枯竭问题，又不会对环境构成损害，是实施可持续发展战略不 可缺少的重要组成部分。与此同时，可再生能源经过多年的发展，已经逐步 开始在世界能源供应的战略结构中占据不可或缺的地位，越来越受到各国政 府和工业界的重视。1998年公布的欧盟能源战略白皮书宣布，到2050年， 新能源与可再生能源在欧盟成员国能源供应结构中将达到50%；美国和日本也宣布，下一个世纪能源的增长主要考虑清洁的和可再生的能源；部分发展 中国家，如印度、印度尼西亚、巴西等，也把新能源与可再生能源发展作为 本国能源战略的重要组成部分，制定了一系列鼓励新能源与可再生能源发展 的激励政策，大力促进新能源和可再生能源的发展。 开发利用新能源与可再生能源对中国来说有特殊和现实的意义。中国仍 有8亿多人生活在农村，每年要消耗6亿多吨标准煤的能量，其中约有一半 需靠可再生能源来提供；迄今尚有4500多万人没有电力供应；4000多万人 生活在贫困线以下，2亿多人面临沙漠化的威胁。因而，因地制宜地开发利 用太阳能、风能和生物质能等能源，是这些地区脱贫致富、提高生活水平和 142 改善生态环境的最现实的选择之一。中国政府一直关心、重视可再生能源的 开发利用，尤其是“八五”以来，政府又把它作为一项重要的战略措施列入 “中国21世纪议程”和中国国民经济发展的“九五计划和远景目标纲要”。 1995年国务院批准了国家有关部门提出的“关于新能源和可再生能源发展报 告”和“1996－2010年新能源和可再生能源发展纲要”。这些措施无疑有力 地推动着N&RE事业的发展。但是，我国新能源与可再生能源开发利用还跟不 上国民经济发展的需要，技术开发水平同国际水平仍有较大差距。特别是在 当前，为了满足国民经济建设重点的转移和西部大开发与城市化建设等战略 的需要，以及缓解与适应全球气候变化的需要，新能源与可再生能源技术必 须有更快更大的发展。 目前，中国传统的经济体制正经历着深刻的变革，新的市场经济体制正 在确定和扩大。与此同时，我国电力体制改革也在紧锣密鼓地进行，在这种 条件下，新能源与可再生能源产业应如何适应新形势的要求，为我国的电力 工业的可持续发展做出更大的贡献，是一个急待研究解决的重要问题。 建国以来，尤其是“八五”以来，我国可再生能源的开发和利用取得了 一定的发展。到1998年底，各种可再生能源现代技术所提供的能源量已达 2910万吨标准煤，约占同年全国常规能源消费量的1.8％，超过了天然气在常规能源系统中的比重。从总能量的观点看，新能源与可再生能源每年提供 的能源量已接近石油， 达到2.72亿吨标准煤，占全国一次能源消费量的 16.40%, 成为现实能源系统中一个重要的组成部分。随着能源科学技术的进 步与发展，我国新能源与可再生能源产业也逐步发展，并形成了一定的规模。 见表1-1。 到1998年底，各种可再生能源现代技术所提供的发电量已达657.48亿 千瓦时，约占同年全国总发电量的5.8％，见表1，表2 。据1998年统计， 总量上提供2.72亿吨标准煤，占全国一次能源消费量的16.40%,已接近石油消费量。现代技术提供能源量已达2910万吨标准煤，约占同年能源消费量的 1.8%，超过了天然气在常规能源系统中的比重。可再生能源发电量已达 657.48亿千瓦时，约占同年全国总发电量的5.8％， 143 能源消费量（万tce） 构成（%） 全国合计 165980.90 100.00 常规能源合计 138710.00 83.6 其中：煤炭 97380.00 58.70 石油 29630.00 17.90 天然气 2860.00 1.70 大水电 8840.00 5.30 核能 - - 新能源与可再生能源 27270.90 16.40 其中：传统的生物质能利用 24360.65 14.60 高品位的新能源与可再生能源 2910.25 1.8 资料来源: 根据1998年“中国统计年鉴”资料整理。核电210万千瓦，141.01亿千瓦时。发电平均标准煤耗0.375千克/千瓦时（估计值）。 技术或设备类型 应用规模 1、小水电, 2108万KW，653.2亿kWh，0.375kgce/kWh 2、太阳能 太阳能光伏发电 130万KW，2000小时，0.375kgce/kWh 3、风能 并网+非并网运行机组 24.68万KW，4亿kWh，0.375kgce/kWh， 年运行小时 1620 4、地热发电, 350万KW ，5000h，0.375kgce/kWH 5、生物能 沼气发电（含垃圾发电） 12万KW，165.5万kWh,0.375kgce/kWh， 年运行小时1350 稻壳发电 1000 KW，200万kWh，0.375kgce/kWh,年运行小时 2000 蔗渣发电 40万KW，12亿kWh，0.375kgce/kWh 1998年新能源与可再生能源发电装 机容量合计（并网+非并网） 2664.78万KW 占全国总发电量的比例 5.8 % 注：根据水利部提供的数据换算；,根据调查访问数据整理；,引自1998年中国农村能源年鉴。 经过多年的研究、开发与应用，我国新能源与可再生能源技术发展较快， 整体水平大为提高，大体上可概括为以下几点： 技术开发取得进步，部分技术已实现或接近商业化； 144 产业建设逐步走向正轨，并初具规模； 技术经济性逐步得到改善。 技术类别 技术成熟程度和发展阶段 研究开发 试点示范 早期商业应用需要已商业化 技术 技术 政府财政支持的技的技术 术 小水电 ? 大型风电并网机组 ? 生物质发电技术 ? 太阳能光伏户用系统 ? 小型和微型风电机组 ? 地热发电 ? 城镇生活垃圾发电 ? 波力发电 ? 潮汐发电 ? 海洋温差发电 ? 但是，与国际上相比和从商业化的角度来看，我国可再生能源发展速度 并不能令人满意。到目前为止，大多数可再生能源技术仍然处于研究开发和 试点示范阶段，目前已经商业化的技术较为有限。其原因为多方面的，其中 长期投入不够、缺少完整的激励政策，运行机制落后是主要原因。因此研究 制定一系列激励政策，对促进我国可再生能源技术的发展是十分必要的。 根据我国新能源与可再生能源““十五”计划与2010年规划”，我国新能 源与可再生能源发展的指导思想是： 明确和量化可再生能源的发展目标。 在我国“十五”期间应开始引进、讨论并积极准备实施可再生能源电 力市场配额制这个新的激励政策，这将会对我国可再生能源市场产生 巨大的推动，从而进一步促进我国可再生能源产业化、本地化制造。 在“十五”期间，应统一制定新能源与可再生能源的宣传计划，大力 提高各级政府及公众对发展新能源与可再生能源重要性的认识程度。 按照市场化机制引导新能源与可再生能源技术进入市场。新能源与可 145 再生能源的价格应根据市场规则进行调节。 处理好研究开发、试点示范与产业发展的关系。建立新能源与可再生 能源产业，通过研究开发与试点示范，选择技术已经成熟、可靠，并 且初步具有市场竞争价格的技术进入市场，在市场中逐渐发展壮大。 我国可再生能源规划的总目标是：通过强化研究开发和试点示范，使主 要的新能源与可再生能源技术的开发与应用（如大型风力发电技术、光伏发 电技术）接近或赶上世界先进水平。其中一些成熟的实用技术（太阳能热水 器、地热非电利用）要尽快形成产业规模，降低成本，进入市场，扩大应用 规模和范围。逐步改变生物质能传统低效的利用方式。提高新能源与可再生 能源在能源工业中的比重，并为解决边远地区和海岛等无电地区的用电问题 做出贡献。 预测方案包括基础方案和政策驱动方案。基础方案指继续执行现有的新 能源与可再生能源政策的方案；政策驱动方案指实施可再生能源新的激励政 策，如配额制、特许权经营和系统效益收费等政策的方案。详细的可再生能 源发电预测见表4和表5。 基础方案 政策驱动方案（一） 政策驱动方案（二） 类别 1998 2005 2010 2005 2010 2005 2010 全国电力装机 容量（万千瓦） 27728.90 38410.36 47006.15 38410.36 47006.15 38410.36 47006.15 可再生能源装 机容量合计 （万千瓦） 2177.87 2712.69 3338.69 2826.34 3610.17 2950.68 4094.54 占全国装机容 量的比重（%） 7.85 7.06 7.10 7.36 7.68 7.68 8.71 全国电力需求 量（亿千瓦时） 11576.97 15863.48 19272.52 15863.48 19272.52 15863.48 19272.52 可再生能源发 电量合计（亿千 瓦时） 671.27 834.49 1024.10 870.13 1103.60 909.17 1248.95 占全国电力需 求量（%） 5.80 5.26 5.31 5.49 5.73 5.73 6.48 1998年 2005年 2010年 装机容量 发电量 装机容量 发电量 装机容量 发电量 万千瓦 亿千瓦时 万千瓦 亿千瓦时 万千瓦 亿千瓦时 146 全国电力需求总量 27728.90 11576.97 38410.36 15863.48 47006.15 19272.52 可再生能源发电合计 2177.87 671.27 2712.69 834.49 3338.69 1024.10 占全国总量的比重（%） 7.85 5.80 7.06 5.26 7.10 5.31 其中： 小水电发电 2108.17 653.22 2591.54 803.38 3153.01 977.43 占全国总量的比重% 7.60 5.64 6.75 5.06 6.71 5.07 占可再生能源的比重% 96.80 97.31 95.53 96.27 94.44 95.44 光伏发电 1.30 0.26 4.00 0.80 10.00 2.00 占全国总量的比重% 0.00 0.00 0.01 0.01 0.02 0.01 占可再生能源的比重% 0.06 0.04 0.15 0.10 0.30 0.20 风 风力发电 24.68 4.00 70.00 15.40 120.00 26.40 占全国总量的比重% 0.09 0.03 0.18 0.10 0.26 0.14 占可再生能源的比重% 1.13 0.60 2.58 1.85 3.59 2.58 地热发电 3.50 1.75 4.00 2.00 8.00 4.00 占全国总量的比重% 0.01 0.02 0.01 0.01 0.02 0.02 占可再生能源的比重% 0.16 0.26 0.15 0.24 0.24 0.39 生物质发电 40.22 12.04 43.15 12.91 47.68 14.27 占全国总量的比重% 0.15 0.10 0.11 0.08 0.10 0.07 占可再生能源的比重% 1.85 1.79 1.59 1.55 1.43 1.39 #沼气发电 0.12 0.02 0.15 0.03 0.19 0.04 #占可再生能源比重% 0.01 0.00 0.01 0.00 0.01 0.00 #稻壳发电 0.10 0.02 0.11 0.02 0.15 0.03 #占可再生能源比重% 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 #蔗渣发电 40.00 12.00 42.89 12.87 47.35 14.20 #占全国总量比重% 0.14 0.10 0.11 0.08 0.10 0.07 #占可再生能源比重% 1.84 1.79 1.58 1.54 1.42 1.39 新能源与可再生能源技术在商业化的过程中面临着众多的障碍和问题。我 国有丰富的新能源与可再生能源资源以及开发利用的潜在市场，但是当前的发 展速度不能尽如人意。要想实现产业化发展，必须消除和制约发展中的一些障 碍。急待解决的主要障碍表现在以下方面： 开发新能源与可再生能源对可持续发展的重要意义尚未引起全社会的重 视，社会各界对开发新能源与可再生能源的必要性认识不足。公众普遍认为 147 新能源与可再生能源成本太高，近期替代常规能源的潜力有限。各地方政府 对中央积极地、因地制宜地发展新能源与可再生能源的战略方针落实不够。 主要表现为：（1）新能源与可再生能源的发展没有纳入各级政府的议事日程； （2）有部分地区没有编制新能源与可再生能源的长远规划和年度计划，有的 地区虽然编制了长远规划和年度建设计划，但缺少必要支持。 新能源与可再生能源产业是具有环境效益的产业。从国外的经验看，政 府支持是新能源与可再生能源市场发育初期的原动力。不论是发达国家还是 发展中国家，新能源与可再生能源的发展离不开政府的支持，如投融资、税 收、补贴、市场开拓等一系列的优惠政策，这是新能源与可再生能源产业发 展的初始动力。我国新能源与可再生能源推广应用的地区多为边远贫困地区， 社会效益显著，但经济效益不高，更需要国家和各级政府的政策激励和支持。 经济激励政策需要有时效性，在什么时候需要什么样的政策，各种政策 之间的协调与配套需要系统的研究、测算与示范。有的政策在完成了历史使 命后，应有必要的退出机制。 大部分新能源与可再生能源产品的生产厂家生产规模小、过于分散，集 约化程度低，工艺落后，产品质量不稳定，经济效益不高。由于新能源与可 再生能源发电设备的本地化制造比例较低，从而难以降低工程造价和及时提 供备件。 我国各级政府对新能源与可再生能源的投入太少。迄今为止，我国新能 源与可再生能源建设项目还没有规范地纳入各级财政预算和计划，没有为新 能源与可再生能源建设项目建立如常规能源建设项目同等待遇的固定资金渠 道，这成为阻碍其发展的重要因素。限于中国的投融资体制，新能源与可再 生能源项目的投资方式和融资渠道比较单一，业主单位缺少在国际资本市场 上的融资能力，由此造成的资金来源不足限制了新能源与可再生能源的发展， 使中国新能源与可再生能源行业一直达不到经济规模，应有的规模效益得不 到体现，影响了各方面对新能源与可再生能源行业的信心。 由于投入过少，缺乏足够的开发与研究，技术向生产力转化不畅，大量 148 的科研成果长期闲置，无法起到应有的作用。同时，不少关键性设备长期依 靠进口，如大中型风力发电机等，导致发展缓慢，产业化、商品化程度低。 很多以新能源与可再生能源为基础的开发项目具有很好的市场开发潜 力，但由于缺乏信息和资金，使得这些项目没有形成有效的市场。 虽然部分新能源与可再生能源产品已经制定了一些相关标准，但整体讲 缺乏系统的技术规范，尤其是缺乏产品质量国家标准和认证标准及相应的法 规和质量监督体系。 我国政府已出台的指令性政策主要有： (1)1995年的中国电力法。这是我国第一部专论能源的法律。该法律开篇 第一章“总则”中即明确指出：国家鼓励和支持利用可再生能源和清洁能源 发电；第二章“农村电力建设和农业用电”中再次强调国家提倡农村开发水 能资源，建设中小型水电站，促进农村电气化；鼓励和支持农村利用太阳能、 风能、地热能、生物质能和其他能源进行农村电源建设，增加农村电力供应。 (2)经八届全国人大四次会议批准的中国“国民经济和社会发展‘九五’ 计划和2010年远景目标纲要”。该文献已成为我国政府的行动指南，其中确 立了“以电力为中心，以煤炭为基础，加强石油、天然气资源的勘探开发， 积极发展新能源，改善能源结构”的能源发展战略，并在电力发展一节和论 述农村能源时，都强调了因地制宜地发展小水电、风能、太阳能、地热能和 生物质能的必要性。 (3)1998年颁布的“中国节能法”。再次肯定并强调了可再生能源作为节 能减排、改善环境的重要战略作用和地位。 从省市县地方政府来看，目前经省政府或省人大批准实施的关于可再生 能源的法律或法规和条例，有河北、山东等10多个省。这些法规或政策规定，一般都是根据本地区农村能源建设和新能源开发利用存在的问题和实际需要 而提出的，因而这些文件的出台对该地区可再生能源的发展具有很大的推动 作用。 (1)减免关税。这是我国政府对可再生能源最实际的支持之一。近年来， 149 我国为了与国际市场接轨，关税几经调整，到1996年总体关税水平已降低到23％。就可再生能源而言，目前还没有对进口关税给予优惠的明文规定；但 在实际上对风力发电设备和ＰＶ设备都给予了优惠，实际征收的关税税率分 别为：风力发电零部件为3％，风力发电机组为0％，ＰＶ进口税率为12％。 (2)增值税优惠。目前还没有对可再生能源技术产品给予增值税优惠的统 一规定，但其中有二个例外：一是人工沼气的增值税按3％征收（目前增值税的统一税率为17％）；二是水力发电的增值税率为６％。 (3)减免所得税。我国所得税税制经过40多年的发展已基本完善和规范。 目前企业所得税税率平均为33％。由于所得税属于地方税种，所以中央政府 一般不出台相应的政策规定；但一些地方政府，如内蒙古、新疆等省区都制 定了相应的优惠政策，以支持可再生能源的发展。 (4)上网与价格优惠政策。1999年国家计委、科技部经报请国务院批准， 颁布了“关于进一步支持新能源与可再生能源发展有关问题的通知”（1994 年，原电力部出台了“并网风力发电的管理规定”。），强调指出：新能源与可 再生能源发电项目可由银行优先安排基建货款；贷款以国家开发银行为主， 同时鼓励商业银行积极参与；其中由国家审批的建设规模达3000KW以上的大中型新能源与可再生能源发电项目，国家计委将协助业主落实银行贷款；对 于银行安排的基建贷款发电项目给予2%的财政贴息，中央项目由财政部贴 息，地方项目由地方财政贴息，重申了原电力部并网风力发电管理规定的要 求，明确要求电网允许可再生能源发电企业就近上网，并收购其全部电量； 上网的电价，按发电成本加还本付息和合理利润的原则确定；并规定高于电 网平均电价的部分采取分摊方式由全网共同承担，并将其适用范围扩大到整 个新能源与可再生能源发电项目，其中采用本地化制造设备的项目给予5%的 投资利润率的优惠。 (5)贴息贷款。我国政府从1987年起设立了农村能源专项贴息贷款，主 要用于大中型沼气工程、太阳能热利用和风力发电技术的推广应用。1996年 该额度上 升为1.2-1.3亿元人民币。中央财政对这一贷款进行贴息补助，即 按商业银行利率50％补贴企业。此外，中国政府在小水电建设方面也有一定 数量的低息贷款。 (6)补贴政策。在可再生能源方面，中央政府的补贴主要用在研究开发和 试点示范上。地方政府的补贴除一部分用于支持可再生能源的科学研究外， 主要用于太阳能和风能发电技术的推广和应用。 150 中央政府对可再生能源研究开发政策主要体现在两个方面：一方面资助 可再生能源的研究和开发，给予了大量的补贴；另一方面支持可再生能源的 发展计划，制定并实施了一批较大型的发展计划。 在研究开发方面，中央政府的补贴主要有以下几种形式： 一是为各级可再生能源科学研究机构提供行政事业费和全部或部分科研 工作经费。 二是为重点科技攻关项目和培训提供支持。据不完全统计，仅用于“九 五”期间国家级科技攻关的总费用即可超过1.0亿人民币。 三是项目补贴。如“八五”期间，中央政府在西藏投资700万元人民币，新建了４座ＰＶ电站，总容量达85ＫＷ等。 在可再生能源市场开拓方面，我国仅有一些实践。如在风电场的开发中 和某些科技攻关课题立项中曾试行过招标、公平竞争的办法等。 国内外的许多权威人士预测，在本世纪，随着能源资源开发的继续，可 再生能源将会越来越显示出其重要作用。世界上的许多发达国家和发展中国 家正在制定并实施相关政策以支持可再生能源开发的加速进行。这些国家通 过一系列法律手段以确保可再生能源计划和目标的实现。具体方法是发展可 再生能源产业，特别是在电力行业实施更多的可再生能源项目。 为了进一步促进可再生能源的发展，中国政府正在从立法、政策和机制 等方面做出努力，以便切实加强对可再生能源发展的支持。同世界银行等国 际机构一起，分析建立可再生能源配额制的可行性，利用国债资金推动风力 发电，借助特许权的经验促进风力发电等。 RPS的正式概念最初是由美国风能协会在加利福尼亚公共设施委员会的 电力结构重组项目中提出来的。RPS要求所有的电力供应方满足可再生能源 发电量在总发电量中达到一定比例。目前，RPS以各种形式被引进到了10个进行市场电力结构重组的州。每一个RPS的目标都不尽相同。RPS普遍得到了可再生能源工业和公众的支持。1998年由克林顿政府提出的综合电力竞争 151 条例将制定一个国家通用的RPS，要求到2010年7．5％的电力由可再生能源资源供应。根据EIA的分析，到2010年实施了RPS可使碳的排放量减少1900万吨左右，比没有实施RPS政策的基础方案减少CO2排放1．1％。为提高RPS、政策的灵活性和效率，条例设立了可进行交易和存入银行的可再生能源信用 证，以备将来使用，信用证的价值将被定为1．5美分／kWh。 为了避免贸易扭曲和有利于可再生能源发电的公平竞争，欧盟各国拟在 可再生能源的开发上实行协调统一的政策。欧盟委员会正在起草一个有关建 立可再生能源发电统一配额的提案，并已经提议设立一个共同体内部的绿色 证书系统来鼓励欧盟的绿色电力市场的发展。1997年11月，欧盟发布了白皮书法令，法令为欧盟可再生能源生产设定的任务是，到2010年至少达到12％。 从1990年开始，英国实行 “非化石燃料公约”(NFF0)的计划与RPS很相似，为可再生能源提供了一个担保的市场。1999年3月，贸易和工业部部长发布了一个可再生能源发展草案，再次确认了对于发展可再生能源产业和 增加研究和发展经费的承诺。政府正准备尽快实行一个由可再生能源资源提 供10％的电力目标，即正式的RPS政策正在制定之中，将在2000年出台。 1998年，荷兰政府颁布了一项新的电力法令，为电力的生产、运输和供 应制定了一系列的标准。荷兰政府与电力协会协商，为绿色电力的开发制定 了自愿配额政策，这一配额通过可交易的绿色能源证书系统来实施。法令将 引进绿色证书计划，这一计划规定用户有购买最低限量的绿色电力的义务。 到2000年总电量消费的3％约1700千MWh来自可再生能源。根据计划，每 向电网中输入10千MWh的可再生能源电量，厂商就会获得一份“绿色证书”。 达不到要求的公司每kWh要付5分荷兰盾的罚金。“绿色证书”的市场价格为 0．03。0．05荷兰盾／kWh。 丹麦能源行动计划-“21世纪的能源”的目标是：在1988年的水平上，到2005年全国C02排放量减少20％，到2030年减少50％。为了实现这一雄心勃勃的目标，将采取两个措施：第一是实现实质性的能源节约和能源效率 的提高。第二是将大大增加可再生能源的利用。在1999年3月，丹麦政府正式制定并通过了包括可再生能源发电的目标的电力改革方案。电力改革方案 152 规定绿色电力的份额必须从现在的10％增至2003的20％。到2003年底，所有的消费者必须确保电力消费中至少有20％是来自可再生能源。绿色证书系 统也将被逐步引进。在最新出台的丹麦电力公司供应法令中要求，电力公司 必须一固定的价格向小规模的热电厂或可再生能源厂商购电。 1999年澳大利亚联邦政府宣布了支持国家可再生能源发展目标。到2010年可再生能源供应在目前的水平基础上增加2％。这一目标使澳大利亚的可 再生能源发电量到2010年将增加到25500GWh，相当于全国总发电量的12％。该政策将在全国范围内实施，所有各州和地区的电力零售商和批发商都应按 适当的比例执行这个措施。措施将通过联邦立法进行加强，并计划于2000年开始正式实施。合格的可再生能源厂商每生产1小时兆瓦的电量就能得到 1个RECs。在措施实施期间，对于不达标行为的处罚为$40／MWh，由此为RECs的价格创造了间接限价。如果在以后的三个年度内弥补了赤字，罚金可以被 退回。 通过对可再生能源政策国际经验的总结和国内政策的分析，我们提供以 下建议，供研究和制定新的可再生能源政策时参考。 国内外的经验证明，制定一定的法律、法规或条例，从法律上保证可再 生能源的发展，是十分必要而有效的。国外许多可再生能源发展迅速的国家 通过各种立法方式对可再生能源的发展进行法律性保护。如美国在“公用事 业管制政策法”和“能源政策法”中；欧盟在白皮书法令中；英国在“非化 石燃料公约”中；荷兰在新的电力法令中；丹麦在电力公司供应法令中；澳 大利亚在联邦立法中都将可再生能源的量化发展目标以及相应的激励政策写 入其中，以便在法律的约束和保护下促进可再生能源的发展。 我国对可再生能源的管理主要是靠行政手段，尽管对法规、规章、制度 的制定也十分重视，但真正能够上升为国家法律法规的很少，多数属于部门 规章或行政规范性文件，许多重要的规章不够规范化、法律化。 通过对可再生能源政策的国际经验总结我们认为，在促进可再生能源发 展的诸多可选择的手段当中，采用强制的法律性政策是最基本的和最为有效 的途径。这是我国在制定新的RE发展政策中特别要重视和加以改进的。可再 153 生能源配额政策是一个很好的具有法律效应的政策，它在国外的应用已经有 许多成功的先例可以证明。美国和欧洲各国通过立法，确立可再生能源在能 源系统中的重要地位，激励可再生能源的合理开发和利用，发挥可再生能源 对改善生态环境和减排温室气体的重要作用，这些政策和经验非常值得我们 借鉴。 美国的RE政策特点是，既有宏观性的论述，又有与之结合的具体政策规 定。如与美国的“能源政策法”相配套的有“系统效益收费制”和“可再生 能源设备通行权”等地方政策和规定，就是很好的例子。它使RE政策看起来 明确具体、界限清楚、要求严格。与此相比，我国的RE政策有些是只偏重宏 观性和重要性的论述，缺乏与之相配合的实施细则；有些是只注重解决局部 地区或临时问题的特别政策，缺乏持续性、系统性和规范性的指导思想。因 此，我国在制定新的RE政策中，要在对现有的各项政策进行分析比较和综合评价基础上，系统地设计RE政策框架，明确各项政策的优势和劣势，注重宏观政策与微观政策之间的结合，从而为可再生能源发展形成一套较完整的政 策体系和科学的运行机制。 一种行之有效的鼓励RE的政策是补贴政策。一般而言，补贴有三种形式：一是对投资者补贴，二是对产出补贴，三是对消费者补贴。我国广泛采用的 是对消费者补贴的刺激措施。美国、德国和印度等国家也采取补贴的鼓励措 施。但实践证明，补贴政策具有很大的不确定性，因为仅仅靠补贴是难以形 成足够大的消费市场的，这需要大量的资金投入。但是在现阶段，补贴政策 毕竟是我国的一项行之有效的措施需要继续实施。通过国外经验总结，我国 的补贴政策应在解决资金来源和补贴策略等问题上加以改进。对于资金来源 问题，要改变依赖政府财政支付的现状，根据美国和西欧的经验，采取“系 统效益收费”和“征收化石燃料税”等政策和措施应该得到研究和探讨；对 于补贴策略问题，即应给谁予以补贴和以什么样的运行机制进行补贴是一个 值得研究的问题。实践证明，直接对用户补贴，达不到政策的预期目标；而 选择给投资者补贴，并采取公开招标，公平竞争的机制，则可能取得既扩大 生产规模，又能降低成本的双重目的。 154 在实际应用中有两种不同的税收政策，一种是税率优惠政策，如减免关 税、减免形成固定资产税、减免增值税和所得税等。实践证明，税率优惠政 策对鼓励企业提高生产效率，降低成本没有直接的作用。这就是为什么有些 可再生能源技术和产业，一旦这种优惠政策取消，企业便生存不下去的原因 所在。另一种税收政策为强制性税收政策。如对城市垃圾和畜禽场排放的污 水等物质，实行污染者付费的原则等即属此类。各国的实践证明，这类政策， 尤其是高标准、高强度的收费政策，不仅能起到鼓励开发利用这类资源的作 用，还能促进企业采用先进技术，提高技术水平的作用。因而，在近阶段的 RE政策中，强制性税收政策是一种不可或缺的措施。它可以作为配额政策的 辅助政策，为量化的配额目标的实现起到很好的经济激励作用。 价格优惠是对RE发展的一项有效的激励措施，世界上许多国家都采取了 对可再生能源价格实行优惠的政策。如规定公用电力公司必须以可避免成本 收购可再生能源电量和按净用电量收费等办法都是电价优惠的措施。我国对 风力发电上网电价制定了较优惠的政策。价格优惠政策的关键问题在于解决 可再生能源电价与常规电价的差价由谁负担的问题。国外的经验是，通过引 入绿色证书交易市场，使可再生能源发电成本在竞争的环境中降低；在此基 础上实行谁消费谁负担原则，将差价由电力消费者分摊。现阶段，由于可再 生能源发电产业规模小，需分摊的资金需求量也小，因此，这种做法在我国 是一种现实可行的办法。 对以上中外RE政策措施的分析表明，在这些政策中，对扩大可再生能源 技术市场的政策较多，主要有配额制、非化石燃料公约（NFFO）、系统效益收 费、优惠上网电价、对消费者进行补贴以及建立灵活的融资机制和建立公平 的项目评价方法等政策和措施；而对提高效率、降低成本的政策不多，只有 配额制+竞争机制、NFF和本地化(R＆D)政策具有直接的重大作用；而对上述两项目标同时具有综合影响和作用的则更少，只有配额制+竞争机制和NFF。 因此，为制定出适合我国国情的可持续发展的RE激励政策，我们迫切需要研究和吸收国际上应用效果好的RE政策。 155 究 可再生能源发电配额政策（RPS）在我国是一项新的政策。这是国际上一些可再生能源开发利用较好的国家政府，为了鼓励可再生能源发电能够在不 同地区均衡、健康地发展而做出的一个强制性的、具有法律效力的规定。它 要求可再生能源发电在总能源发电中占一定比例。为达到这一比例，可以通 过直接利用当地可再生能源发电实现，也可以通过绿色证书交易形式，从其 他地区购买可再生能源发电量实现。可再生能源发电配额政策之所以在国际 上越来越普及，其原因主要是该方式灵活并且比传统的补贴方式更具市场基 础。 在一个竞争的市场里，RPS是一个以市场为基础的、公正的和在管理上简单易行的政策。RPS不需要政府进行大量的资金筹集和管理工作。政府的作 用通常表现在监察达标情况并对未达标者给予处罚。绿色证书的交易市场为 可再生能源发电企业间的竞争提供了便利条件，对可再生能源发电技术的国 产化、本地化有积极的市场激励作用。与其他政策不同之处在于RPS能够使 可再生能源发电量达到一个有保障的最低水平，从而能够取得与其相关的社 会和环境效益。 我国可再生能源在商业化进程中面临着很多障碍和问题，在很大程度上 影响了可再生能源的发展。其中没有建立完善的市场竞争机制与系统的经济 激励政策是制约可再生能源发展所面临的主要障碍之一。目前与可再生能源 相关的法律法规很不健全，现有的可再生能源政策仅限于经济激励政策和研 156 究开发政策，在开拓市场竞争机制方面的政策一直处于空白状态。虽然在市 场开发方面也有一些实践，如在风电场的开发中和某些科技攻关课题的立项 中曾试行过招标和公平竞争的方法，但是从可再生能源商业化发展的需要来 说，特别是在运行机制的探索上，这些是远远不够的。越来越多的实践证明， 在阻碍RE技术发展的众多因素中，运行机制是一个比技术问题和经济成本问 题更难解决的问题。从技术上来说，目前RE所遇到的各种技术障碍几乎都可以利用现有科学技术而加以解决，经济成本问题也将随着运行机制的改善而 得到改善。而机制问题由于涉及国家政治体制、经济体制等更加广泛而复杂 的因素而难以解决。因此，开拓RE市场机制需要从现在开始用新型的激励政策驱动。这种新型的激励政策应该是具有法律保证的、体现竞争机制的一系 列的政策群体。 目前，我国新能源与可再生能源已发展到了有待于大力推进的关键阶段。 “十五”和“十一五”期间能否形成有实力的可再生能源产业，关键取决于 政府制定的目标和相应的政策和措施。RE激励政策需要时效性，在特定的发展阶段需要与之相适应的激励政策。回顾“九五”阶段RE的发展状况，可再 生能源发展速度缓慢，不尽人意，没有完成“九五”目标。因此，制定新的 可再生能源激励政策，使可再生能源发展目标能够在具有强制性法律法规环 境保证下完成，这是促进可再生能源发展的重要途径，也是在保护环境不受 破坏的情况下开发西部地区，为西部地区提供能源的重要途径。 制定新的可再生能源政策和实施计划，目的是创造一个强大的市场，使 相应的产业得到形成和发展。从国际上看，许多国家目前都在确定雄心勃勃 的目标和计划以提高可再生能源在整个能源供应系统中的比重。其目的不仅 是想取得环境和经济上的利益，更重要的是想使本国在技术提供和专家培养 方面占据有利地位，为形成国际竞争力。如果中国想在发展中国家或亚洲地 区的可再生能源发展占领先位置，则必须尽早制定相应的政策和实施计划， 创造一个强大的RE市场，使可再生能源产业形成和发展。如果目前不采取积 极行动，一旦该地区的其它国家制定了有效的新政策，就会使本国的RE发展 超过中国而控制成长着的RE市场。目前起步还可以使可再生能源的开发与西 部大开发战略目标相统一。可再生能源发电能力形成和运行得越早，则可再 生能源开发所带来的环境和其它效益就越能尽快获得。因此，实施新型的、 鼓励市场竞争形式的激励政策，逐步使RE发展适应市场竞争的环境，这也是 157 建立RE产业和促进其商业化的必要手段。 制定一定的法律、法规或条例，从法律上保证可再生能源的发展，这是 十分必要的。在许多可再生能源发展有成效的国家的事实中已充分地得到证 明。美国所以能在风能、太阳能方面取得世界公认的成就，并在生物质能发 电技术上进入世界的先进行列，一个重要的原因是RE技术的发展很久以来就得到国家法律和政策的保护。如早在878年美国“公用事业管制政策法”中规定：电力公司必须按可避免成本购买热电联产和可再生能源生产的电力。 这一政策为RE发电技术与化石燃料发电技术的公平竞争创造了条件。到1992 年，在“能源政策法”中，进一步对RE的发展提出了要求，即要求到2010 年RE提供的能量应比1988年增加75%；同时规定对RE资源的开发利用给予投资税额减免，并授权能源部资助RE的示范和商业化项目。 与此相比，我国RE政策的特点是，注重政策的宏观性、重要性的论述。 其优点是有较大的灵活性，可以有多种选择。缺点之一是没有量化的目标， 无法衡量政策对RE发展的支持力度；之二是缺乏法律效应，无法保证政策措 施的有效实行；之三是没有与之相配合的实施细则，使政策和要求将很难变 为现实。因此，若实施RPS新政策，将在一定程度上修正以往政策，使政策 富有法律性，更有利地激励RE的发展。 可再生能源发电配额制政策的具体实施方式将采用绿色证书交易形式。 各省可以通过绿色证书交易市场上对证书的买卖，完成可再生能源发电的配 额目标。绿色证书的价格，是按照可再生能源发电价格高出市场电价的部分 来确定的。当然，在计算可再生能源发电价格时，是在综合计算了全国不同 地区和不同技术的可再生能源发电潜力的边际成本后确定的。这意味着无论 是在资源丰富地区，还是在资源不丰富地区；无论采用性能价格比好的技术， 还是不好的技术，都能够通过绿色证书交易市场发挥当地的优势、避免劣势， 以最低的成本完成可再生能源发电目标。从资源角度看，资源丰富地区将优 先发展RE，（这些地区通常分布在中国的西部）在完成配额目标基础上，将 超出部分的发电量在交易市场上卖出，从而获益并可将收益作为进一步开发 的投资；而资源贫乏地区因本地的开发成本高于资源丰富地区，即高于交易 市场价格，那么，以购买交易市场上的绿证来完成配额目标是他们的最佳选 择。这些地区往往分布在中国东部和沿海地区，他们将用经济发达的优势弥 158 补资源的劣势和能源的需求。由此可以看出，绿证交易过程是促进可再生能 源资源潜力有效开发的过程，是促进可再生能源开发成本降低的过程。绿证 交易使资金向中国西部欠发达地区的可再生能源供应者转移，而资源从西部 传输到东部。绿证交易市场促进了资源和资金的合理分配，使可再生能源开 发利用进入了良性循环状态。 众所周知，由于可再生能源发电技术未商业化，使其发电成本和电价都 高于市场电价。那么实施可再生能源发电配额政策，会引起许多人的担心， 担心市场电价会因此而涨得很高。对于绿电分摊问题，配额政策中所采用的 是谁消费谁分摊的原则。即对可再生能源的电价超出市场常规电价的部分， 不应由电力公司承担，而应由消费电量的每个消费者分摊。若遵循这个原则， 有关专家估算：以内蒙的风电为例，如果居民在每月的总用电中，有5%的电量使用内蒙的风电，风电价格按0.6元计算，则在所用的每度电中只增加了 1厘钱，如果一个月按400度电计算，居民每月只多增加4毛钱。每月增加4毛钱，这对大多数家庭来说是微不足到的，但却对发展可再生能源绿色电力 产生举足轻重的作用。 推行可再生能源发电配额政策将会对开发利用可再生能源产生什么效 果？它能带来什么样的环境和社会效益？就此问题的研究，我们建立了可再 生能源发展情景分析模型，一些结论是： 在可再生能源开发利用方面：根据常规发展情景，估计到2010年，可再生能源开发利用量将达到4463万吨标煤，其中发电量将达到1033亿千瓦时；在新政策驱动情景中（5.5%配额），到2010年，可再生能源开发利用量将达 到4956万吨标煤，其中发电量将达到1100亿千瓦时。即实施RPS新政策，将提高约500万吨标煤的利用量和多发电67亿千瓦时。 在可再生能源带来的社会效益方面：最为明显的是可提供大量的就业机 会。按照常规发展情景估计，到2005年实现可再生能源发展目标，将提供 17万人的新就业机会，按照实施新政策驱动情景估计，将提供约22万人的新就业机会。 在可再生能源带来的环境效益方面：到2005年，常规发展情景中形成新 的减排能力分别为：CO2年减排量380万吨碳、SO2年减排量16万吨硫、Nox年减排4万吨、烟尘年减排5万吨。如果把燃煤产生的CO2、SO2、NOx、和烟尘等污染物的治理增量成本作为可再生能源的减排效益进行货币化估值的 159 话，那么到2005年，全国可再生能源可获得的减排效益将达4亿元。如果按照新政策驱动情景估计，全国可再生能源可获得的减排效益将达4.8亿元，即实施新政策后将带新增加约1亿元的减排效益。 上述分析表明，如果综合考虑可再生能源发展的能源效益、环境效益和 社会效益，到2005年，全国可再生能源开发利用可获得的新增效益可达118亿元。（常规发展情景） 相当于同期可再生能源开发利用新增投资的25%。由此看来，开发利用可再生能源的效益是相当不错的。在此基础上，如果实 施新的配额政策，全国可再生能源开发利用可获得的新增效益可达到172亿元，相当于同期可再生能源开发利用新增投资的30%。这证明了新政策对开发利用可再生能源将起到巨大推动作用。 中国有丰富的可再生能源资源。在世界上，中国具有发展可再生能源最 好的地理位置，尤其是风能和太阳能开发潜力最大；小水电的发展机遇也非 常好，已经成功开发了国内的小水电，并在该方面处于世界领先地位；生物 质能资源也相当丰富；另外，还有数量巨大的城市垃圾利用潜力。 从现在起步准备RPS政策的实行，可以使可再生能源的开发与西部大开 发战略目标相统一，收到互相支持、互相受益的目的。一方面，国家的西部 大开发战略是发展可再生能源的强大动力，可以在西部的基础设施建设期间 就考虑可再生能源发电的传输和分配；另一方面，以绿色证书交易形式实施 的可再生能源发电配额制政策将给西部资源丰富地区带来很大获益，使经济 发展利益从大城市向欠发达的西部地区和农村地区扩散，使西部省份的经济 获得发展，人民生活质量获得改善。 我国目前正处于电力体制改革阶段。电力体制改革的目的，一是想通过 引入竞争机制，提高电力工业的效率，降低终端用户电价；二是想通过打破 行业垄断和省间市场壁垒，实现资源的优化配置，建立有利于促进能源结构 的清洁能源和可再生能源发展的新机制；三是通过建立和维护公平竞争的环 境，为各类资本的进入创造良好的制度条件和投资激励机制。由此看出，电 力改革的目标与可再生能源发电配额制政策的目标是完全协调一致的。电力 体制改革和电力法的修改和完善为促进可再生能源发展创造了良好的大环 境，在电力体制改革框架的设计中和电力法的修改中明确可再生能源发电配 160 额制政策的法律效应，不仅对可再生能源的发展至关重要，而且对电力行业 改善发电能源结构，提高能源供应的多样性，改善电力系统的安全性也是十 分重要的。 根据可再生能源在不同情景的预测估计，在2001年至2005年期间，按 照常规发展情景，可再生能源开发利用共需新增投资470亿元，5年间平均 每年投资94亿元；在这种投资规模支持下，我国新增可再生能源开发利用量 可达524万吨标煤，平均计算吨标煤投资约8969元。在RPS政策驱动情景中，需新增投资560亿元，5年间平均每年投资112亿元，在这种投资规模支持下，可再生能源新增开发规模可达655万吨标煤，平均计算吨标煤投资8549 元。在实施新政策后，吨标煤投资将降低了420元。 从可再生能源产业发展过程的实际投资结构看，大部分资金将来源于建 设单位、个人自筹和银行贷款，这部分资金主要用于项目建设，如设备购置、 安装和施工、以及发展可再生能源企业的基本建设投资等；小部分来自政府 财政，主要用于技术转换、服务体系和能力建设，如标准化、质量监测、宣 传培训、试点示范等。 所谓绿色电力，是指来自于风能、小水电、太阳能发电、地热、生物质和 其他可再生能源资源的电力。绿色证书，是指以证书形式表示可再生能源发电 量，即可以定义为一个绿色证书代表1万千瓦时可再生能源发电量。采用证书 形式表示绿色电力的目的在于以市场竞争的方式鼓励可再生能源发电。若实施 RPS政策鼓励可再生能源发电产业的发展，首先要确定可再生能源发电的配额 目标，并且将国家的总目标用公平、合理的原则分摊为省市或地区的目标。之 后各省或地区，在完成可再生能源发电配额目标的要求下，对于超额部分的、 合格的可再生能源电力，国家发给绿色证书。绿色证书交易系统，是指专为绿 色证书进行买卖的市场。绿色证书的持有者能够将绿色证书在交易市场出售， 并且能够以竞标方式出售给出价最高的购买方。当然，绿色证书的需求者也可 以在交易市场上购买到绿色证书。即当某省或某地区不能完成自己的可再生能 源发电配额目标时，他们也能够在绿色证书交易市场上通过购买绿色证书的形 式完成任务。 可再生能源发电配额制政策可以形成一种体制，在该体制中以绿色证书交 易市场来达到可再生能源发电配额比例的要求。绿色证书交易使我国东部发达 161 地区的资金向西部不发达地区的可再生能源供应者转移，从而大大增加了可再 生能源的投资数量。而且，对于我国政府的西部大开发目标，RPS政策的实施将在其中发挥巨大的作用。 通过对我国各省未来可再生能源发电量的预测，并且将RE发电量与全国电力生产总量的5.5%配额比例进行比较分析，使我们对今后RPS政策在全国实施得到一些启事： ——从可再生能源发电与配额电量比较分析表中显示，在实施RPS政策， 完成配额目标的前提下，华中、西南和西北等地区，由于可再生能源资源 潜力大，在今后的10年中，RE发电量将大于5.5%的配额电量，即可以输 出绿色电力；而在华北、东北和华中等地区，可再生能源资源潜力相对小， 特别是小水电资源贫乏，造成RE发电量低于5.5%的配额电量，即需要通 过输入绿色电力完成配额目标。由此看出，由于可再生能源资源分布的特 点，形成了可再生能源发电的地域差别。这种地域差别造成了绿电的需求 流向是从西部地区流向东部地区。这构成了绿色电力需求市场的基本条 件。 ——将RE发电量与配额电量比较的结果用图形表示，可以清楚地看到： 如果实行RPS政策，在华中、西南和西北等地区，可再生能源发电除直接 在当地利用外，还可以通过绿色证书交易形式，将多余的绿电卖给其他地 区，收回资金继续投资绿电的生产，这些地区是RPS政策的受益方；而华 北、东北和华中等地区，要想达到RE发电5.5%的配额目标，则需要花钱 从其他地区购买绿色证书。以上状态构成了绿色证书交易的基本条件，绿 色证书的交易流向是从东部流向西部，这意味着投入可再生能源的资金流 将从经济发达地区向经济欠发达地区转移。 5.5%配额电量 小水/风/光电年总发电量 比较分析 （亿千瓦时） （亿千瓦时） （亿千瓦时） 年份 2005 2010 2005 2010 2005 2010 全国 171.3 793.17 963.63 964.48 1367.15 1 403.52 华北 (97.2 131.66 160.72 34.45 58.38 1) (102.34) 东北 (58.0 86.90 104.01 28.82 50.23 8) (53.78) 162 华东 (60.2 238.80 290.12 178.53 233.67 8) (56.45) 中南 146.8 193.33 236.01 340.23 432.72 9 196.71 西南 197.4 80.28 98.09 277.69 442.44 2 344.35 西北 58.85 70.20 102.54 160.12 43.70 89.93 ——可再生能源资源丰富的地区，特别是有着丰富的小水电资源、丰富的 风能和大量蔗渣的省份，是绿色认证买卖和交换的受益者。建议各省应该 进行更详细的可再生能源资源评价工作，并在省级决定如何面对RPS配额 政策的实施。 2005年配额电量与可再生能源发展规划比较分析 中国-- 第 F 列 20 到 121 (6)1 到 20 (6)-15 到 1 (5)-47 到 -15 (6)-118 到 -47 (7)——RPS政策的实施，对于可再生能源资源丰富的地区是受益的。这些地 区在我国的西南部，这与我国西部大开发战略是吻合的。 国际经验证明，大多数实行可再生能源配额制政策的国家，通过强制性 的法规保障，对可再生能源发电提出明确的要求，并配合相应的竞争手段， 逐步为可再生能源发电建立了一定的市场。我国可再生能源发展的主要障碍 是缺乏明确的可再生能源发展目标，缺乏政府部门强有力的支持，缺少公平 竞争环境，产业薄弱，缺乏协作。针对以上障碍，应该采取的政策与RPS政策有很多相同之处，具体包括以下方面： 163 （1） 确定RPS实施的时间 很多经验表明，实施具有法律法规性的政策，需要几年时间的做相关的 各种准备。如需要充足的时间制定和修改法律法规；制定RPS实施细则；RPS 的试点工作；电力供应商和开发商有为RPS目标的实现作资源评价及开发的各种准备工作。 （2）确定量化的可再生能源发展目标 确定量化的可再生能源发展目标，是RPS政策实施的关键因素之一。目前国际上对目标的确定大致分为以下几种类型： ——以全国总的可再生能源发电量占总电力消费量的比例为目标；（多 数国家采用此类目标。） ——以全国总的可再生能源发电容量占总发电容量的比例为目标；（如 意大利的目标是，在2010年可再生能源发电达到24,700MW。） ——以全国总的可再生能源新增发电容量的增长率为目标；（如印度。） ——以不同地区（州级）可再生能源发电量占总电力消费量的比例为目 标；（如美国没有国家目标，有十个州各自制定了本州的目标。） ——以每一种技术的可再生能源发电量为目标。（如瑞典的目标是：生物 质能0.75TWh；风电0.5TWh；小水电0.25TWh。挪威的目标只包括风电。） 从国际上对目标制定的方法中我们认识到，制定目标的主要因素包括： 指标因素、地区因素和技术因素。如何根据我国可再生能源发展的需要，明 确目标中的主要因素，这是确定一个量化的可再生能源发展目标应研究和考 虑的问题。 （3）制定强制性的法律法规 将可再生能源发电占总电力消费的配额比例写入相应的法律或法规中， 使完成这个目标有法律或法规的保障。所涉及的主要工作包括：在“十五” 计划中体现RPS政策的实施意图；参与电力体制改革和电力法的修改；与环 境保护法的修改协调一致；省级试点；进行更为详细引入新政策的成本、效 164 益分析；确定绿色电价的分摊原则和规定；向人民代表大会提出新的法律议 案，并推动新法规的起草。 （4）建立绿色证书交易系统 建立绿色证书交易系统的目的是将可再生能源发电引入公平竞争的市场 机制中。绿色证书交易系统的运行和操作框架设计如下： ——对可再生能源供电方的信息进行登记注册； ——建立已注册设备年发电量的检测标准和审计程序； ——确定绿色证书使用的有效期限，并且设计注销的规则； ——建立一个确保绿色证书授予、转让和注销的管理信息系统，保证 数据的准确性； ——在网站上建立绿色证书交易信息系统，为绿色证书的买主和卖主 提供有关的详细信息。信息包括本地的电力总消费量、已上网的绿电 总量、其他地区的绿色证书交易价格等； ——建立绿色证书交易规则和程序，使人们可以购买或者销售绿色证 书； ——制定达到配额目标的结算方法； ——制定不完成可再生能源发电配额目标的处罚措施和奖励措施； ——为主管的政府部门提供绿色证书交易系统运行的年度报告。 （5）明确各机构在RPS实施中的职责 国务院应该在与可再生能源相关的法律上,制定一个新的可再生能源激 励政策。政府部门或者是它授权的任何机构，必须明确的问题包括：?明确 RPS政策的法律性；?RPS实施的开始日期和持续时间；?参与RPS的能源种类和技术种类；?每年配额比例的变化情况；?绿色证书的购买价或最高价 的确定；?RPS管理机构的建立以及机构职责确定等。 在政府部门授权之后，RPS管理机构最好是一个新的机构，这个机构应 该具有动力去承担这一角色。管理机构将负责制定实现目标的计划和运作方 165 案，确定绿色证书交易系统中所涉及的认证规定、奖励条例、惩罚条款等规 定；设计交易系统的运行和操作框架。管理机构要对计划的执行承担责任， 并且定期向政府部门报告目标的执行情况。 省级政府要明确实施可再生能源政策的原因，以及将会给该省带来的潜 在利益。他们在政策实施中扮演积极角色促进可再生能源的发展。 电力公司在降低成本的试点阶段和实施整个RPS政策中扮演很关键的角色。在RPS配额目标的实现过程中，电力公司的角色是获得合同和绿色证书， 完成RPS条例中规定的义务。因此需要确定满足指定期限内的配额义务所需 要的容量和提供的电量。 然后确定现在的容量是否已经足够以及是否需要新 增容量。新增容量也可以通过购买绿色证书来完成。如果需要购买绿色证书， 那么就要根据绿色证书交易市场的情况，选择购买不同地区和不同技术而产 生的绿色证书。 （6）各种政策的互相补充，成为系统的可持续的政策体系 从扶持政策看，大体可分为四种，即强制性政策、经济激励政策、研究 开发政策和市场开拓政策等。这一点前已述及，这里不再详述。这里必须指 出的是，这些政策虽然可以孤立存在，但只有相互结合才能发挥最佳效应。 也就是说，如果仅有经济激励，如给予电价补贴，而没有强制性的规定，即 电网必须收购可再生能源发出的电，可再生能源发电技术同样可能不能进入 电网。同样，如果仅有强制性政策，如规定若干年后，可再生能源应有较大 的发展，而没有具体的经济政策予以保障，这个目标也可能根本不能实现。 总之，只有这几类政策的互相配合，才能获得相得益彰的效果。 实际上，任何一种政策的作用都是有限的，不是万能的、无限的，需要 相关政策的配合和补充。以经济激励政策为例，测算的结果表明，仅靠经济 激励政策都难以完全调动投资者的积极性，投身于可再生能源技术的发展。 这是因为任何一种政策的激励强度都是有限的，并不能完全打动投资者的心。 如对风力发电实施贴息3年的政策，只能使其上网电价下降5%，风电上网电价仍远高于煤发电的上网电价；又如对风电实施减免关税，减半征收增值税， 也只有使其上网电价降低8%，上网电价依然很高。如果对风电实施多种政策 的组合，即贴息3年+15年还贷+减免关税和VAT，则可使上网电价下降32%， 从而使风电上网电价更多地接近煤电的上网电价。这些分析说明，建立激励 政策群，几种政策同时研究和示范是不可缺少的。 166 另外，政策只解决事物的性质，不解决事物的运行的问题，一项好政策 只有加上好的运行机制才能取得好的效果，也就是说，激励政策的实施还需 与运行机制很好地相结合方能达到预期目的。 （7）政府合作，为出台法规和政策作好准备 制定一定的法律、法规或条例，从法律上确立可再生能源的地位，保证 可再生能源的发展，这是世界上许多国家共同做法。就中国而言，国家电力 法、国家节能法已颁布多时，其中已对新能源和可再生能源发展的重要性和 必要性给予了明确的定位。现在的问题是，各有关政府部门、中央政府和地 方有关政府部门应加强联系、勾通与合作，制定以落实电力法、节能法中相 应规定的实施细则，包括不同地区、不同时段可再生能源的发展目标、规模 和具体计划以及相应的保障政策和措施等。 （8）示范从省突破，再遍及全国 示范是必要的。一方面，中国地域辽阔，地区不同不仅社会、经济、技 术条件不同，可再生能源资源条件也不相同；另一方面政策的实施应保持相 对的稳定，不能朝令夕改。任何政策从提出、研究、制定到实施，不仅应充 分考虑到地区间的差异，还应顾及到不同部门、不同行业之间利益之间的差 别。所以，就新政策进行示范是必要的。 就中国而言，首先在一个省的范围内进行示范可能是一咱优选方案。因 为省是一个相对独立的地区，拥有相对独立的立法权和司法权，拥有较大的 经济决策权。尽管，省内也可能存在不同特点的地区和部门，但其差异相对 于全国而言要小得多，政策的可实施性及其实施后可能出现的影响的检验也 要容易得多。因此，我们建议政策示范应以省为单位，先省内而后全国。 167 国内生产总值GDP扣除消费后的余额即构成积累额，积累额的一部分用 于储蓄，一部分则用于投资。投资是经济主体——政府、企业、个人等为未来某项事业获得收益而预先垫付的一定量的实物或资金。投资包括实物资产 和金融资产。 投资按实物的内容不同可分为新增的各种生产经营用生产资料，国家后 备物质储备；按投资行为主体可分为政府、企业(全民、集体、个体、中外合资)等；按投资去向可分为工业、农业、交通运输、邮电、文化教育部门等。 投资是重要的经济活动，它对推动经济持续增长，保证社会总需求和总 供给的平衡，调整产业结构和所有制结构，促进地区经济的协调发展都有着 十分重要的作用。投资不足，会阻滞经济的发展，影响综合国力的增强；投 资过量，则会引起经济结构矛盾的产生，导致投资效益下降。因此，适度的 投资总量，合理的投资结构和良好的投资效益是经济活动追求的最佳目标。 投资活动是重要的经济活动，投资体制是经济体制的重要表征。从新中 国成立之初到今天，中国投资体制伴随着经济的发展和经济体制的改革，经 历过风风雨雨，发生过重要变化。在这一背景下，中国电力投资体制也经历 了一段相同形式的历史演变。 —— 自新中国成立到1978年，中国一直实行的是高度集中的计划经济体制。 这一体制下，整个社会的生产、分配、流通、消费等经济活动的决策权和控 制权都集中在政府手中，政府通过各种计划、如物资计划、财政信贷计划、 价格计划等对社会资源进行配置，社会收入的分配和再分配以及社会资金的 筹集等均由国家财政来实现。这种体制下，根本没有严格意义上的现代企业， 企业的收入全部为国家财政所集中，所有的投资活动全部由政府计划所确定， 投资来源由财政全额拨款，政府成为社会唯一的投资主体。 据统计，1953-1978年的26年里，中国基本建设投资总额中国家预算拨 款所占的平均比重为80％左右，其中“一五”时期为89.3％，“二五”时期为78％，“三五”时期为88.5％，“四五”时期为81.6％，企业和单位自筹 168 资金和银行贷款所占比重均为18％，除财政融资方式外，几乎没有其他任何形式，如商业融资和金融融资等。 在这种计划经济体制下，电力工业作为一个资金密集并关系到国计民生 的基础产业，其建设计划和资金安排自然全部由国家包办，所有建设项目也 都由国家计划来统一安排。资金通过财政拨款，不还本，也不支付利息，企 业只要向国家上缴经营利润。这个时期，国家办电的方针是“以火为主”或 者“水火并举”，投资的重心主要集中在电源建设上，少有电网建设。这种状 况下，由于资金来源的渠道单一，融资数量十分有限，所以电力建设速度缓 慢，中国丰富的水力资源长期得不到开发，电力工业的发展速度远远满足不 了国民经济发展的需要，很长一段时间内一直成为严重制约国民经济发展的 “瓶颈”，加之建设资金不受还本付息的压力，成本只计算折旧，所以这个时 期的电价也一直很低，这也是当时条件下电力工业的另一个重要特点。 —— 转轨经济时期也称过渡经济时期，它是中国由传统的集中计划经济体制 向社会主义市场经济体制转变的这一特定时期。 1979年，中国实行了以“放权让利”为引线的经济体制改革，这一改革 也导致了中国投融资制度发生了根本性变化，表现在四个方面：一是投资主 体发生了变化，出现了多元主体格局，财政部门的主导地位不断下降，代之 而起的是银行部门，企业日益成为最大的投资主体；二是出现了多种融资方 式并存的融资体系，财政拨款型的速效方式逐步为国家预算内资金、银行贷 款、利用外资、自筹资金和其他融资方式所代替；三是融资工具呈现多样化 状态，除银行资产外，还出现了信托存款、国债、企业债券、股票等多种金 融工具；四是实行了对外开放和利用外资的政策，1984年中国政府决定进一 步开放大连、天津、上海等14个沿海港口城市，放宽其利用外资项目的审批 权限，举办技术经济开放区。 这一时期投资体制的显著特点是，国家预算内资金在全社会固定资产投 资中的比重逐步减少，国内贷款、利用外资、自筹和其他投资的比重逐步加 大。表1的数据可以突出地说明这一点。 169 国家预算内资金 国内贷款 利用外资 自筹和其他投资 1981 28.1 12.7 3.8 55.4 1982 22.7 14.3 4.9 58.1 1983 23.8 12.3 4.7 59.2 1984 23.0 14.1 3.9 59.0 1985 16.0 20.1 3.6 60.3 1986 14.6 21.1 4.4 59.9 1987 13.1 23.0 4.8 59.1 1988 9.3 21.0 5.9 63.8 1989 8.3 17.3 6.6 67.8 1990 8.7 19.6 6.3 65.4 1991 6.8 23.5 5.7 64.0 1992 4.3 27.4 5.8 62.5 1993 3.7 23.5 7.3 65.5 1994 3.0 22.4 9.9 64.7 1995 3.0 20.5 11.2 65.3 1996 2.7 19.6 11.8 66.0 1997 2.8 18.9 10.3 67.7 将表中的数据以图1表示，可清楚地观察其结构变动情况。 在中国投资体制进行重大改革的背景下，中国的电力投资体制也发生了 深刻变化。 电力工业率先使用了银行贷款，这使得投资来源与建设规模都有 所扩大。1983年，中国首次利用贷款建设了云南鲁布革电站。同年，山东采 用中央与地方合资的方式建设了龙口电站，开了多渠道办电的先河。此后， 电力投资体制改革的步子越来越大，国务院先后出台了“多家办电，新电新 价”的新政策， 这大大调动了全社会多家办电的积极性；同时，政府还推行 了在用户电价外加收电力建设基金的举措，无偿地从用户方加收2分钱作为中央与地方的办电基金，有效地解决了电力建设资本金的来源问题。从此以 后，中国电力建设的速度上了一个新台阶。 1988年以后，全国进行机构改革，税收政策逐渐完善，这有力推动了新 电新价政策的实施。由于投资主体多元、决策分散、投资方式多样，因而电 力建设资金充足，电源建设的步伐明显加快，用电紧张的局面也就逐渐减缓。 经过一段时间的累积，中国终于出现了用电缓和的局势，许多地区相继取消 了计划用电的限制，电力市场由卖方转移到了买方。 但是，毕竟是处在转轨时期，改革还处在一个探索阶段，政府的配套政 170 策也不太完善，所以出现了电价不断攀升的混乱局面。由于投资取向不明确， 加之缺乏还贷政策，故投资结构不尽合理，电网建设缺乏资金。特别是在水 电建设上，国家实行了“流域、梯级、滚动”的试点政策，并且在清江流域、 乌江流域等少数工程项目中试行，但因工期长，初期投资大，所以收效甚微， 加之项目又多在西部地区，电力市场容量小，需要建设较长的输电线路通往 东部地区，故而影响了投资者的积极性。另外，多家办电，虽然解决了电源 建设的资金，但却未能解决电网建设资金。尽管政府以后制定了政策允许在 电源项目建设中解决电网配套的资金，但由于电网配套的内容不易界定，使 得产权关系难以理顺，因而电网建设一直滞后。 —— 1997年以后，中国政府提出经济体制改革的目标是建立社会主义市场经 济体制。按照市场经济体制的要求，企业应成为市场的法人主体，应能自主 经营、自负盈亏，自我发展，应具有独立的投资自主决策权，从而成为社会 最大的投资主体，即大多数经济领域的投资主体应该是企业。而相应地，政 府的投资范围要大大缩小，其主要投资目标应是一些跨地区的非经营性投资 和必须由中央垄断管理的非经营性投资，如社会公共产品部门投资，大型基 础性产业投资，不发达地区经济投资等。按照这种思路，政府打破了“大锅 饭”的投资体制，推行法人责任制，明确责任主体，实行建设项目资本金制 度和投资决策责任制，做到“谁投资、谁决策、谁负责、谁受益”。在建立了 激励机制和约束机制的同时，拓宽了融资渠道，使得资本市场成为最主要的 融资渠道。 与这一大环境相适应，中国电力体制也进行了重大改革。改革的基本思 路是政企分开。国家首先撤消了电力部，成立了国家电力公司，该公司在1999 年底总资产达到1万亿元以上，其中固定资产占2/3，流动资产占1/3，全资 及控股公司拥有发电装机容量145GW，其中水电32.5GW，火电112.5GW，风 电0.0885GW，职工148万人，已成为世界500强之一，是国内少数特大型企业之一。与之相适应，省级行政区域也相继成立了电力公司。这些公司完全 按照市场经济的规则进行生产经营。同时国家根据电力工业发展现状，加强 了电网建设，并通过多种途径拓宽融资渠道。目前，中国电力部门正蕴酿按 照社会主义市场经济体制的框架进行电力投资体制的进一步改革，以促进电 力工业的更大发展。 171 中国电力工业在改革开放以后发展很快，从1977年末至1999年的22年间装机容量以每年递增8.32％的速度增长，发电量以每年8.07％的速度增长，使电力工业的总量指标居世界前列。而且从1997年起，基本上改变了长 期缺电的形势，电力供需矛盾初步解决。 1999年底，全国电力工业装机容量已达298.77GW，发电量12331亿千瓦小时。全国已经形成东北、华北、华东、华中、西北、川渝、南方共7个跨省电网，以及山东、福建、新疆、海南和西藏5个独立省网，跨省(区)电网除西北电网采用330千伏电压外，均已形成500千伏骨干网架。华东和华中 电网之间已 ,500千伏直流输电工程实现了跨大区联网，南方电网即将建成 ,500千伏直流输电工程，香港和澳门两特别行政区分别以400千伏和110千伏电压与广东电网相联(本文的全国性统计资料中暂不包括港、澳地区数 字)。 改革开放前，中国电力工业属于国营企业，除企业自备电厂外，分属中 央与地方两级管理，电力工业发展不能适应用电发展的需要。改革开放后， 中国经济发展很快，尤其是东南沿海地区发展更快，使原来电力供应比较紧 张的局面更加严峻，全国几乎都处于被迫执行计划用电与限制用电状态。据 调查，当时缺电约10-20％。1981-1984年间，由于基本建设投资逐渐由拨款 改为贷款，当时国家对投资需求很大，对电力工业投资需求难以满足，而全 国普遍缺电的影响和压力相当大，于是在1985年推出了鼓励集资办电的办 法，使全国电力工业投资有了比较充足的来源，也激发了各地区、各部门办 电的积极性。 表2列出了改革开放以来能源与电力工业的投资状况，从中可以看出， 改革开放以来，能源工业基本建设投资占全国基建投资的比重是逐年下降(由1990年的32.8％降至1999年的21％)，而1990-1998年，电力工业基建投 资占能源工业基建投资的比重始终保持在50％左右，使电力工业的发展上了 一个新的台阶。1981-1985年电力工业装机容量的年均增长速度只有5.73％，而1986-1990年激增到9.64％，1991-1995年为9.51％，1996-1999年为8.3％。 电力装机的长期高速增长终于使中国在1997年结束了缺电的历史，电力 172 发展也告别了短缺经济，为电力工业进一步改革打下了良好的基础。 1980 1990 1995 1996 1997 1998 1999 全社会固定资产投资 4517 20019 22974 24941 28406 29876 全国基本建设投资 1703.8 7403.6 8610.8 9917.0 11916.4 12618.7 能源工业 投资额 558.3 1650.1 1980.8 2569.4 2788.4 2662.5 基建投资 占全国比重 32.8 22.3 23.0 25.9 23.4 21.0 煤炭工业基建投资 98.8 189.4 216.5 266.0 166.8 113.6 石油工业基建投资 100.7 299.8 343.6 446.2 464.7 403.8 电力工业 投资额 41.2 269.9 833.0 974.2 1339.4 1422.5 1153.7 基建投资 占能源工业比重 48.0 50.0 49.2 51.0 43.0 电源 投资额 28.6 222.0 635.6 723.8 978.1 997.9 787.5 其 占基建投资比重 69.0 82.2 76.0 74.0 73.0 70.0 68.0 电网 投资额 8.8 41.3 165.9 211.6 307.0 350.0 301.0 中 占基建投资比重 21.4 15.3 20.0 21.7 23.0 24.6 26.0 其他 3.8 6.6 31.5 38.8 54.3 74.6 65.3 电力工业固定资产投资 372.2 1042.7 1293.1 1550.0 1718.7 1760.0 更新改 投资额 102.4 181.8 218.7 210.6 296.3 造投资 占固定资产投资比重 27.5 17.4 16.9 13.6 17.2 (1)1980-1999年，中国电力工业基本建设投资按年均19％的速度增长， 而且电力工业基建投资占能源工业基建投资比重大部分年份为50％左右，说 明改革开放以来，电力工业的发展是很快的。 (2)电源投资占电力工业投资比重由1990年的82.2％降至1999年的68％，虽然有所下降，但比重仍然很高，大部分年份在70％以上，说明中国 电力工业长期以来重视电源建设。 电网投资所占比重由1990年的15.3％升至1999年的26％，虽然比重呈 上升态势，但总体来说仍远远低于电源投资比重，说明长期以来电网建设远 远落后于电源建设。 (3)电力工业更新改造投资占电力工业固定资产投资的比重由1990年的27.5％降至1999年的17.2％，总体来说，更新改造投资比重是不高的。 所以说改革开放以来，中国电力工业投资的特点是，重电源建设，轻电 网建设，技术改造和节电等方面的投资也显不足。 1.2.4 中国电力工业投资效益分析 一般建设项目的经济评价是检验该项目建设中国家支付的代价和建成投 173 产后对国家的贡献，从国家的角度来考察项目在建设期和建成投产后的投入 产出，即指从宏观角度对项目进行评价。 而一般项目的财务评价，又称企业经济评价或微观经济效果评价，是指 从企业角度对建设项目进行财务评价，只计算项目本身的直接效益和直接费 用，即项目的内部效果。 需要指出的是，建设项目的经济评价除了要计算和评价项目本身的直接 效益和直接费用外，还应计算和评价项目的间接效益和间接费用。财务评价 是经济评价的基础，经济评价则是财务评价的前提与条件。 分析中国电力企业的投资效益可从宏观和微观两方面进行，宏观方面即 为经济评价部分，从国家角度分析电力企业的投入产出比。微观方面即为财 务评价部分，从电力企业角度分析资金与利润关系，即资金利润率。 (1)从宏观角度分析电力企业的投资效益。我们采用投入产出法来分析电 力企业的投资效益，投入产出法是研究国民经济中各部门的相互关系的方法。 从产出的角度研究投入产出关系，即：总产出=中间消耗+最终消耗 X,AX，Y 式中，XY为由各部门总产出组成的总产出列向量；为由各部门最终使用组 成的最终使用列向量；AAX为直接消耗系数矩阵；为中间消耗。 简单推导得出： ,1 X,(I,A)Y 令 ,1 B,(I,A) 则 X,BY,,X,B,Y jB,(b)称为投入逆矩阵(或称列昂惕夫逆矩阵)，其第列所有元素之和ijnj的经济含义为：部门增加一个单位的最终使用，整个经济将增加多少b,iji,1总产出，可以称之为该部门“单位最终使用拉动系数”。因部门j的最终使用 包括固定资本形成、消费、进出口、库存，在此假设部门j最终使用中消费、 进出口和库存均为常数，那么部门jj投资增量即等于部门最终使用增量， 单位最终使用拉动系数可以近似作为部门j的投资效益系数之用。 利用1987年、1992年和1997年全国投入产出表，计算出电力部门的单 位最终使用拉动系数(单位投资效益系数)，其经济含义为电力部门增加1元 人民币投资能增加的总产值(详见表3) 174 1987年 1992年 1997年 电力工业单位投资效益系数 2.1 2.3 2.45 (2)从微观角度分析电力企业的投资收益。可利用资金利润率或者资金利 税率指标进行微观角度的电力企业投资收益，资金利润率或资金利税率指的 是企业所获利润与投资总额之比，其中投资总额为全部建设费用加流动资金， 再加上资本化利息。中国电力部门资金利润率见表4。 1976-80 1981-85 1986-90 1993 1995 1996 1997 1998 资金利润率(原值) 12.4 9.1 4.3 5.15 6.22 6.71 5.78 5.69 注：(1)1976-80年、1981-85年和1986-90年值为5年平均值；(2)指部及省属电力企业。 通过对中国电力企业投资效益分析可以得到如下结论： 第一，从宏观来看，电力企业的投资对国民经济总产出的贡献与其他产 业比较(如机械行业为3％左右)，处于中等水平，但随着时间推移，其作用 越来越大，从1987年的2.1到1997年的2.45(即1元电力企业投资可产生 2.1-2.45元的国民经济总产出)，说明电力部门在国民经济中的作用日益增 大，对促进经济发展起着越来越重大的作用。 第二，从微观来看，即从电力企业本身看，1976-1998年期间，其资金利润率大部分年份在6％以上，而其资金利税率在10％以上。可见电力部门 是一个上缴税金较好的行业，但其投资效益不太高。 研究电力体制的改革，目的是为了电力工业的投资结构与规模不仅能满 足经济发展的需要，还要能够促进经济的发展。同时电力企业本身经济效益 要不断提高，因此对电力企业投资效益的现状与历史需进行分析。 改革开放以后，除了中央政府外，地方政府、全民企业、集体企业已逐 175 渐成为独立的投资主体，个人投资和外商投资也有较大发展。这些不同层次、 不同经济成分的投资主体又逐渐打破所有制界限，出现了投资主体复合化的 趋势，并由投资主体多元化走向以企业为主的投资主体，把投资行为从计划 经济体制转向市场经济体制，以市场调节为基础，实现谁投资谁决策，谁收 益谁承担风险的投资体制。在企业成为政府和个人等众多投资主体中最主要 的投资主体的同时，其自身还存在一个多元化问题，即一个企业或项目的投 资存在由不同投资主体(如政府、企业、外商投资等)组成的股份制经济企业。在改革过程中，虽在规范和限制投资主体行为方面采取了多种改革办法，但 投资“大锅饭”体制还没有真正被打破。目前，对政府投资主体，尤其是对 地方政府投资主体缺乏有效监督、制约机制和责任约束机制。地方政府为了 地方的经济发展，扩大投资规模的冲动十分强烈，由于企业自负盈亏，自担 风险，自我约束机制尚未建立起来，因而往往超越实际可能，盲目上项目， 铺摊子的投资饥渴症依然严重存在。地方和国有企业的投资冲动是长期以来 投资规模膨胀、结构失衡和效益不佳的根本原因。 电力投资体制也同样存在此类问题，改革开放以来，重视了电源建设， 在集资办电、多家办电的政策下，集资电厂、中外合资电厂、外商独资电厂 以及其他投资形式的电厂相继出现，电源环节出现投资多元化局面。在电源 投资决策方面，同样存在投资冲动、投资规模膨胀的问题。如1997年和1998 年期间，有的地区电源供应远远大于负荷需求，一定程度上造成投资的浪费 与失调。 电网是输电和配电的载体，它具有自然垄断的特性。电网投资主体应是 管理电网的电力企业，即电网公司，在现阶段仍是单一化主体。长期以来， 中国对电网建设不够重视。以1998年为例，电源建设投资占70％，而电网 投资仅占24.6％，显然，电网投资远远小于电源投资，这与投资主体单一化 也有关系。 (1)从电力工业体制分析。中国电力工业体制目前正在改革之中。在1978 年改革开放前，全国的电力资产除企业自备电厂和地方小水电及小电网外， 所有发电、输电、配电设施均属于国有资产，由电力工业部(水利电力部)掌 握。1985年以后，实行了“电厂大家办，电网国家管”的方针，除广东、海 南、西藏、内蒙古等4个省区(包括回归后的香港和澳门地区)由地方管理发电、输电和配电工程外，全国其他地区输电网统一由国家电力公司及其分公 176 司、子公司管理。国家电力公司及其分公司、子公司拥有全国一半左右的发 电设备容量，是投资主体及资产经营主体，并对电网实行统一规划、统一建 设、统一调度、统一管理，以监督电网安全、稳定、经济、优质运行。 目前，电力工业已经实现的体制改革为政企分开，“厂网分开，竞价上网” 的试点工作正在进行。电源投资主体是政府、企业、私人和外资等，并逐渐 向企业为主体过渡。而电网投资主体是国家电网公司，在电力工业体制的改 革过渡过程中，如何理顺原有的电源建设资金和电网建设资金的固定资产界 定是一个复杂的问题。 (2)从电源和电网建设资金来源分析。在1978年改革开放前，几乎所有发电、输电、配电设施都属于国有资产(除地方小水电与小电网以及企业自备电厂)，所以电源与电网固定资产归属单一、清楚。但改革开放以后，尤其是 实行“电厂大家办，电网国家管”的政策方针后，电源的投资主体逐步由单 一化向多元化主体过渡，同时，在市场经济下，企业在成为政府和个人等众 多投资主体中最主要的投资主体的同时，其本身还存在一个多元化的问题。 不仅是单一的国有经济或集体经济，还可以由多种经济成分组成，如电源建 设可以是由国家电力公司及其分公司和子公司、地方企业、地方政府、中央 政府、外商等出资组成的股份制经济企业，可以建立国有控股电力公司，其 中包括非国有经济投资主体，也可以建立非国有控股的电力公司，或国有独 资公司、非国有经济的独资电力公司(包括外资独资电力公司)，本着谁出资 谁受益的原则，电源固定资产归属应是清楚的。 相比之下，电网的建设资金来源就显得较为复杂。由于电力部门长期重 电源建设、轻电网建设，出现了电网建设落后于电源建设，电网结构薄弱， 影响了电网的安全和电能的质量。为解决电网建设落后于电源建设的状况， 采取了在电源建设项目中考虑电网建设配套资金的措施，但电网建设配套的 内容界定不清，而且以后实行项目法人责任制后，对电网投资形成的固定资 产，按电力法规定又要归电网企业管理，形成产权界定的混乱。尤其是有的 电源建设项目中，电网建设的配套资金由各方面出资(如电源项目方，电能接受方)，电网形成的固定资产归属界定是困难的。 改革开放以来，尤其是电力部门执行“多家办电，新电新价”政策后， 电力项目按隶属关系分为：国家电力公司全资、国家电力公司控股、国家电 力公司参股、地方电力企业、其他电力企业等。在国电公司控股和参股的电 力项目中，其他股份持有者多数为地方政府或地方企业，这就产生了固定资 177 产的划分归属与管理问题，当然随着现代企业制度的建立与完善，组建“产 权清晰、权责明确、政企分开、管理科学”的股份有限公司和有限责任公司， 实行公司与项目企业法人责任制，并在此基础上，建立与完善现代公司治理 机构。今后中央与地方合营的电力工业项目固定资产归属问题会逐步理顺的。 为了逐渐改善能源结构，支持可再生能源的发展，国家与地方政府已出 台了一系列与投融资相关的激励政策，为可再生能源的发展创造了一些条件 与机会。但总体来看还是很不够的，主要表现在： (1)中央与地方部门的补贴政策。包括事业费补贴与投资贴息政策、研究 与发展项目补贴以及小风电与光伏发电的扶贫资金补贴等等。 一般说来，这些补贴资金总额不大，主要用于科研、培训、示范与扶贫 等目的。对于普及贫困与偏远地区用电取得了很大成绩，但是从鼓励支持可 再生能源的开发，力度则远远不够。 (2)税收政策。进口关税的减免适用于风机与光伏电池。增值税和增值税 的附加税，目前只有小水电按6％征收增值税，享受了优惠政策，但是经济 效益与社会效益更高的大水电与风电则不能享受这一待遇。这是值得今后逐 步改进的地方。 对于投融资成本较大而属于资金密集型的水电与风电行业来说，适当降 低贷款利息或者由政府贴息及提高还款期是必要的。也应该允许企业在还贷 期间采用税前利润还贷的办法。 (3)价格政策。当前国家出台了风力发电的还本付息政策，并且规定电网 要全部收购，这一政策实质上是由新电新价政策衍生的，如不与其他政策措 施配套，作用还是有限的。尤其是2000年后，国家取消了电力建设基金。目 前电力企业还没有足够的筹集资本金的能力，需要认真研究解决。 (4)低息贷款政策。国家对风力发电目前有占一定投资份额的低息软贷 款，以增加项目的融资能力，对于小风力发电和光伏发电有一定总额限制的 贴息贷款，一般由农村能源专项贷款资金贴付。 总之，上述的一套现行规定中，对可再生能源的优惠政策支持力度还是 有限的，只能起一定的扶贫、示范或有限的支持作用。 中国电网投融资体制存在很多问题，渠道一直不畅，而且由来已久。 (1)早在改革开放前，中国电力部门从上到下普通存在“重发(电)、轻供 (电)、不管用(电)”的现象。在电力投资基本以国家拨款为主的时期，由于 178 全国缺电现象严重，国家投资大都安排了发电项目，输变电工程相对很少， 致使输电与变电系统“卡脖子”现象十分普遍。 输变电工程的投资来源主要有以下几个渠道：第一，国家投资。一般只 占全部工程投资的20％左右，大大不足。第二，变压器贴费(也有少数地方 要用户交增容费，后来被取消了)。电力部门一直对新用户与计划中增加受电 容量的用户收取变压器贴费，用以增加变压器及其附属电器设备及部分输变 电线路的投资。第三，较大用户自行出资建设专用输变电工程或合建公用的 输变电工程。 由于投资不足，给电网运行带来的普遍问题有如下几点：如输变电设备 长期过负荷运行，增加线路损失，也影响安全。不少地方出现“卡脖子”现象。 电压合格率低，严重缺乏无功设备(如电容器、调相机等等)。 (2)集资办电之后，电网投资渠道略有增加，但很不规范。集资办电后， 电源的建设投资来源丰富了。但是同时没有出台建电网的政策。电网的投资 来源主要有：第一，电力部门安排的输变电工程，但是比例也不大。第二， 从电源工程中挤出15-20％左右的投资为电网配套工程。但因有电网由国家 管的规定，集资办得电厂要将这部分投资产权交给电力部门，从道理上是不 通的，集资电厂对此都有很大意见。第三，用变压器贴费安排一些必要的电 网项目。第四， 抽出一小部分企业的技术改造投资安排一小部分电网项目。 第五， 有少数地方政府出台一些电网建设基金收费项目用于支持地方电力部 门 中国的节能投资体制上要求节能投资主要由企业自行解决。但大多数国 营企业资金不足，国家一般由政府部门安排少数的节能投资进行补充。全国 平均每年节能投资仅占基建投资的0.7-1.0％。中国由国家安排的节能投资大多安排在小型热电工程节电(中国电力供应紧张时，企业用电受限制，所以 由缺电刺激企业节电的作用还不小，但现在不缺电了，企业已没有积极性) 与锅炉改造上。但工程项目要上报给主管部门批准。电力企业内部动用自己 的技术改造资金中的一少部分用于安排降低厂用电率和线损率的工程项目 中。 至于为用户服务的DSM项目，在中国仅在几个城市和企业中有过试点， 全国尚未开展此项工作。 全国正在开展的城乡电网改造工程可以收到较大的节能效果，但经核算 由于节能仅能补偿节能支出的20％左右。城乡电网改造工程的主要目的还在 179 于加强城乡电网的供电能力与可靠性，提高电能质量。 1996年以前，节能资金由国家安排一部分低息的节能贷款，但数目不多。 后来节能贷款的利息就提高到一般工程贷款水平，加上商业银行贷款能力增 加，节能投资公司也撤销了。 改革开放以后，电力与大部分国民经济部门一样，除了中央政府之外， 地方政府、全民企业、集体企业已日渐成为独立的投资主体，个人投资、外 商投资也有较大发展。这些不同层次、不同经济成分的投资主体又逐渐打破 所有制界限，出现投资主体复合化的趋势。 在经济转轨初期，地方政府的投资决策权限大大加强。随着改革开放的 深入，企业主体地位不断提高，企业投资主体在社会投资主体中的地位和作 用越来越重要，其所占比重也越来越大，因而成为最主要的投资主体。 在市场经济条件下，企业是市场的法人主体。不论何种所有制，具有何 种法人地位的企业，应当能够自主经营、自负盈亏、自我发展、自我约束， 那么企业也就应当是投资主体，能够自筹资金，具有投资自主决策权。 通过以上分析可以得出，大部分经济部门，包括电力部门的投资主体应 该是企业。而中央政府投资的范围，主要是承担跨地区的非经营性投资和必 须由中央垄断管理的非经营性投资，如大型基础性产业投资，通过投资对不 发达地区建设加以扶持等，地方政府投资主要用于区域性的公用事业、基础 设施、地方文教、科研、卫生设施等。 但是，在市场经济条件下，企业成为电力部门最主要的投资主体时，其 本身还存在一个多元化的问题。因为从电力企业角度来看，投资存在多元化 的主体，由多种经济成分组成的，由不同投资主体(如政府、个人投资或外商投资等)组成的股份制电力企业。 对国有企业来说，建立约束机制是为了监督、制约和约束地方和国有企 业的冲动，防止盲目上项目、铺摊子，造成规模膨胀、结构失衡、效益不佳 的问题。约束机制包括普遍推行法人责任制、明确责任主体，实行建设项目 资本金制度以及实行投资决策责任制，做到“谁投资、谁决策、谁受益、谁 负责”，重要的是要发挥市场对企业和经理人员的约束作用。 180 建立激励机制是要根据经理人员的工作绩效(包括公司的盈利状况、市场 占有率、投资回报率等)对他们实行激励。联系到电力投资领域，因投资效益 不高，会出现企业投资意愿不足的情况，需通过一些激励政策以及国家的宏 观政策，激发企业符合国家产业政策的投资积极性。 总之，激励机制和约束机制是相辅相成的，有激励就必须有相应的约束 和制约，使企业或人员不仅有积极性，又形成市场竞争，这些都是规范投资 主体，特别是企业投资行为的重要手段。 就全社会资金供应渠道来说，可以有财政、银行、商业信用、证券和国 外资本等多种渠道。但是，这些融资渠道并不是平均发展的，在不同的历史 时期和不同的经济体制及融资制度下，融资渠道有主次之分。如在传统的计 划经济体制下和计划融资体制下，财政融资渠道是最主要的融资渠道，是财 政主导型的融资体制和融资机制。而进入经济转轨时期，财政融资比重不断 下降，代替的是银行融资，成为银行为主导型的融资体制和融资机制。当然， 这个阶段银行融资是最主要的社会融资渠道，其他融资渠道也发挥重要而积 极的作用，特别是国外融资渠道的作用不可低估。就融资方式来看，主要有 间接融资方式和直接融资方式，银行信贷融资属于前者，后者主要是资本市 场或证券市场融资，以证券市场融资为主的直接融资方式是未来发展的潮流 与方向。 当市场经济成熟发展后，企业行为完全是市场行为，企业资金来源主要 是靠自我积累和资本市场融资。企业自我积累主要为留利与折旧，外部融资 主要依靠通过发行企业债券和股票方式从资本市场上筹借长期资本。 中国电力部门改革开放以后，资本市场作为融资渠道有了一定的发展， 如发行建设债券，参与证券市场等，同时国家电力公司以及原电力部积极投 身中国金融体制的改革与发展，分别投资控股或参股了财务公司、商业银行、 证券公司、信托投资公司、租赁公司等金融机构，构筑了国家电力公司由内 及外全方位的金融体系。 1999年底，国家电力公司系统累计向各类金融机构投资约43亿元人民 币。电力金融企业的产生与发展体现了国家电力公司“加强资金管理和财务 核算，提高资金使用效益”的客观需要，是国家电力公司走产融结合道路发 展壮大的必然结果。 181 进行电力投融资体制改革，除培育投资市场体系外，核心问题是建立微 观激励与约束机制与加强宏观调控，这是电力投融资体制改革成功与否的重 要标志和关键。这是因为投资领域经常出现“市场失灵”，投资规模和投资结 构对社会总供给与总需求能否保持均衡作用显著，因此应建立以政府为调控 主体，以宏观经济政策和经济杠杆为主要手段，以间接调控为主要特征的投 资宏观调控体制。 在市场经济条件下，进行投资宏观调控，主要是用经济手段、行政手段 和法律手段。 在经济手段中，经济杠杆作用尤为重要，如使用价格、税收、信贷、工 资、利润、利息、汇率等杠杆对投资进行宏观调控。 市场经济是法制经济。电力投资领域立法的意义，就是 强调投资建设领 域的经济法律关系。投资建设领域中有大量的宏观的、微观的经济活动，需 要遵循一些基本规则、规范和程序。也就是说，无论是宏观管理的规范、资 本市场的规范、投资行为的规范，还是投资领域各种利益关系的调整，国家 与企业之间，企业与企业之间，企业与职工之间，各种所有制投资者之间的 利益关系的调整与规范，最终都要靠法律、靠法制。 至此，我们可把电力投资体制改革目标概括为：以企业为最主要的投资 主体，以激励与约束机制作为规范投资主体行为的因素，资本市场和市场运 行作为主要的投融资渠道，综合运用经济杠杆作为宏观调控的主要手段，以 健全的法制作为投资有序运行的重要保证。 (1)电力投融资体制改革中要引入规制与竞争。竞争是市场经济的核心， 规制是指在市场机制存在缺陷的情况下为维护竞争及对自然垄断行业采取的 政策制度、法律等，目的是为了防止无效率的资源配置、公平的分配、经济 的稳定增长，以及满足需求者的公平使用。 因为竞争市场的缺陷、传递信息的不完整等，具有竞争性质的发电与售 电端一方面放入市场中依靠市场，一方面要加强监管，即利用规制与竞争的 有效结合保证竞争的有效性，至少这是一个过渡政策。 建立全国统一的强有力的电力市场管制机构，近中期将各部委有关电力 方面的职能，特别是规划审批、电价、市场运行、协调等全部集中于该机构。 182 在电力投融资体制改革中，在国家宏观产业政策指导下，鼓励企业对电力进 行投资，投资者之间进行公平竞争，并使电力投资者投资效益公平、合理， 必须引入规制与竞争，即在电力投资领域制定相应的政策与法律，一方面是 为了避免投资规模过大，投资结构失调，另一方面也是为了电力投资在市场 经济条件下有序进行。 (2)企业投资主体归位。目前电力工业政企已分开，政企分开应做到四个 分开，即：第一，政府社会管理职能与投资职能分开；第二，政府投资与国 有企业投资分开；第三，政府职能与投资管理职能分开；第四，政府的公共 事业投资与产业开发投资职能分开。 从目前电力工业具体情况分析，企业还没有成为真正的投资主体，因为 作为真正的投资主体，必须拥有完整的投资功能，这种完整的投资功能，比 较集中地体现在对投资活动全方位、全过程的责、权、利的兼有与统一上， 它至少包括以下几方面： 第一，投资决策的自主权。企业有权自主筹集资金和物资，有权自主地 把本企业的生产发展基金，折旧基金和其他自有资金捆起来使用，有权自主 地选定投资方案和建设方案，有权自主地支配应得的投资收益等，然而实际 上电力企业还没有真正享受这些自主权，在电力企业投资决策中，大约70％ 左右由中央和地方政府决策，企业只有对用自有资金安排的一部分小型技改 项目有决策权。 第二，融资用资自主权。企业为了生产经营，必须要有相应的投资能力， 而要有相应地投资能力，必须要有自我积累和自主筹资的权力，但目前国家 规定了企业投资能力确定投资权限，只有用留用资金和自行筹集的资金从事 生产性建设，符合国家产业政策和行业，地区发展，能自行解决建设与生产 条件的，由企业自主决定。从当前情况来看，企业拥有的融资自主权不充分， 不能自主运用各种信用工具在资本市场上筹集资金,因此，有必要进一步落实 扩大企业融资自主权。 第三，建设实施自主权与投资风险自担。长期以来，投资所有权、项目 决策权、项目建设过程中的经营权，主要由中央和地方政府承担、企业在管 理上实质上仍是政府的附属物，这几年有所转变，但没有彻底解决。 由于投资决策者无法获得有关未来的完全信息，投资活动出现的风险是 难免的，目前企业承担投资风险的意识仍差。 电力企业为了做到企业投资主体归位，应向投资决策自主权，融资用资 自主权建设实施自主权方面努力，同时要承担投资风险。这是电力投融资体 183 制改革的关键。 (3)建立有利于环境、社会效益的电力投融资体制。电力工业长期以来， 其目标是多元化的，一方面在努力降低本企业成本，提高效益，对广大电力 用户提供安全、可靠的电能优质服务的前题下，追求本企业的最大利润，寻 求电力工业的发展。 电力企业作为一个公共服务部门，企业目标与社会目标共存，如存在各 种类型的优惠电价与加价，不同行业间，不同地区间的差价等。 由于电力企业的企业目标与社会目标共存，今后电力工业的发展是为了 促进国家经济可持续发展，为此，建立有利于环境、社会效益的投融资体制， 如对水电、风电给予适当的优惠利息或延长宽限期与还款期，提高可再生能 源的市场竞争力，同时国家应在支持西部大开发、西电东送以及可再生能源 方面提高政府贴息力度和支持外国政府以及国际金融组织的低息和无息贷款 向这些项目倾斜。 (4)建立节能投融资制度。中国已有了《节能法》，但是由于企业的财力 所限，大多数企业对节能，尤其是节电等工程安排的资金力度不够。1997年 以后，国家取消了低息的节能贷款，这样做是不利于激励节能的，还应该恢 复，并且加大节能贷款的额度。银行应设专门窗口支持企业节能工作，但要 建立规范的节能贷款制度。 节能应优先成立节能服务公司，开发节能产业，使节能服务尽快走向市 场。 要改革节能投资体制，全面促进节能，建立现代企业制度，增强企业的 节能投资能力，多元融资，加快节能项目的建设，建立与完善节能资本市场。 (5)厂网分离，研究电网投资体制。目前，电网公司成为电网投资的主 体，应研究在配电侧进行股份制，发行向社会融资的问题。 原有的电网经营管理机构要逐步与发电厂的产权脱钩，已拥有的发电厂 产权可以进行出售，如按“资产转让协议”，“股权转让协议”进行出售，这 样有利于发展独立发电企业，培养市场竞争主体，逐步实行厂、网分开，所 得巨额资金可用于电网的建设与改造。 同时对原有属于发电厂或地方政府或其它企业资产的输电设备(电厂或地方政府或其它企业投资的输电建设)，电网管理机构也应按“资产转让协 议”。“股权转让协议”进行收购，这样有利于产权的清晰分界。 (6)投资多元化，积极吸引外国资金。中国吸收利用外商直接投资的目 标为扩大出口创汇、吸引先进技术和加速资本形成。而电力工业的直接电力 184 产品一般不能出口，而电力工业吸收外资而扩大出口创汇是依靠其间接产品， 所以不应将弥补国内资金不足作为中国电力工业吸收利用外商直接投资的主 要目标，否则会导致吸收外资政策上的失误，也可能导致对外资的依赖而使 经济增长失去动力。 因此，中国电力工业吸引外资以引进先进技术为主，制定对外国直接投 资与国内投资同样的参与公平竞争政策。对外资的总量结构进行宏观调控， 总量结构即直接投资与间接投资的比例，它与外资结构合理与否有直接关系。 外资的直接投资与间接投资之间保持适当的比例，以利于合理有效地利用外 资。 (7)资本市场应成为电力企业的融资渠道。电力工业为了自身发展，要 有相应的投资能力，必须自我积累和自主筹资，包括内外两方面，企业内部 资金包括累计折旧、资本金、资本公积金、盈余公积金、未分配利润、出售 资产收益等，应统筹安排用于固定资产投资的适当比例。经验告诉我们，企 业投资来源的重心应着重于内部资金积累，而不应放在外部资金的引入。 企业外部资金包括银行中长期贷款、发行债券、证券市场的融资等，企 业利用外资，包括外商直接投资、对外借款、开拓国际证券投资等。 企业可根据国家有关政策和规定以及国际惯例，结合本企业情况采用多 种融资方式。 中国目前情况是直接融资比重过低(发达国家高达50-70％，而中国不足 20％)，应扩大债券、股票发行规模，加快电力企业股份制改造和股票上市的 步伐，培育机构投资者，如资产经营公司、投资基金管理公司、投资银行等。 国家可考虑逐步放开对公司债券发行的限制，使资本市场成为电力企业的融 资渠道。 (1)在电力投融制体制的改革中，结合电力价格政策与制度的改革，首 先在上网电价方面应该有重大改变。首先，应该制定各类电厂在考虑环境与 节能等方面的社会效益后，制定指导性的价格标准，或者是最高限价。不能 使现在的“一厂一价”甚至“一机一价”的混乱现象蔓延。要从建设立项、 选择投资商上就采用竞争机制。现在实行火电厂、核电厂、水电厂以及电网 等工程项目的评价细则都应做重大修改。内部收益率在现阶段物价相当平稳 时取12％做为最低标准就太高了，会导致电价上涨。而且评估方法上不能采 用反推电价的折衷办法，而应该严格按计委编制的经济评价细则办法执行。 其次，上网电价的公平、合理制定是关键。从电能的生产、输送和销售 185 的全过程看，用户电价应由发电、输电及配电费用加上税收、利润等组成， 在发、输、配电垄断经营体制下，用户电价不区分发、输、配电费用，制定 的电价缺乏竞争与约束机制，在厂、网分开，竞价上网时，首先必须把用户 电价分成发电电价、输电电价以及配电电价三部分，而发电厂的上网电价应 是每千瓦小时的发电电价以及辅助服务费用(为了保证电力安全与稳定运行、 保证供电质量而增加的费用)，而中国的实际情况是，目前新建发电厂实行的是还本付息电价，电厂的建设中配有不少变电工程，加上没有基建约束，新 建电厂上网电价较高，有时电厂与电网不仅签订了上网电价，而且电网还承 诺年发电量与运行小时数，即电网承担了电厂建设与运行的风险。而已经运 行的电厂供电电价比较低。新建电厂还本付息期处于不同阶段时其电价水平 也是不同的。如何处理上网电价问题是电力投融制体制改革中必须慎重对待 的现实问题。为了公平、合理的制定上网电价，必须考虑：第一，处理好不 同类型电厂(新建电厂、新建电厂不同还款期，已运行电厂等)的非竞价部分 的上网电价。处理这类问题的原则应兼顾各方利润、输、变电部分的还本付 息电价纳入电网输电费，由电网公司按借贷还款考虑。第二，目前，由于电 力系统利用小时普遍降低，非竞价部分的电量可参考签约时电网公司承诺的 利用小时数与兼顾电网平均利用小时数来确定发电机组的运行小时数，按发 电公司与电网公司共同承担风险的原则处理。第三，发电竞价上网电价比例 要逐渐提高，并逐步向实时电价过渡。第四，应结合电力市场机制的改革迅 速制定合理的电价制度，要改善当前仅以电量电价上网电价的办法，也应该 考虑容量电价。使调峰与担负备用的电厂与机组得到合理补尝。在销售电价 上应该为推广峰谷电价、丰枯电价(特指水电多的地区)创造有利条件，为在 用户端推广DSM(需求侧负管理制度)，以及在电力系统推广IRP（综合资源规 划）铺开道路。 (2)在财政税收制度上的改革。首先，由于电力工业是基础产业和公用事 业，只能按社会平均利润电价，电价要受政府管制，为吸引投资者，国家应 该在税收方面给予一些优惠政策。如水电开发属可再生能源有利于西部开发， 保护环境和综合利用，社会效益大。而水电本身投资大，又没有可以抵减的 燃料消耗进项税，目前采用得按17％收增值税的办法是不合理的，也不符合国家的产业政策。中国财税政策目前在改革上有很大进展，但在税差方面则 显得与国家产业政策的调整不相适应，没有差别就没有政策，应该逐渐有所 改变平均主义倾向。 其次，电力工业本身投资大，建设期长，国家应允许电力工业在税前还 186 贷，而不是沿用现在的税后还贷做法。如果全面优惠有困难，至少在水电开 发与西部地区电力工业开发与可再生能源的开发上给予适当照顾。 最后，为了支持西部大开发，西部的电力项目应该纳入西部开发优惠政 策中，享受有关西部大开发的同等优惠条件。 中国煤炭资源丰富，长期以来，以煤为主的一次能源结构与发电结构造 成的环境压力日趋严重。在此研究如何在能源与电力发展中通过投融资政策 的改革，支持可再生能源的发展，从而减轻环境的压力，使中国电力与能源 以及经济的发展都符合可持续发展道路。 (1)可再生能源发电配额制(RPS)。可再生能源发电配额制：电力供应 者必须购买一定比例的可再生能源电费。如果电力供应方不能满足可再生能 源发电的额度，他们可以在一个二级市场上购买绿色证书(即可再生能源发电证书)，PRS政策可以是自愿的，也可以是强制性的，对那些没有完成规定指 标的电力公司进行罚款处置。目前世界已有一些国家准备提议或采纳，如欧 盟、丹麦、意大利、荷兰、日本、印度、葡萄牙、美国的10个洲。见2－48 虽然中国目前没有类似RPS的做法，但我们认为，在中国东部沿海缺能 地区(如华东和广东等地)可以逐步试点采纳RPS政策，以增加可再生能源发电比例，有利于推行新大气污染防治标准，以支持可再生能源的发展。 (2)系统效益收费(SBC)。这是根据电力系统效益加收的费用，这一措施 是为了保护风力发电等新能源与可再生能源技术发展的需要而制定的，它是 政府支持可再生能源发展的一项有效措施。通过这一措施所筹集的资金，除 用于可再生能源外，还可用于节能和低收入家庭的电费补助。 中国各级政府对新能源及可再生能源的投入太少。目前，中国新能源与 可再生能源建设项目还没有规范地纳入各级财政预算和计划，没有固定资金 渠道，其投资方式和融资渠道还比较单一，因此在中国制定系统效益收费 (SBC)，筹集的资金用于发展可再生能源与新能源的发展。 在80年代国家出台的电力建设基金(1度电增收2分钱)，电力建设基金筹集的资金用于发展电力用，2000年后电力建设基金已停止。系统效益收 费(SBC)类似于中国已实行过的电力建设基金，我们认为，SBC在中国可以实行，其应用范围应为，在用户侧收费，不用交税，筹集资金仅限用以支持改 善环境、节能及可再生能源开发项目，而且一般可采用招标制补给中标者， 但不能作为中标者的资本金使用。SBC政策的实行对发展可再生能源与新能 源是一项有效措施。 187 (3)综合资源规划(IRP)与需求侧负荷管理(DSM)。综合资源规划(IRP) 是将供应方和需求方各种形式的资源，作为一个整体进行的资源规划。基本 思路是，除供应方资源外，也把需求方提高用电效率减少的电量消耗和改变 用电方式降低的电力需求视为一种资源同时参与电力规划。其目的是通过需 求方管理更合理有效地利用能源资源，控制环境质量、减少电力建设投资、 降低电网运营支出，激励用户主动节能、节电、为用户提供最低成本的能源 服务。 需求侧负荷管理(DSM)是综合资源规划的一项主要内容，重在提高终端 用电效率和改善用电方式，提供节电资源，减少对供电的依赖。终端节电资 源的发掘，要通过需求侧管理来实现。 1992年，综合资源规划和需求侧负荷管理陆续介绍到中国，政府有关 主管部门和学术界关注它的应用前景和应采取的对策，目前在区域电网和企 业电网进行试点研究和工程示范，有些省市地区电力部门也在不断探索应用 其具体途径。 但从当前环境来看，短时间内较大规模地应用和推广IRP方法和DSM 技术有许多难点，有体制、机制、政策和观念上的障碍。在中国推广IRP和 DSM应是试点进行等积累经验后逐渐推广。 (4)绿色电力营销。中国目前没有类似做法，但随着人们环保意识的加强， 在东部经济发达地区有条件时可试行这一制度，以取得部分资金用以支持可 再生能源的发展。 电力投资体制改革是电力体制改革的前提和基础。在我国电力工业改革 目标模式下，如何制定电力投资改革模式是一个重要的课题。由于电力工业 投资大、周期长，目前中国电力工业投资效益不高，今后相当长的时期内， 中国仍需保持一定甚至较高的经济增长速度。在电网薄弱、电价严重扭曲以 及电力工业法律法规不够健全等的背景条件下，发电端引入竞争机制后，如 何保证发电投资商取得合理效益，激励其投资意愿，同时电价又处于一个合 理的水平，这样才能保证电力工业的可持续发展。 目前，国际上电力改革现行的国家在投资改革问题上也没有很好的解 决。电力投资改革难点的实质主要为以下几方面： (1)竞争性市场与垂直一体化垄断结构的电力投资激励问题。垂直一体 化垄断机制条件下存在过度投资激励，而在竞争性市场中，“厂网分开、竞价 上网”，可能会出现电价上涨，投资者投资意愿不足现象。解决此问题必须形 188 成价格连动(即发电端价格信号能及时传递至售电用户侧)与订立长期的合同市场。即使这样，由于我国目前电源、输配电网备用容量少，电力市场不完 善，实行“厂网分开、竞价上网”还会出现投资意愿不足、电价上涨等现象。 因此要研究如何定价，如何处理垄断与竞争的关系。 (2)电力体制改革后，发电投资如何解决，尤其是水电、核电、可再生能 源等，我们认为应将电源分成有竞争力的和没有竞争力的两类，如大型水电， 因工期长，只能通过长期合同来保证投资方和供电方的利益。同时对没有竞 争力的(如核电)要设立补偿基金，并对水电、核电及可再生能源采取税收等 优惠政策。 (3)在“东高西低”的上网电价水平下，如何保证西部地区电力发展。应 实行有区别的政府环境政策，东部地区经济发达，居民环境要求高，应承担 更多的环境保护成本，而西部地区，地广人稀，且大量电站是优质清洁能源， 因此对西部电厂的环境要求相应放低，所以应继续“东高西低”的上网电价 水平。同时对投资西部地区的电厂实施优惠政策，如所得税优惠政策等，并 鼓励拓展西部电力在东部地区的市场，扩大东部地区对西部电力的消费。 (4)在电网独家经营的运行模式下，如何保证电网的正常发展。电网投资 主体也应采取多元化政策，但电网必须是国家控制的部门，国家必须根据经 济发展对电力需求的增长情况，加大对电网建设的投入，电网建设发展速度 应适应超前电厂建设速度。为保证电网的发展，应继续保持销售电价中加价 征收电力基金的政策，电力基金专项用于电网建设。 (5)政府要用利益驱动来调动电网公司和售电商开展需求侧管理(DSM) 的积极性。 目前电力投融资体制存在问题主要为企业还没有成为真正的投资主体， 国家应制定相应的政策，在电力企业投资决策中逐步缩小中央与地方政府的 决策权，而应扩大与加强企业自身的投资决策权。 要认识电力行业的特殊的自然垄断性质，引入行之有效的规制，成立相 应的规制机构(电力管制委员会)，电力管制委员会可制定相应的投资政策与 法律、规范投资领域的利润分配、审定厂址、电源类型和环境政策等。应组 189 织与成立国家和省两级电力管制委员会，国家电力管制委员会是国家级电力 管制机构，独立于其他政府机构之外，并受国务院直接领导。省电力管制委 员会是省级电力管制机构，受省政府直接领导，受国家电力管制委员会的监 督并向其报告工作。 研究与完善现行新建电厂的还本付息电价(还款期处于不同阶段，电价应有区别)，应该制定各类电厂在考虑环境与节能等方面的社会效益后，制定 指导性的价格标准。 由于电力工业是基础产业与公用事业，只能按社会平均利润核定电价， 为吸引投资者，国家应在税收方面给予一定的优惠政策。 为了推动风能与小水电等可再生能源的发展，中国在90年代后期在投 融资体制、税收体制方面也实行了一些优惠政策，给小水电与风能的发展创 造了一些机会。可以归纳为： (1)指导性政策。如有关能源、环境、电力等有关法律的制定及国家对 发展农村能源与扶贫工作的意见与对策等等，这些政策仅具指导意义，如不 与相关的规范性政策以及具体政策结合，效果将愈来愈小。 (2)规范性政策与国家投入渠道增加。如国家计委制定的《阳光政策》、 《乘风计划》、《1996-2010年中国新能源和可再生能源的优先项目》、《节能 和新能源发展“九五”计划和2010年发展规划》和经贸委的《“九五”新能 源和可再生能源产业化发展计划》，以及电力部、水利部的有关支持风能、小 水电与可再生能源的政策和投资等等。 (3)具体的优惠政策和相关部门的投入增加。各地方政府为支持可再生 能源发展而制定的各类政策，如补贴、贷款、价格。 今后由于环保政策的逐渐规范，以及西部大开发战略的逐步实施。对可 再生能源的发展将是一个很好的机遇，在政策方面与投融资体制上将可能有 很大改善。 但总体说，中国还没有比较完整的激励可再生能源发展的政策。尤其是 鼓励可再生能源进入市场方面的政策就更为乏力。 从上述的优惠政策中可以看出，在投融资体制方面可再生能源与新能源 的开发力度还是比较小的。为提高可再生能源的开发力度，可以在以下几个 190 方面补充完善： 第一，组建可再生能源开发公司，如水电开发公司、太阳能、风能开发 公司，将已建水电站、太阳能电站、风能电场交给开发公司作为资产量，将 已完成还本付息电站获得的利润用于开发新电站。 第二，国家政策性银行(如国家开发银行）对提高能源利用效率和可再 生能源发电项目给予优先贷款，并视不同情况给予延长还款期和贴息。 第三，逐步对化石能源发电厂征收排污费，在销售电价中征收可再生能 源发电基金。 第四，在水电和非水电可再生能源发电工程建设中引入竞争机制，优先 建设投资小、周期短、上网电价低的项目，对中标项目在还本付息期间电价 高于化石燃料发电电价部分予以补贴。中央政府负责大型可再生能源发电项 目的补贴，省(区、市)政府负责中小型可再生能源发电项目的补贴。 第五，在电力建设基金和三峡基金停止征收时，转为可再生能源发电和 提高能源利用效率的基金，以不超过销售电价的0.5-1％为宜。 为全面促进节能，国家应恢复低息的节能贷款，以及加大节能贷款的额 度，但要建立规范的节能贷款制度。 应成立节能服务公司，开发节能产业，使节能服务尽快走向市场。 在电力管制委员会建立以前，可以在国家经贸委领导下设立可再生能源 和提高能源利用效率的基金会，在国家电力管制委员会建立后，可将基金会 交国家和省两级电力管制委员会管理。 基金会要负责制订可再生能源发电和提高能源利用效率的长远规划和 计划。 基金会负责可再生能源发电项目的招标与发电方和国电方签订购销合 同，确定补助办法，并按期发放补助。 191 随着国家法制建设的加强，立法工作的不断完善，近几年来，国家立法 机关已经颁发了一些行业法律法规，并且还有许多法律法规正在拟订中。相比 之下，电力方面的立法比较薄弱，不能适应新形势下实际工作的需要。所以， 从电力体制改革、电力事业的发展和国家法制建设的需要出发，必须加速电力 行业立法，建立起比较完整的电力法律体系。 法律是建筑在一定经济基础之上并为经济基础服务的工具。加强民主与法 制建设是我国的一贯方针，“依法治国”作为国家治理的基本方略，已写入宪 法，经济体制改革的深入进行和国民经济的进一步发展，要求把更多的经济关 系和经济活动的准则用法律的形势固定下来，使法律成为调节经济关系和经济 活动的重要手段。建立独立的经济法律法规体系已提上重要日程，这将对现代 化建设起着重要作用。 国内外的法制实践证明，一个国家的社会、经济、文化诸方面的发展， 不可能没有法律作为保障，不论世界各国的政治制度、经济制度、国家制度具 有多大的差异性，但在依靠法律实现社会控制这一点上是相同的。所有发达国 家，无一不是靠强化法律手段管理社会各方面活动，使其各项活动依照法律这 种特殊的社会行为规范进行的，我国也不例外。随着社会经济和社会生产力的 发展，用法律手段调整各种社会关系、经济关系也显得十分重要了。 近几年来，国家法制建设、立法工作不断完善，已颁布了一些基本法和行 业法律法规，还有许多法律法规在拟定过程中，国家的法律体系正在形成和完 善。在这种情况下，作为国家法律体系中的电力法体系建设已势在必行。所以， 加强电力法律法规体系建设显得更加必要和紧迫。 转变电力主管机关职能的需要 实现电气化是四个现代化的一个重要标志，是我国经济建设的重要工 作。新中国成立以来，电力工业有了很大的发展，但远远不能满足工农业生产 和人民生活的需要，仍然是国民经济中的薄弱环节。国家对电力工业十分关心， 一直强调要把电放在突出的位置上来抓，提倡多渠道集资办电，加快电力建设 的速度。为了适应电力发展的需要，电力体制的改革不断深化，在电力可持续 192 发展过程中，各种经济关系、社会关系都比原计划经济体制下第一垄断经营时 期发生了巨大变化，投资主体多元化，利益主体多元化，权利主体多元化的新 形势，对政企分开、厂网分开、竞价上网，售电放开，建立与培育电力市场， 实行电力监管的呼声越来越高，并且，呼吁立法先行，规范和保证电力体制改 革的顺利进行和电力的可持续发展。为此，电力体制改革使横向关系和纵向关 系都发生了很大变化。 然而，电力工业又是建立在现代化科学技术基础上的大生产，并有其自身的特点，根据国际经验，发、输、配、售四个环节，两头可以放开，但电网 又必须要有统一管理制度，因此，横向和纵向的社会关系比过去更加复杂了， 对电力工业进行全面的宏观管理和指导，就成了一个十分突出的问题。在这种 情况下，不可能单纯地依靠过去那种行政管理手段，必然地同时使用法律的、 经济的和行政的管理手段才能适应电力行业的发展。而且，即使是行政的、经 济手段也要依法进行，通过法律法规使其规范化。过去几十年，我国电力工业 的管理主要是靠行政管理，尽管对法规、规章、制度的制定也十分重视，但真 正上升为国家法律法规的东西很少，多属于部门规章或行政规范性文件，许多 重要的规定不够规范化、法律化。中国电力体制改革、电力事业的发展需要有 法律指导，并将已成熟的改革措施上升到法律。 随着国家法制建设的加强，各级领导对电力行业的立法开始重视，纷纷提出加强电力行业立法要求，并提出许多立法项目，各项业务工作都需要制订法 规，通过立法来加强部门分管工作的法律地位。这样提出的项目在调整范围上 避免重复交叉。所以，对电力法律体系进行充分的研究，提出一个适合我国电 力发展需要的电力法规体系是十分重要的。 加速电力行业立法，建立完备的电力法律体系，用法律手段调整电力与各方面的社会经济关系，使电力能够满足社会用电的需要，是电力行业的根本任 务所决定的，也是电力生产力发展的需要。新中国成立以来，电力工业发展成 绩是辉煌的。目前，从发电装机到发电量都已居世界第二位，使我国电力短缺 局面得到了相对缓解，使生产力得到了很大发展。我国人均用电量在世界上还 是比较落后的。为此，为了促进电力工业和生产力的发展，加速电力立法，用 法律法规调整电力工业社会关系和经济关系，使其健康发展是完全必要的。把 国家制定的行之有效的方针、政策，通过立法使它条文化、法律化、规范化、 用法律形式确定电力工业在社会经济活动中的地位和作用，使国家机关、经济 组织都有法可依，保证电力工业正常发展是十分必要的。 193 电力，不但关系到国民经济的发展，而且也关系到人民生活水平的提高。 电同各行各业、千家万户有着密不可分的关系。可以说，没有电就没有现代化 的生产、生活活动。同时，电力工业的发展又必须有相关行业保证。所以，不 但广大电力职工盼望加快电力立法，建立完整的电力法体系，而且，广大用电 户也盼望加快电力立法，建立完整的电力法体系。全国人民代表大会等人民代 表议案多次提出要加快电力行业立法，调整电力建设、生产、供应与使用及电 力管理与保护中发生的社会经济关系，为解决日益增加的矛盾、纠纷、争议提 供法律依据，尤其是广大群众希望用法律形式明确电力部门、办电投资者与用 电户之间的相互权利义务关系。 世界上电力工业发展较快的国家都有较系统的电力法规。英国、美国、加 拿大、日本等国，都是电力行业立法较早，法规体系较为健全的国家，东欧一 些国家、东南亚一些国家也较重视电力行业立法。尤其当前电力体制改革遍及 全球，电力立法先行，注意用法律法规管理电力工业，指导改革，为改革创造 法制环境已成为一种趋势。他山之石，可以攻玉，借鉴他国经验，结合我国的 具体情况，建立起具有中国特色的电力行业法律法规体系已十分必要。 建立具有中国特色的电力法律法规体系不但必要，而且也有可能。 第一，我国已经积累了数十年电力工业建设、生产、营销、管理等方面 的实践经验。 第二，我国已经颁布了《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条 例》、《电力设施保护条例》、《电力供应与使用条例》，并且，在过去几十年已 经制订颁发了大批电力规章。据统计，约有500多件规章、规程、规范，可 以作为修改、完善电力法律法规体系的基础。 第三，国家制订的行之有效的方针、政策，为我们完善电力法律法规体 系提供了依据。 第四，我国其他行业立法为电力立法，建立完善的电力法律法规体系提 供了宝贵经验。 第五，国外的电力法律法规可供我们电力立法和建立完善的电力法律法 规体系作参考。 第六，市场经济的建立，电力市场的改革开放为电力法律法规体系建立 194 提供了实践和前提。 由于社会是一个庞大、复杂的有机整体，各种社会活动、利益关 系都是相互作用并内在地联系在一起的，而任何一项法律又都具有直 接的调整社会活动和社会关系的作用。所以，不可能通过单项法律的 作用实现对整体社会的管理。社会的整体性和法律调整范围的单一 性，要求各项法律部门必须相互配合、紧密联系，成为一个完整的法 律体系，才能有效地实现管理社会整体的目的。 电力法律体系，是指以电力基本法律为核心，以国家颁发的有关 电力规划、开发建设、生产、供应与使用及其保护方面的法律、行政 法规、地方性法规以及电力管理部门颁发的规章为补充的，形成不同 等级、不同层次、内容完备、界限明确、结构合理、组织严密的统一 协调的法规群体。 ---整体性。在时间、空间上，是相互联系、相互作用的电力法 规群体。 ---相关性。作为电力法体系组成部分的各单项法规之间，单项 法规与群体法规之间是相互依存、相互衔接的，是部分与整体的关系。 ---层次性。在纵向关系中，法律、行政法规、地方法规、规章 之间具有明显的等级性。在横向关系中，分为若干相互联系、相互作 用而又各自独立的分系统。 ---稳定性。作为电力法体系的法律、法规，是按照一定法定程 序制订与颁布的。因此，在一定时间范围内相对比较稳定。 随着国家有关电力立法的不断加强，目前，中国已经初步形成 了由以宪法为指导，以相关法律、法规、规章为主要内容而形成的 四个层次的电力法律法规体系框架。 ---宪法 《中华人民共和国宪法》 ---法律 《中华人民共和国电力法》等等 195 ---法规 《电网调度管理条例》 《电力设施保护条例》 《电力供应与使用条例》等等 ---规章 《供用电监督管理办法》 《供电营业区划分及管理办法》及其补充规定 《用电检查管理办法》 《居民家用电器损坏处理办法》 《供电营业规则》 建立电力法体系，可以使我国长期以来依靠行政管理和政策指导电力开 发建设、生产经营等各项活动走上法治的轨道，这将是我国电力发展史中具 有重要历史意义的转折。为此，弄清电力法与电力政策，电力法体系建设与 电力政策体系建设的关系，是十分必要的。 电力政策，是在一个历史时期内另政府为了促进电力事业的发展，满足 和适应国民经济发展和人民生活需要，而规定的活动准则，它包括国家的基 本政策、产业政策、以及行业的具体政策等等。 电力法，则是用法律形式固定下来的带根本性和长期性的电力政策。因 此，电力法规的调整对象和内容上都具有广泛性和特殊性。电力法体系，在 我国的法律体系中占有重要的地位。它兼具行政法、经济法、民法及刑法的 内容和特点，具有宏观性和科学性。它对一切有关电力立法和执法活动都具 有普遍的指导和制约作用。 由此可见，电力法体系与电力政策体系是两个不同的概念，但是，二者 又是紧密相联的，它们在不同的阶段和层次上对电力事业的发展起着不同的 作用。 ---都是国家意志的体现 国家意志只有采取一定的形式表达出来，才能转化为有组织的社会实践 活动。电力法律是国家对电力资源开发利用基本法律制度的体现。 电力政策，就是这种国家意志在电力开发利用过程中的基本表达形式。 同样，电力法律，也是国家意志的体现。 196 ---都是社会利益关系的调节器 电力法与电力政策都具有调整社会利益关系的职能。在电力开发利用活 动中，不同的社会团体，有着不同的利益要求，电力政策与电力法律是解决 不同的利益要求的调节器，这是已经被许多人认识到的重要真理。 ---都是实现社会目标的手段 任何社会都有自已的目标，例如：政治目标、经济目标、科技目标、人 口目标、环境目标、安全目标等等，这些目标为社会发展指明方向，也为社 会活动提供了基本依据。电力发展战略及长远规划是电力发展的方向，是人 类为自身为社会所构想的蓝图，只有通过一定的手段才能实现这些目标。法 律、政策都是实现社会目标的手段，电力法律和电力政策则是实现电力发展 战略目标的手段。 ---功能的一致性 电力法与电力政策都具有主观指导与客观规律的统一，相对的稳定性与 变动性的统一的特点，而且，就其内容又都具有目的性、原则性、操作性、 系统性、时效性和未来性。在调整社会关系的功能上具有以下共同的作用。 （1）导向功能对电力开发利用发展方向和人们开发利用电力的行为具 有引导作用。 （2）协调功能，对电力发展过程中各种失衡状态具有制约、调节能力， 在协调社会关系和利益关系上有十分重要的作用。 （3）控制功能，对人们在开发利用电力过程中起着制约和促进作用。以 实现对电力开发利用的宏观控制，对各方面的活动进行广泛的监督检查，发 现和纠正非常规因素，以保障社会电力开发、建设、生产、经营、保护等秩 序的正常运转和发展。 由此可见，电力法律与电力政策的任务、调整对象以及制订的依据都有 某些共同性。 虽然电力法体系与电力政策体系的作用、任务、调整对象等方面有着明 显的相同性，但是，二者又有着明显的区别，其主要表现在以下几方面： ---制定的机关不同。电力法体系中的诸项法律法规均是通过依法享有立 法权的机构颁布的。法律，是国家最高权力机关或其常设机构颁布、修改、 废止的，行政法规是由国务院根据宪法和法律制定的，地方法规是由省一级 人民代表大会和它的常设机构在宪法、法律和行政法规规定范围内制定。电 力政策的制定机关是不特定的，它可以是国家政府机关，也可以是其他有权 197 机关制定的。 ---制定程序不同。电力法体系中诸项法律法规的制定、修改、废止都必 须依照法定程序进行。而电力政策的制定程序是不确定的。 ---表现形式不同。电力法规表现形式较规范化、条文化，无论是法律体 系，还是各项法规中的条文结构都有一套严格的、科学的要求。电力政策的 表现形式则是不规范的，没有固定的形式。如常见的有：颁发文件、会议纪 要、领导讲话等多种形式，有些新政策往往比较原则，只是对电力发展在宏 观上进行指导。如国家曾颁布的产业政策，虽然规定了电力倾斜政策，但怎 样倾斜等具体政策没有规定。 ---约束程度不同。电力法体系中诸项法律法规具有国家强制性和效力的 普遍性，即依靠国家强制力保证执行，不允许任何单位和个人凌驾于法律、 法规之上，如果违反就构成违法行为，违法就必须承担相应的法律责任。电 力政策体系中诸项政策，一般情况下，由有关单位和个人按照工作职责和纪 律自觉执行，不需要由国家强制力保证执行。对违反政策的行为通常是批评 教育，情节严重的也只是给予党纪或政纪处理。 ---稳定程度不同。电力法体系中诸项法律法规都是经过一定的法定程序 制定的，无论从内容上还是从其制定、修改、废止程序上，都比电力政策具 有相对的稳定性。稳定性是法律的特征。虽然电力政策也具有一定预见性， 要保持相对稳定，不能多变，否则易失去政策的严肃性，但它与法律相比， 则具有一定的灵活性。 ---电力法规框架体系基本确立 以《电力法》为龙头，以《电力设施保护条例》、《电网调度管理条例》、 《电力供应与使用条例》三部电力行政法规为骨干，以《水库大坝管理条例》、 《移民管理条例》等相关行政法规，以《供用电监督管理办法》、《供电营业 区划分及管理办法》、《用电检查管理办法》、《居民家用电器损坏处理办法》、 《供电营业规则》等行政规章为补充的电力法规框架体系初步形成，为电力 发展与改革奠定了法制基础，提供基本法制保障。 ---电力法规体系正在不断补充和完善 一些与《电力法》配套的十分重要的电力行政法规仍未出台，如《电价 管理条例》和《农业与农村用电管理条例》，分别在国家计委、国家经贸委起 198 草论证，尚未提交国务院审议。 ---新的电力立法项目需要研究立项 如适应可持续发展战略、电力市场需要和西部大开发需要，研究制定 《水电及新能源开发促进法》、《电力市场监管条例》、《电力市场运营规则》、 《反窃电条例》、《电力建设管理条例》、《人身触电伤亡事故处理办法》等法 规。 ---《电力法》和《电网调度管理条例》亟需修改 受出台背景的历史局限性，《电力法》中没有涉及电力市场的有关法律 规定，一些法律规定已经不符合电力改革与发展提出的新法律需求，必须积 极慎重地做好《电力法》的修改工作，需要确立与市场经济相适应，与新型 电力管理体制相适应，与电力结构调整相适应，与构建现代电力企业制度相 适应，与国际成功的电力改革接轨并符合国际惯例的新法律制度。 应重点补充电力市场建立、运作及电力管制内容，同时要更明确、更 合理地划分政府电力管理部门、有关部门、电力管制机构的权力与责任，以 及电力企业、有关组织的权利与义务，增强可操作性，以真正起到指导和保 障电力改革、促进电力工业可持续发展，规范各有关方面行为的作用。 ---国家法制建设对电力法规体系建设提出新要求 电力企业所处的国内法律环境越来越复杂，与开发、建设、生产、运营、 经营、管理活动直接相关的法律和行政法规1000多部，其中法律310多部， 行政法规800多部，法制的统一性要求《电力法》必须同其他法律法规相衔 接、相一致，融入国家法制建设的整体和全局，及时进行立、改、废。尤其 是《公司法》、《合同法》、《担保法》《刑法》、《招标投标法》、《环境保护法》、 《计量法》、《价格法》、《水法》、《土地管理法》、《消费者权益保护法》、《反 不正当竞争法》《产品质量法》等关系更大更密切，发电企业用地、取水、排 污，电力营销价格、计量、质量等等，受到的法律制约和约束将越来越严格。 最近，国家经贸委起草了《反垄断法（草案）》，正在征求意见，不久将按照 立法程序提交国务院和全国人大审议，对电力企业将产生一定影响。社会主 义市场经济法制建设对电力立法提出了迫切要求，电力立法应当适应国家法 制建设的客观需要，自觉纳入国家立法规划和计划。 ---在电力改革与发展的共同趋势中，先颁布改革法令，后依法推行是一 致做法，但怎样推进和分阶段实施改革则做法各异，没有一个定式。 ---世界发达国家市场经济模式不同，电力改革模式也存在差异，没有最 199 好的模式，只有最适合一国具体国情的模式。反映在各国的电力法规体系构 造上必然既有区别，又有联系；既有共性，又有个性；反映电力工业科学运 行规律是共性，体现不同的所有制结构和社会制度是个性。即便是社会制度 基本相同的欧美发达国家的法律制度也还有大陆法系与英美法系之别，其电 力市场运营所处的法律环境不同。 ---发达国家的电力改革仍在不断向前，其电力法制建设日趋完备和周 密，为中国电力法制建设提供了许多便利条件，如能结合国情使之逐渐本土 化，将对依法保障电力改革起到积极的推动作用。 电力法律体系构成力求覆盖电力工业各方面的管理工作和规范各种行 为。各项法律法规的制订既要有必要性又要有可能性，既要有科学性又要有 可行性。 电力法律体系构成，应力求规范项目少、简、精，作为电力工业法律 法规，国家立法机关不可能制订的很多，尤其是近期内不可能立很多法。 鉴于上述基本指导思想，关于电力法律体系的构成，建议国家建立如 下法律体系框架。（见图表） 200 电网联网与电厂并网许可办法 电网调度管理条例 并网备用电源办法 电价管理条例 电力供应与使用规则 电力供应与使用条例 电力营销许可证管理办法 农村电力管理条例 电 力电力市场规则实施办法 电力市场运营条例 法 电厂竞价上网售电办法 电力市场监管条例 电力监管实施办法 违法行为的监管与处罚 电力设施保护条例 电力实施保护条例实施细则 电网投资与建设条例 窃电处罚办法 电源投资与建设条例 201 中国电力法的渊源，主要是指国家机关根据法定职权和程序制定 的关于电力建设、电力生产、电力供应与使用等各种规范性文件的表 现形式。具体包括： ---宪法。在当代中国法律体系中，宪法的法律地位和效力最高， 任何电力法律、法规都不得与宪法相抵触，必须依据宪法来制定。其 中，宪法所规定的一些基本原则和制度，如“社会主义的公共财产神 圣不可侵犯” “国家保护社会主义的公共财产，禁止任何组织或个 人用任何手段侵占或者破坏国家的和集体的财产”（《宪法》第12条）， “中华人民共和国允许外国的企业和其他组织或者个人依照中华人 民共和国法律的规定在中国投资，同中国的企业或者其他经济组织进 行各种形式的经济合作”（《宪法》第18条第1 款）等等，是电力法最根本的渊源。 ---法律。法律是由全国人民代表大会及其常务委员会制定的效 力仅次于宪法的法律。其中，《民法通则》、《刑法》、《中华人民共和 国合同法》、《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国土地 管理法》的有关规定，以及《中华人民共和国电力法》是重要法律渊 源。 ---行政法规及规章。国务院依照职权和法定程序制定的有关电 力方面的行政法规，如《电力设施保护条例》（1998年）、《全民所有制工业企业转换经营机制条例》（1992年）、《电网调度管理条例》（1993年）、《电力供应与使用条例》（1996年）等。国务院有关部委制定的行政规章，如《供电营业区划分及管理办法》（电力部，1996 年），《居民用户家用电器损坏处理办法》（电力部，1996年），《用电检查管理办法》（电力部，1996年），《供电营业规则》（电力部，1996 年）等等。这些都是电力法的渊源。 ---地方各级人民代表大会、地方各级人民政府、民族自治区的 自治机关、经济特区、特别行政区在宪法、法律规定的权限内所制定、 发布的地方性法规、自治条例、单行条例中有关电力方面的法律规范， 也是电力法的渊源。 ---国际条约和国际惯例。中国法律规定了国际条约和国际惯例 202 的法律效力。如《民法通则》第142条规定：“中华人民共和国缔结或者参加的国际条约同中华人民共和国民事法律有不同规定的，适用 国际条约的规定，但中华人民共和国声明保留的条款除外。中华人民 共和国法律和中华人民共和国缔结或者参加的国际条约没有规定的， 可以适用国际惯例，但不得违背中华人民共和国的社会公共利益。” 随着中国加入WTO进程的加快，我国与他国合作开发建设电力、生产 电力、供应与使用电力的活动将会愈来愈多，我国与有关国家订立的 条约（或协议）也将越来越多，这将进一步充实中国《电力法》的渊 源。 不同社会制度的国家，电力法的调整对象和本质不尽相同。中国 《电力法》和其他国家电力法相比较，具有以下特征： ---有广义和狭义之分。狭义的《电力法》仅指电力法典，即《中 华人民共和国电力法》。广义的《电力法》由基本法和一系列单行法 律、法规所组成。 ---中国电力法是国家按照客观经济规律，组织、管理、开发和 利用电能，保障现代化建设的法律武器。 ---中国电力法是能源法体系的组成部分，它属于行业立法范畴。 ---中国电力法的调整对象，具有纵向关系和横向关系的统一性。 同时，中国电力法既调整电力行业的内部关系，又调整电力行业与其 他行业的外部关系。 ---中国电力法的主体既是管理关系的参加者，又是经济协作法 律关系的参加者。 ---中国电力法具有实体规范和程序规范相结合的特征。中国电 力法既规定了法律关系主体之间的权利和义务，也规定了实现这些权 利和义务所必须遵循的程序，以及违反该法所应承担的民事、行政、 刑事责任。 ---中国电力法体现了责、权、利的相互结合。无论是国家电力 管理部门，还是电力企业、用户，无论是在纵向经济关系中，还是横 向经济关系中，都必须各尽其职，各负其责。 中国电力法是能源法律体系和公用事业法律体系中不可缺少的 重要组成部分，在国民经济管理中起着重要的作用。特别是对电能的 203 合理开发、利用、促进电力事业的发展，使电能发挥更大的社会效益 方面具有重大作用。电力不但是国家的重要能源，在国民经济中占有 重要地位，而且与人民生活的关系越来越密切。电力法对于人们依法 开发建设、管理、保护电力能源具有重要作用。可以说，电力法是国 民经济发展和人民生活的保障法。具体来说，主要体现在以下几个方 面： ---保障和促进电力事业稳定发展。《电力法》是在总结中国电 力事业发展的经验教训基础上，将有利于电力发展的方针、政策通过 法律形式确定下来，并据此建立起基本的电力法律制度，来规范和保 障电力事业的发展。 ---肯定和巩固电力体制改革的成果。近年来，随着“政企分开” “ 网厂分开”等电力体制改革步伐的加快，明确了“公司制改组、 商业化运营、法制化管理”的改革目标，在电力管理体制、电力经营 机制、电价、电力投资、电力规划、电力建设等各方面都有较大改革， 《电力法》将这些改革成果以立法的形式固定下来，保障和促进电力 体制改革按照社会主义市场经济的要求进一步深化。 ---规范政府的管理行为。《电力法》规定了政府在电力管理中 的作用和职责，明确了政府管理部门与电力企业的关系，阐述了政府 和电力企业在发展电力事业中的地位。哪些属于政府行为，政府有关 部门对哪些问题要负起责任，《电力法》都作了明确规定。 ---促进电力企业自主经营、自负盈亏。按照政企分开的原则， 电力企业要依法自主经营、自负盈亏，并接受电力管理部门的监督。 ---为电力事故损害赔偿及责任承担提供法律依据。 《电力法》的适用范围，即《电力法》的效力范围，是指《电 力法》在什么地域范围内，对什么人，在什么时间范围内有效。《电 力法》第二条规定，本法适用于中华人民共和国境内的电力建设、生 产、供应和使用活动。据此，《电力法》的适用范围应为： 生产、供应和使用，都受《电力法》的调整，即一律适用《电力法》。 即对哪些人适用的问题。《电力法》 对中国领域内的中国人，包括自然人、法人及其他组织当然有效；《电 204 力法》对在我国领域内从事电力建设、生产、供应和使用的外国人（包 括外国公民、无国籍人和外国企业）也同样适用。至于在中国领域外 的中国人在国外从事电力建设、生产、供应和使用就不适用中国《电 力法》。 从《电力法》的地域范围和对人的效力范围来看，中国《电力 法》确定适用范围时采用的是属地原则，即依国家主权的地域范围来 确定法律适用范围的原则。 即《电力法》在什么时间范围内有效。《电力法》第75条规定，本法自1996年4月1日起施行，即从1996年4 月1日起生效。 中国电力法作为调整电力建设、生产、供应和使用的法律，同其 他法律既有区别又有密切联系。 宪法是国家的根本大法，又称为“母法”，在国家的法律体系中处于最高的法律地位，任何法律、法 规都不得与宪法相抵触，必须依宪法而制定。电力法作为行业法，它 是宪法原则在国家管理电力的法律制度的具体化。电力法是调整特殊 的商品－－电力的建设、生产、供应、使用法律关系的法律，作为特 殊的商品，国家必须对其进行管理和调整。 电力法中包含有民事法律规范，特别是电力供应与使用关系，就是一 种特殊商品的买卖合同关系。电力，作为特殊的商品，国家必须对其 进行管理和调整，从而在电力法中又反映出其具有行政法律规范的内 容。诉讼法是有关处理和解决争议的法律，包括刑事诉讼法、民事诉 讼法和行政诉讼法。电力法对违反该法所应承担的民事、行政、刑事 责任做出了明确规定,但涉及到诉讼时，应按照有关诉讼法规定的程 序进行。 首先，《电力法》确定的政监合一模式，以及不同主管部门分散行使管 电职能的管理体制，与当前世界上政监分离、集中监管的电力改革不一致， 205 在我国如何界定行政主管部门与监管机构的法律地位和职责，需要《电力法》 予以明确。 其次，电力管制机构是内设于电力行政管理部门，还是独立于电力行政 管理部门之外，两者之间职责如何界定，没有法律规定。 再次，是实行电力规划、许可、电价、运行、执法集中于一体电力监管 模式，还是突出对电力市场运营的单一监管模式，没有法律规定。 此外，电力行政执法权行使有法律依据，但执法力量不够。 表现一：除司法权外，中国电力管理权与行政执法权是合一的，这种体 制导致电力行政管理部门虽享有电力行政执法权，但专门执法力量严重不足， 并且受到行政编制的严格限制，不能有效地履行电力行政执法职能，难于全 面实施对电力监管和市场监管。 表现二：随着电力市场的形成，电力企业没有电力执法权。根据目前的 法律规定，任何单位和个人都有权利制止电力违法行为，电力企业的权利也 仅限于此。由于电力企业具有较为明显的公益性特征，为维护电力网络系统 的安全稳定运行，有些危害安全的行为又需要电力企业及时查处和有效制止， 现行法律规定不能满足这种客观要求。 总之，目前电力体制改革遇到的问题，主要是依照国家有关政策文件操 作，亟需纳入电力法，通过立法程序把成熟的政策和正确的改革方向上升为 法律条文，形成改革法令，依法推进和保障改革连续性、稳定性、权威性。 现行电价机制和法律制度不适应市场经济的需要。 ---电价受价格法规的调整，有其自身的特殊性，构成复杂，种类复杂， 尽管屡经整顿，但反复较大，关键原因是没有专门的电价管理法规，缺乏科 学规范的电价机制。 现行《电力法》对电价实行的是政府核准制和定价制，电力企业没有 根据市场定价的自主权，既不符合价值规律，又不符合供求规律，也不符合 竞价上网的改革要求，需要改变为上网电价实行竞价式，互供电价实行协商 式，输配电价实行核准（管制）式，终端销售电价实行政府定价（严格管制） 式。 竞价上网缺乏法律依据，阻碍厂网分开、竞价上网改革。价格法律障 碍表现为：一厂一价、一机一价，老厂老价、新厂新价，政府核定上网电价 制度已经明显不符合建立竞争性电力市场的需要。一方面造成不平等竞争， 另一方面某些厂、机上网电价过高，加重电网和消费者负担。 206 现行《电力法》只规定了发电电价和销售电价模式，输配电价模式尚 无政策依据，也无法律依据，厂网分开后电网经营企业的经营收入从何而来， 没有法律保障。同时，过高的上网电价和政府制定的低销售电价（目录电价） 都要电网消化，电价风险实际上主要由电网承担。在输配电价的核定上，既 要使电网直接从市场取得经营收入，又要解决区域性成本差异而导致的收支 失衡问题。 销售电价屡次下调，分时电价、峰谷电价、丰枯电价有了一些实践和 探索，需要上升为《电力法》的规定来依法规范和引导，鼓励用电与合理用 电相结合，发挥电价的杠杆作用，调节电力需求。 供需缓和带来电力促销，电厂可以直接同大用户订立购电合同，是世界 许多国家电力改革的共同经验，是继续推进电力市场化改革的方向，需要《电 力法》将这一改革方向确立下来，以便适应逐步向大用户开放电力市场的要 求。直接购电需要发电商、大用户和电网经营企业三方签订两个关联合同， 方可实施，一是发电商或用户同电网签订输电合同，二是发电商同用户签订 购电合同。输电合同是一种新类型的电力合同，由于没有过网费的法律规定， 直接妨碍此项改革。现行《电力法》规定的供电营业区专营制度，也是需要 突破的法律障碍。 构筑电力市场需要三个必备条件：一是技术支持系统，二是竞争规则， 三是市场监管，三者缺一不可。技术支持系统建设及运行相对比较容易做到， 而竞争规则和市场监管机制的建立则难度较大，是公开、公平、公正竞争的 基础，是需要纳入《电力法》调整范围的两大法律问题。 突出表现一是：一些已经签订的《购电合同》中电网对发电商承诺，在 20年左右经营期内，固定机组年发电小时，固定回报率，固定上网电价。根 据《合同法》关于要约与承诺的规定，三个固定承诺具有法律效力和法律约 束力。过去签订的这类合同，使得一些发电商享有超国民待遇，单方面保证 发电商的利益，市场风险由电网单方面承担，既损害电网利益，又损害其他 发电商的利益，与竞价上网是矛盾的。 突出表现二是：缺乏电力市场运作的法律法规，即竞争规则滞后，主 要靠《合同法》约束交易活动，保障电力市场正常秩序的运营规则及监管法 规缺乏。对改革后的电力市场，既缺乏约束，容易形成自由化的市场行为， 又可能因缺乏法律依据而难以形成市场机制。 207 “多家办电厂”在现行《电力法》第三条有法律依据，发电环节投资主 体多元化，极大地促进电力发展。但是，电网投资主体目前是单一化，造成 投资渠道单一，资金来源不足，特别是明年全面取消贴费后，电网建设资金 如何筹集，将是电网建设面临的重大现实问题。所以，改革电网投资体制势 在必行，现行《电力法》规定的投资原则亟需修改，实行国家主导下逐步开 放电网投资领域制度，适应厂网分开和社会公众对电网建设的需求变化。电 力投资体制改革的基本法律原则是，电源开发经营性项目大力吸引社会投资， 电网建设改造公益性项目由政府投资为主。既要分清电力投资者的不同职责 定位，根据电源和电网的不同特点，充分发挥国家在电网建设中的主导作用， 持续进行电网建设，保证电网在国民经济运行中的基础性地位。 随着政企分开深入，政府和电力企业间的权责边界需要《电力法》进一步界定。突出表现就是政府应当承担的责任没有全部到位，企业应当享有 的权利没有全部落实。电力企业受到追求经济效益和承担政府责任的双重目 标牵制，难以真正做到自主经营、自负盈亏。如，一方面，电力企业要和其 他经营性企业一样，以经济效益为中心，实现利润目标；另一方面，电力企 业又要承担许多低于成本的公益性支出。客观上造成企业职能和社会职能无 法彻底剥离分清，公益性负担不能量化，电力企业商业化运营的机制很难建 立起来，电力企业还没有真正立起来。 随着厂网分开、发输分离改革稳步推进，传统的自然垄断性与市场经营性 交织在一起的电力管理体制实践上已经突破，但相应的法律制度和运行机制 还没有确立，使发输分离缺乏牢固的法律支撑。发电企业、电网运营企业、 电力营销企业作为不同的法律主体身份，需要从法律准确定位，界定其经营 范围和经营方式。 既要构造适应市场竞争的企业主体，又要保证电网不被分割和破坏。坚 持实施统一调度，维护和发挥电网的整体功能优势，确保电网的完整和统一， 保持电网安全稳定有序运营和畅通高效，是引入竞争、开展竞争的前提和基 础。尤其在我国国民经济转轨时期和可持续发展阶段，国家需要电力在确保 208 重大经济目标方面继续发挥宏观调控作用，确保国家对电网的控制力，保持 国民经济在重要行业和关键领域的支配地位。竞争和管制需要统筹考虑、兼 顾解决，在法律上准确把握。 电费收缴困难和窃电现象比较严重，是电力企业生产经营中最为突出和 具体的现实法律问题。 不克服和有效解决这两个法律问题，将使电力交易风险莫测，严重影响 电力企业的经营目标。拖欠电费和窃电对建立电力市场为害甚烈，既是建立 中国电力市场当中遇到和存在的特殊社会现象，也是中国电力改革不同于国 外发达国家所处的特殊法律环境，是改善和加强对电力企业法律保护和司法 救济的难点之一。 2 城市电网改造一户一表工程实施到位，千家万户将直接同供电企业建 立供用电合同关系，由此带来的诸多法律问题亟需纳入法律调整范围。 农电两改一同价改革和城镇化步伐加快，城乡电网一体化管理所产生 的一系列法律问题，特别是把国家管电网的触角直接延伸到终端用户将形成 一系列新的法律关系，尤其在农电体制改革中，各类新矛盾新问题必须依法 处理。比如资产代管后，电力企业与地方政府（包括村委会）之间产权的界 定、职能与职责的界定、各类协议的签定、劳动用工制度的体现，等等。 需要通过立法程序制定为法律制度，把政策上升为法律的时机已经成熟， 形成电力改革法令，规范、引导和保障电力改革稳步、有序地向前推进，依 法排除对改革的干扰和影响。 国家管电网即电网经营企业代表国家统一经营管理，是由电力系统的网 络性和电网在国民经济中所处的基础地位决定的，国家管电网实施统一调度， 需要进一步从法律上强化力度、深度和广度，该管的一定要纳入管理幅度和 管理范围，不能有丝毫消弱。大家办电厂要从法律上进一步明确，给投资者 一个更加清楚明确的概念，“大家”并不排斥电网经营企业这一主要投资主 体，并不排斥电网经营企业对保障电网安全稳定运行所必须的大型骨干发电 209 企业、调峰调频电厂的控制。 现行《电力法》是我国第一部电力法，它诞生于计划经济向市场经济的 转轨时期，是全国人大常委会于1995年12月28日颁布，1996年4月1日 起正式实施。《电力法》的颁布实施，是新中国能源法制建设的重大成就，更 是电力法制建设的里程碑。以此为标志，我国的电力工业步入法制化管理轨 道。现在，《电力法》实施已经5周年了。5年来，《电力法》对保障和促进电力事业持续、快速、健康发展，保障电网安全稳定运行，满足国民经济和 社会发展用电需求发挥了积极作用，有力地促进了电力改革与发展。其主要 表现在： ---《电力法》是一部电力振兴法。它确定的鼓励投资办电，支持和保 护投资者收益原则，极大地调动了中外投资者办电的积极性，有力地促进了 电力工业的发展，为扭转我国长期缺电的局面发挥了十分重要的作用。截至 2000年底，全国发电装机总容量达到3.16亿千瓦，我国发电装机容量和发电量均居世界第二位，进入世界电力生产和消费大国的行列。随着历时多年 的严重缺电状况基本结束，电力供求关系正在发生重大变化。 ---《电力法》是一部促进政企分开改革法。它确定的电力工业管理体制 必须实行政企分开的改革，在党中央、国务院的领导和国家综合部门的指导 下，1997年国家电力公司组建，1998年撤销电力部，在中央层面实现了政企分开。按照部署，目前，大多数省（自治区、直辖市）电力局已经撤销，做 到了政企分开。目前。我们正在推进“厂网分开、竞价上网”改革的试点工 作，城网建设和农电“两改一同价”取得了阶段性成果，市场机制在电力资 源配置中日益明显地发挥基础性作用，电力发展的体制环境发生重大变化。 ---《电力法》是一部调整各种法律关系，保护投资者、经营者、消费 者权益的重要法律。在电源建设和运营方面，无论是直接投资还是间接投资， 无论是国内融资还是国外融资，投资者的利益都受到《电力法》的严格保护， 为培育新的电力市场主体、实行网厂分开的改革，奠定了坚实的基础。与此 同时，《电力法》的实施使电力企业的自主经营权进一步扩大和落实，减轻了 消费者的不合理电价负担。 210 修改《电力法》，不是重新制订《电力法》，因此，整体框架不应作大 变动，应根据中国立法惯例，适当修改框架，大量修改补充新形势下的新内 容。修改中要把握的基本思路是：（1）克服狭隘性。要从尊重和保护电力消费者和全社会的公共利益，促进电力可持续发展和国民经济发展全局设计《电 力法》修改方案。（2）正确把握立法的前瞻性与电力改革的阶段性的关系， 原则性与可操作性的关系。即要为改革提供法律依据，将带有方向性、规律 性的内容提炼概括为法律原则，又要不纠缠细枝末节，为改革深入留有余地 和法律空间。（3）在条文的修改、补充、废止上把握市场经济内容的完善， 并且正确处理好立法与政策之间的关系。既要确立电力市场的基本制度，又 要确立电力市场的监管制度。 为此，修改《电力法》的框架及主要内容应由10部分构成，即：总则、 电力建设、发电与电网运营、电力供销与使用、电价与电费制度、农村电力 建设与农业用电特殊制度、电力设施保护、电力监管、法律责任、附则。 第一部分为总则。主要内容包括：立法目的和立法宗旨；《电力法》选用 范围；电力事业发展方针和应遵循的基本原则；电力事业实施法律保护的对 象；国家鼓励的主要政策；电力主管部门和监管部门的分工；电力企业经营 原则；等等。 第二部分为电力建设。主要内容应包括：电力发展规划制定的基本原则； 电力规划与社会发展规划的关系；电力建设用地政策；保护电力可持续发展 的基本制度；电力建设实行的法律制度；电力建设工程与环保工程的关系； 电力建设项目用水制度；等等。 第三部分为发电与电网运营。主要内容应当包括：发电与电网运营的基 本原则；电力市场主体法定义务；发电燃料的购买、运输、接卸关系；电网 运行与并网；电网调度；调度机构的设置；电力市场运行准则；等等。 第四部分为电力供销与使用。主要内容应当包括：电力供销管理；电力 供销准入制度与准入形式；电力供销企业对用户的法定义务；用户直接向发 电企业购电准许办法；供用电合同及供用电合同的履行；电力质量要求；电 力停电时供销企业的义务和执行程序；电力事故抢修和抢险救灾紧急供电； 电力计量；对用户法定义务的规定；等等。 第五部分为电价与电费制度，主要内容应当包括：电价含义；电价原 则；发电企业上网电价；电网与电网之间的互购电价；输配电价的确定；销 售电价；电价的限制和禁止内容；等等。 第六部分为农村电力建设和农业用电，主要内容应当包括：政府规划 211 与农村电气化规划的关系；国家对农村电气化优惠政策；农村小型电源的开 发建设；对农村电力事业的管理形式；农业生产用电的特殊政策；等等。 第七部分为电力设施保护。主要内容应当包括：电力设施的保护范围； 保护措施；电力设施保护区内的禁止行为；电力设施与其他设施相邻关系的 处理；等等。 第八部分为电力监管。主要内容应包括：实施电力监管的主体；监管的 内容与范围；监管的具体事项；监管人员的配备与条件；电力监管人员执行 公务的职权范围与义务；等等。 第九部分为法律责任。主要内容应包括：电力违约责任；侵权责任；免 责事项以及违反法律规定应当承担的法律责任。 第十部分的内容应当是附则。主要内容是法律生效的时间；重要名词定 义及法律解释的效力；等等。 关于《电力法》内容的修改，建议做以下几项重大变动： 第一、 建立规范的电力市场。把建立全国统一、公平竞争、规范有序 的电力市场，优化资源配置，作为立法目的，使新法具有强烈而又鲜明的市 场气息。 第二、厂网分开，重新明确电力市场经营主体的法律地位。根据主营 业务划分为发电企业、电网经营企业、电力供销企业等基本类型，界定不同 的经营范围。 第三、确立国家管电网，输配电网统一运营制度和输配电网网络开放 服务制度。 第四、改革电网投资体制，加强电网建设。改革电网投资主体单一的 状况，使电网与电源协调发展，确定电网所有权与经营权分离，实行输配电 网垄断经营模式。 第五、逐步健全合理的电价形成机制。建议新法确立新的三段式电价 制度，即发电环节的上网电价实行市场定价，输配环节的输配电价实行监管 定价，售电环节的销售电价在政府监管下逐步实行市场定价。 第六、大用户直接向电厂购电与售电侧市场开放。赋予用户选择权， 既允许大用户直接向电厂购电，又允许根据改革进程选择售电商，并对售电 商之间的相互竞争进行法律引导，但不应允许重复建设输电线路。 第七、防止发电侧市场不正当竞争。新法应规定对发电企业上网电价 上限、下限进行监管，并禁止发电企业利用电力电量份额优势，操纵上网电 212 价，垄断市场。 第八、维护五级调度和电网公共安全。新法应当明确电力市场参与者 负有维护电网安全的义务，必须服从调度机构的统一调度，不得擅自并网和 解网运营等。 第九、确定电力市场监督管理问题。这是各国电力市场通行的一项制 度，我国《电力法》应增加此项制度，以适应监管调度“三公”和维护电力 市场秩序的需要。 第十、关于保护电力可持续发展与开发利用洁净能源的法律制度，需 在电力法修改中加以明确，并增加、补充、修改相应条文。 新法应当是面向21世纪的促进和保障电力工业改革与发展的一部电力 法。从新法当中，可以使投资者获得更为广阔的投资领域，使电力企业获得 更加自主的市场主体地位，使电力用户和广大电力消费者受益，获得更多的 选择权、享受更为充足便捷、优质价廉的电力服务。 修改后的《电力法》所涉及的内容，应与一定的经济、政治、文化、 历史、技术以及发展阶段相联系，经济基础决定上层建筑，作为上层建筑的 《电力法》应当而且必须反映经济基础的变化。国家立法机关应尽快修改《电 力法》，更好地适应完善社会主义市场经济体制的需要，使我们能够更好地依 法治电、依法治企，使中国电力事业健康有序的发展。 213