售电侧放开涉及对电力销售市场进行重构，是一项涉及面广、影响主体多、工作量浩大的系统工程，任务非常复杂。当前，我国推进售电侧放开，有许多关键问题需要解决。
在中央财经领导小组第六次会议上，习近平总书记强调，要推动能源生产和消费革命，还原能源商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制。电力生产消费的完整产业链包括“发、输、配、售”四个环节，其中输电和配电都具有自然垄断属性，发电和售电环节则属于可竞争领域。我国发电环节已经建立竞争性市场，推进售电环节放开，通过构建多个售电主体，赋予终端用户购电选择权，在售电环节引入竞争，形成多家售电、用户自主购电的市场格局，成为下一步深化电力改革的共识。
售电侧放开的国际经验
总结国外售电侧改革的历程可以发现，各国从理论指导、顶层设计、立法先行、分步实施，再到改革评估和调整，基本形成了一套完整的改革方法论，保障了改革的顺利实施。以英国为例，它以新自由主义经济理论作为改革的理论基础，整体设计了以私有化、市场化为核心内容的改革方案，通过1989年《电力法》纳入法制化轨道，按照法律规定的改革内容和进程分阶段实施，对改革重大结果进行评估，2001年、2011年根据评估结果依法对改革进行了调整。对于英国电力市场化改革的效果，专家学者、业界人士有着完全不同的评价，但对改革推进的方法步骤却是基本认可的。去政府规制、推进电力市场化改革的国家，普遍要求具备如下基础：电力装机有一定富余，电力供需总体平衡有余，具备市场竞争条件;有较为完善的电价体系，基本不存在交叉补贴;市场经济基础好，电力市场规则和监管机制相对完善，强化电价、市场投机行为等监管。这些为各国推进售电侧放开营造了良好的环境。
中国国情决定了售电侧改革的复杂性和艰巨性
售电侧放开涉及对电力销售市场进行重构，是一项涉及面广、影响主体多、工作量浩大的系统工程，任务非常复杂。当前，我国推进售电侧放开，有许多关键问题需要解决。例如，售电侧放开模式的选择，独立售电主体的构建，市场化价格机制的建立，发电侧竞争性市场的完善，解决电价交叉补贴、实施普遍服务等配套政策的出台等。这些问题涉及市场建设、行业监管、交易机制、电价机制、法律法规、企业经营等重大改革，由于体制、机制、政策、技术等现实因素的影响，很难一步到位。从国际上看，各国从改革方案设计、分阶段推进，到用户选择权全部放开，往往历经数年甚至十几年。因此，我国推进售电侧改革，必须考虑基本国情和电力工业实际，充分认识这项改革的复杂性、艰巨性、持久性。
从国外改革的经验教训来看，售电侧放开未必能取得满意的改革效果。英国、德国、美国部分州、澳大利亚、新西兰等国家和地区在售电侧放开以后，电价在改革初期由于竞争出现下降，但从更长时期来看，电价不但没有降低，反而出现较快上涨。2013年，美国经济学家研究指出，美国得州自2002年1月开展售电侧竞争，不仅未能实现引入竞争、提升效率、降低电价等预期目标，反而形成了多家售电商通过价格合谋共同攫取高额利润的现象，导致竞争地区的购销电价差比其他地区更高，被人们寄予厚望的“竞争促效率”并无有力的经验证据支撑。
电价事关国计民生的基础方面，改革前后电价高低升降是对改革成效的一个重要评价标准，对参与改革的各利益相关方都有着切身的影响。我国长期实行政府定价机制，发电侧的上网电价和售电侧的销售电价都由政府价格主管部门决定，电价形成机制比较复杂。例如，我国电价的交叉补贴问题就比较严重。一是工商业用户长期补贴居民用电。二是城市用户补贴农村用户。城乡同价后，城市多负担成本、农村少负担成本，形成交叉补贴。三是同类用户之间存在交叉补贴。如同类用户不同电压等级之间存在交叉补贴，工商业内部也按用户承受力进行分类定价。售电侧放开后，高价工商业用户参与直接交易，电网企业原有的购销模式发生改变，如果没有机制约束或通过其他方式回收，将造成电价交叉补贴没有回收来源的问题。面对高额的电价交叉补贴缺口，若国家价格主管部门提高享受交叉补贴的电力用户的销售电价，将面临用户承受能力不足问题，引起社会弱势群体不满;若争取国家和地方给予财政补贴，又因金额巨大，面临难以操作的问题。在电力改革方案还没有出台前，国家首先在深圳进行输配电价改革的试点，足以说明电价改革在整个电力市场化改革中的地位作用以及复杂程度。
在售电侧放开后，存在电价上涨的风险。这种风险主要来自电力管理成本、协调成本的增加，来自独立售电企业的赢利需求等因素。同时，我国市场基础相对较弱，信用机制不健全，监管体制不完善，法规建设滞后于改革实践，市场化改革还处在探索和逐步深化阶段，竞争性的市场结构形成需要相当长的探索时间。发电及电网企业、用户自行承担和规避市场风险的能力弱，能否达到预期的降低电价、改善服务、提高效率的理想目标，有待观察。
立足我国实际，稳妥有序推进售电侧放开
推进售电侧放开，需要在“放开两头、监管中间”(“两头”是指发电侧和售电侧，“中间”是指输、配电自然垄断环节)的总体框架下，纳入全国统一电力市场体系建设进程，统筹考虑、稳步推进。
一是加强顶层设计，立法先行。国家主管部门组织制定售电侧放开改革方案，系统解决改革面临的售电业务界定、售电主体培育、价格和市场等配套机制建设等关键问题，提出符合我国国情的改革顶层设计。同时，修订电力法、监管条例等相关法规，进一步明确各级政府、发电企业、电网企业、售电企业和电力用户各类市场主体的责任义务，为售电侧放开提供坚强的法律基础，做到售电侧放开有法可依、有法必依、执法必严、违法必究，于法有据、依法有序地推进售电侧改革。
二是完善市场监管，保证市场公平开放。电力监管部门对电力市场参与各方实施严格监管，重点对电网公平、无歧视放开准入情况、交易组织方式、调度交易执行情况、信息披露、可再生能源发电等方面进行监管;从市场准入、交易秩序等方面加强对发电、售电等各类市场主体的监管。以维护电力市场秩序，确保参与各方的合法权益和社会公共利益，保障电力系统安全稳定运行。
三是构建公平开放、统一的电力交易平台，有序开展竞争。这方面，国家电网公司作为电网企业做了许多探索工作，一个统一的电力市场技术支撑平台已上线，试运行状况良好。为了避免技术平台重复投资建设、技术标准不同和无序竞争问题，未来售电侧改革应充分利用已有技术平台，通过推进全国统一电力市场交易平台建设和深化应用，加强对现有技术平台公平开放度的监管，促进市场竞争有序开展，提高资源的优化配置效率，降低改革成本，提高实效性。
四是妥善解决交叉补贴问题，与电力市场建设同步推进。电价交叉补贴事关广大人民群众的切身利益，也是决定电力改革成败的重要因素。因此，需要将妥善解决电价交叉补贴问题作为电力改革方案的重要组成部分，与电力市场建设同步推进，逐步取消不同电压等级、不同用户类别销售电价之间的交叉补贴。售电侧改革初期，可由电网企业向价格主管部门申报现有各类用户交叉补贴数额，通过输配电价回收。未来可探索实施通过征收电价交叉补贴加价、设立电力普遍服务基金等方式，解决交叉补贴问题。
五是统筹制定相关配套政策机制，促进能源市场清洁健康发展。建设全国统一的电力市场，有利于增强电力系统消纳清洁能源能力，实现清洁能源高效开发和利用。同时，统筹推进排污权交易市场、碳市场、节能量交易及可再生能源配额交易等市场建设，同步推进煤炭、天然气等相关市场发展，与电力市场建设形成合力，促进我国统一市场体系发展，发挥市场在资源配置中的决定性作用。
(本文系国家社科基金重点项目“中高速增长阶段收入分配调整与产业结构升级研究”(14AZD019)阶段性成果)
(作者单位：中国人民大学经济学院;中国人民大学汉青经济与金融高级研究院)
