电力市场化改革“深水区”在这里，看你敢不敢闯！

聚焦电力热点，解读电改趋势，关于电力不可不知的那点事儿。

电力行业作为基础产业，其行业变迁必然伴随着社会发展改革，其改革成败也会影响到整个经济体制的改革成果。纵观欧美电力市场化改革，无不是在经济增长放缓、电力工业发展成熟的历史背景下启动的，无不是在依托市场化手段优化配置资源的思潮支持下出现的。

站在改革开放40周年的重要时间节点上，面对复杂的经济环境，电力行业更要坚定不移地以市场化改革促发展，推动电力行业和经济社会的高质量可持续发展。

改革红利来自何方?

我国电力体制改革自1985年“多家办电”开始，先后经历过政企分开、厂网分开等重大变革，直至2015年新一轮电改提出电力市场建设、交易机构组建和规范运行、发用电计划有序放开、输配电价改革、售电侧改革及规范自备电厂等六个核心目标。目前来看，改革卓有成效的环节是输配电价核定、发用电计划放开、售电侧改革。这些改革切实起到了提升服务用户水平、促进市场主体意识觉醒、吸引社会资本投资、促进地方经济发展等作用。

虽然新一轮电改取得了不俗的成绩，但新形势下也浮现出一些新问题：交易中心“人财物”三权不独立，相应监管机制缺失；市场管理委员会形同虚设，表决机制虚无缥缈，甚至出现“部分成员会前定规则、部分成员会中听宣贯、部分成员会后等通知”的现象；电力市场中发电企业因行业不景气，而达成垄断协议的不轨行为频现，售电公司“人情电、关系电”承载利益输送，改革初期“千金买马骨”吸引来的人才和资金逐渐流失。这些问题大都源于市场化机制构建和监管机制改革的相对滞后。

站在改革的关键历史节点，要明确电力市场化改革路在何方，首先要明确一个根本性问题：改革红利来自何方?

本轮电改开启以来，“改革红利”主要来自于三部分：

一是发电企业以市场化交易的形式降低上网电价;

二是电网企业通过清理不规范收费和降低计提折旧比例降低输配电价;

三是政府取消部分政府基金及附加。

依据国家发改委有关数据，2017年全年降低企业用电成本约1000亿元，为实体经济提供了有力的支撑。

那么这种“改革红利”可持续吗?

以发电企业为例，红利的另一面是2017年火电企业亏损面不断扩大，五大发电集团的上市公司集体出现利润巨幅下降和单季度亏损，与之对应的是同期大型电力集团密集的“债转股”项目和甩卖资产潮。若非国资背景支撑，很多发电集团可能已经像美国加州电力危机中的太平洋煤气电力公司一样，因快速攀升的燃料成本和管制的销售电价而破产。即使进一步扩大市场化电量比例，释放红利的多少仍取决于电力企业对亏损的承受能力或是中央财政对其的“输血量”，不能从根本上解决这个问题。可见这种“改革红利”不过是一种另类的转移支付，最终还是要全社会来买单。

市场化价格形成机制是基石

因此改革经历了初期释放红利“聚人心、动起来”的阶段后，重心应尽快转移到“虑长远、建机制”上。而真正可持续的改革红利也应该是建立在市场化的价格形成机制的基础之上，来自于资源的合理优化配置，来自于行业冗余低效的出清，来自于能效水平的提升，来自于全要素生产率的提高。

一是资源的合理优化配置。

资源配置职能和宏观调控职能同样作为电价的两大主要职能，但一直以来宏观调控职能被过度强调，以至于市场化的价格信号处于缺失状态。随着社会经济环境的变化，电力紧缺时代中电力企业依托于经济、用电量高速增长的“跑马圈地”式的粗犷发展模式难以持续。而缺失的价格信号和地方拉动经济的需求还在继续推动电力企业过度投资、盲目投资。近年来全国火电利用小时数持续下降，发电行业整体产能过剩已成共识。而电网企业由于自然垄断，投资浪费的现象同样存在且具有很强的隐蔽性。依据能源局发布的《浙福特高压交流等十项典型电网工程投资成效监管报告》，使用效率低、未核先建等乱象在电网建设中同样存在。考虑到电力建设项目动辄上百亿至几百亿的投资规模，光盲目投资带来的资源浪费就足以抹平改革中释放的红利。

为此有关主管部门先后出台了煤电联动、峰谷电价等一系列政策，但行政政策的症结在于始终无法给出精准的价格信号——即在某个具体时间点、具体位置，电价是多少?别说是相关主管部门，就连企业经营者也很难判断某项具体投资能否产生足够的投资效益。缺乏价格信号的后果就是电力行业的整体过剩与地方结构性短期电力短缺并存，主管部门出台政策只能以省为单位“一刀切”、保障供电与警惕过剩风险“左右互搏”。要想解决这种投资决策的盲目性，必须要切实加强电力市场化机制建设，这种市场必须是能给出由竞争产生的精确价格信号的“真市场”，而不是无法引导资源配置的“伪市场”。只有充分体现电力商品属性，让市场在资源配置中发挥决定性作用，才能将原本由全社会承担的无效投资节省下来，这才是真正的改革红利。

二是行业冗余低效的出清。

市场价格信号引导资源配置是伴随着优胜劣汰实现的，要想防止垄断环节将自身的低效通过高价格转嫁给下游企业，就要建立健全竞争环节的退出机制和垄断环节的监管机制。

竞争环节的退出机制主要包括企业的退出和人员的退出。由于体制性缺陷，一些亏而不倒、僵而不死的发电企业尤其是国有企业，仍然靠发电集团或政府的背书，由银行提供的资金维持运转。企业作为一个自负盈亏的市场主体，应从发电集团或政府背景中剥离出来，通过市场竞争将电量向有竞争优势的发电企业集中，通过提高单个发电企业的负荷率来降低成本，最终将改革红利回馈给用户。但这种优胜劣汰一定是基于市场化的，而非行政式的基于某个指标的“一刀切”，否则就会出现高效坑口电厂的对口煤矿因规模小被行政关停导致电厂破产之类的闹剧。

人员的退出更加考验决策者的智慧与决心。据《2018年美国能源与就业报告》，用电量基本维持在41000亿千瓦时左右的美国，2017年从事电力、燃气输配行业的总人数仅为41万，而2017年售电量为38745亿千瓦时的国家电网全口径用工人数达163.3万。即使考虑到国情差异，供电环节机构臃肿已成不争事实。随着发用电计划的进一步放开，电网企业原有的数十万营销队伍也将面临分流压力。如何建立严密、规范、透明的人员退出流程，需要更长远的规划、更科学的策略，以避免失业对社会造成冲击。

如何避免垄断企业将自身的低效转嫁到用户身上历来是自然垄断行业的监管难题。近日国家发改委已发布通知，要求取消电网企业部分垄断性服务收费项目，全面清理规范转供电环节不合理加价行为，加快落实已出台的电网清费政策。除了加强对不合理收费的整治，监管机构还应关注两种变形：以监管业务补贴非监管业务，或者以监管业务现金流为非监管业务提供贷款抵押等形式的支撑;垄断环节将不合理的技术研发风险转嫁到用户身上。

三是能效水平的提升。

当前监管体系下，用电量是电力企业收入与利润的基础，因此电力公司会尽可能提高全社会用电量，却缺乏提升社会能效水平的动力。但实际上相比于新建发输配设施，能效水平的提升对整个社会更具有成本效益。因此主管部门在核定电网企业收入时应将电网企业收入水平与售电量脱钩，奖惩并施来促使电网企业协助提升用户能效水平。

能效水平的提升还来自于对过度追求系统可靠性的市场化约束。电力市场设计的常见质疑之一就是市场化改革是否会对系统安全造成威胁，即系统可靠性与市场化是否互相冲突。这是因为在部分垂直一体化的电力系统中，可靠性是通过近乎无限的资源堆砌实现的，而市场化则要求对充裕但有限的资源进行高效配置。对调度员个人来说，系统可靠性是其主要考核指标，而系统效率不是。这本身存在合理性，因为系统实时运行中保障供电更重要。但对调度机构来说，却不能套用同样的考核思路，而是应该安全与系统效率并重。依据调度事先申报的调频备用需求预留资源但事后加以评价审查，以防止调度机构滥用系统资源来为自身低效或失误买单。典型的例子就是美国PJM市场中的上抬费用，一定程度上量化了市场外人工调度的损失，这就是对过度追求可靠性的市场化约束。

能效水平提升的另一重动力来自于新技术、新商业模式的应用。过往几年中，电力行业从国外引入了很多新概念，从智能电网、微网、需求侧响应到多能互补、能源互联网、分布式光储，往往都是一时风光到一片狼藉，响应者多而落地者少。主要原因之一就是这些新技术、新商业模式都是基于价格信号对现有资源的优化，当缺乏市场化的价格信号时，大多只能依靠半行政化的样板工程苟延残喘。只有构建市场化的价格形成机制，才能将这些新技术落到实处，甚至激发国内原创的新模式，切实提升社会用能效率、降低企业用能成本。

行百里者半九十，坚持深化改革不动摇

新一轮电改已有三年多，改革已取得一些阶段性的成果。但主管部门必须清醒地认识到，新一轮电改与之前不同，实质上已经搭建起“半计划半市场”的双轨制体系。如果改革就此停滞，不仅因为缺乏价格形成机制使得行业效率无法真正提升，售电侧也会成为事实上的冗余层级，而这种双轨制“伪市场”往往是滋生权力寻租的最佳温床。行百里者半九十，深化改革要回归“9号文”，围绕价改核心，落实“放开两头，管住中间”。实际操作中还应把握以下要点：

一要明确改革目标，加强电力市场顶层设计。

电力行业作为关系国计民生的基础性行业，肩负着重大的政治和社会责任。因此电改目标宏大、复杂，广泛涉及国企改革、产业结构调整、能源安全、能源转型、环境治理、宏观调控等多方面因素，并非单个部委可以主导的。当这些目标之间隐含的冲突爆发时，主管部门往往左右为难。推进电力市场化改革应抓大放小，围绕价格形成机制这一核心，着力加强电力市场宏观设计。微观层面应彻底摒弃“面面俱到”的行政管制式设计思路，推动市场管理委员会发挥主体作用，杜绝行政指令扰乱价格引发利益输送。

作为主管部门要时刻牢记改革目标是为了提升行业效率，释放改革红利给用户，应专注构建完善的市场体系顶层设计，包括市场化改革的立法、明确的改革时间表、基本的价格机制逻辑、市场监管办法、市场风险防范机制等，而不应陷入诸如“集中式或分散式市场”之类涉及复杂利益分配的泥潭。

搭建具体市场规则应充分保障各市场成员公平的表达权利，通过“争议妥协”或“独立第三方”等方式，公开透明地构建市场规则。规则设计强调国情需有理有据、有数据支撑，更须广泛征求社会意见，不可为了“中国特色”而“特色”，进而以“国情”掩盖利益输送。

二要建立健全监管机制，把握改革主动权。

市场监管是电力市场稳定运行的根基，因为电力市场的有效性取决于利益集团(电网企业、发电企业等)与非利益机构(交易组织者、调度)的分离程度，这直接影响到电价能否反映系统运行成本，并正确引导对发电和输电网络的投资。但实际上，由于电力系统的技术和经济特性极其复杂，监管者和立法者对此缺乏深刻理解，更兼具过往改革中政企分开不彻底、中央主管部门与地方政府对电力监管存在内生冲突等问题，导致《电力市场监管办法》等指导意见难以推出、市场在无监管规则的情况下“裸奔”等重重乱象。

例如，2017年上海市价格监测和成本调查队的会议上，将上海电力公司输配电成本中电力医院等非输配电项目、用户资产等部分监审核减。这种激进的谋求利润的手法某种程度上来源于电网企业定位的模糊。作为自然垄断的公共事业企业，电网企业本应定位为核定利润的公益性企业。但根据国家电网官网上“国家电网公司连续十三年荣获国资委经营业绩考核A级”的报道，列出的四项主要指标先后为利润、经济增加值(EVA)、客户平均停电时间、万元电网资产运维费。当公用事业服务定位与追求利润的绩效考核目标无法分离时，输配电价核定中的乱象自然不难理解。类似的是目前“人、财、物”三权不独立的交易中心一方面负责规则制定，一方面承担监管者的部分职能，这种“自我监管”显然无法实现逻辑上的自恰。

电力市场化改革没有完美的机制，纵观欧美电力市场设计，成熟高效的市场都是依赖于不断的动态调整完善才形成的。把握改革主动权指的就是关键时刻监管机构要有这种“刹车改道”动态调整的权力和能力，而这正是目前我国相应能源监管机构急缺的。

美国联邦能源管理委员会(FERC)管理层由5位监管委员组成，监管委员由总统提名并由国会任命，FERC有超过1000名员工从事电力监管业务。相比于美国同行，我国的电力监管体系人员有限，专业知识相对匮乏。推动电力市场化改革与监管并行，这其中需要电力、经济、金融、法律各个领域专家合作，在公开透明的基础上实施监管，也需要“真正独立”的第三方机构和学者的辅助支持。

回顾历史，伴随着我国电力工业从小到大、从弱到强的发展，电力市场化改革也克服了重重阻力，逐渐形成发电侧与售电环节竞争、输配环节管制激励的格局。改革开放四十年，社会经济面临着高速发展到高质量发展转型关键期，电力市场化改革也同样到了关键节点。而改革越深化，越需要主管部门的担当精神，越需要主管部门坚定信心走下去。“惟其艰难，才更显勇毅;惟其笃行，才弥足珍贵。”

文丨肖望

(作者曾旅居欧洲多年，长期从事电力市场、虚拟电厂相关研究工作)

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电网企业发展迎来二次革命

中国经济体制40年改革成效卓著，而中国的电力改革则复杂、漫长，且充满了争论，中国的电力改革并非以2002年国务院5号文件出台、国电公司退出历史舞台为开端，而应从1997年国电公司成立开始算起，如今已历经21年之久。

从1988年之前国家电力建设由电力部或者水利水电部承办，到我国改革开放进程推进市场经济改革组建电力行业公司、探索政企分开和市场化管理体制改革，再到1997年国电公司正式成立与电力部双轨运行，电力改革的关键在于尊重国情和电力产业的自然规律，遵循增量改革理念，特别是从发电侧、售电侧入手推进电力市场化改革。未来，开展竞争性业务将是电网企业发展的必由之路，为发展找准定位、明确方向、推动实践，就要正确认识和分析当前的形势，尤其是把握能源产业在中国经济改革发展中的新趋势，把握电力体制改革的新内涵，把握国企与国资改革的新形势。

一、能源产业在中国经济发展中的全面转型

当前，中国的用电消费已经进入了中速增长新阶段。妥善化解供给侧结构性改革以来的遗留问题，推动电力发展转型升级和提质增效，是当前电力产业面临的重大课题。早在2014年，党中央、国务院高度重视电力产业发展，首次提出了能源发展的“四个革命、一个合作”，即：推动能源消费革命，抑制不合理能源消费；推动能源供给革命，建立多元供应体系；推动能源技术革命，带动产业升级；推动能源体制革命，打通能源发展快车道；全方位加强国际合作，实现开放条件下能源安全。2016年，国家发展改革委、国家能源局印发《能源发展“十三五”规划》，明确了绿色发展主基调，加快了我国电力产业向现代能源体系转型升级的进程。

1、新能源多源互补，促成新型综合能源供应商

能源革命是现代智能电力系统的建设纲领，“四个革命、一个合作”能源安全新战略引导我国进入能源生产和供给的新时代。在能源生产方面，新能源比重逐渐增大，清洁能源的重要性进一步凸显，单一能源垄断逐渐被多种能源生产所替代。在能源供给方面，包括煤、油、气、核、新能源在内的多元化供应体系逐步形成，集中式远距离能源供给开始逐步结合分布式能源，能源就近消纳将逐渐成为发展方向。

相对于传统集中式供能方式而言，分布式能源供应采用小规模、小容量、模块化、分散式布置在用户附近，独立输入电、热、冷能源供应系统。燃气冷热电三联供应系统以燃气为一次能源用于发电，并利用发电后产生的余热进行制冷或供热，通过对燃气的梯级利用向用户输出电能、热（冷）的分布式能源供应。消耗同样单位的燃气通过分布式能源系统制造的热量是普通处理方式（锅炉等）的3倍。同时，多元供应还体现了智慧能源理念，除了多种能源的集合，还将传统电网、屋顶光伏、地缘热泵和分布式能源“三联供”系统等多种形式的能源供给形成耦合，大幅度提高能源效率。可以说，系统集成能力正成为能源企业核心技术竞争力。

除了横向上的多源互补，纵向服务上“源—网—荷—储协同”的新型能源产业链也初见雏形。能源互联网的发展为能源生产与综合能源服务的融合提供了无限可能，传统电力企业的管理与盈利模式正在受到挑战，电网公司必须充分发挥电网的核心纽带作用，着眼于整个能源行业，适当延伸产业链，在今后的发展中抢得先机。

2、配电网多网融合，竞争业务新空间大有可为

主动推动能源革命，为国民经济发展提供安全、经济、清洁、可持续的电力供应和配套服务，始终是电网企业未来发展重要使命。伴随电力过剩和环境硬约束双重压力，能源技术创新在推动能源供给升级的同时，也推动全球能源消费进入新阶段。拉动电力消费的主要动力正在从传统第二产业向新兴产业、服务业和生活用能转变，需求侧管理、电动汽车等业务发展空间广阔，能源消费格局更加多元化。

在这种态势下，单一城市服务网络已经显示出了效率低、成本高、服务功能有限的弱势，传统的电网“独立作战”将被与其他城市基础管网合作的“协同作战”所取代，多表集抄、多网融合将是电力产业拓展竞争业务发展方向。过去水、电、气、热城市服务分家，自来水集团和燃气集团、电力集团、热力集团大量同质化的抄表、计量、结算业务既造成了大量人力、财力的浪费，也降低了消费者的体验感。由于电网在城市管网中的基础地位，伴随着配电网竞争业务的展开，电网企业发展空间依旧广阔，一个重要的方向就是在信息集成上发展水、电、气、热的“多表智能集抄”，物理载体上发展电视、电讯、电网、互联网的“多网合一建设”，同时由于电网的基础性作用和规模效益，在这个融合中要始终“以我为主”来开展竞争业务，为提高效率打开空间。

3、城市电网智能化，高科技是未来发展制高点

随着第四次工业革命的兴起，我们正步入互联网时代。云计算、大数据、物联网、移动互联网、区块链技术广泛应用至各行各业，“互联网+”技术和理念逐步影响和重塑传统产业行业格局。互联网、物联网、能源互联网、智慧电网的融合，是新技术革命提供的机遇和挑战，也指明了能源企业开展竞争业务的另一方向。

能源产业链与互联网之间可以开展深度融合，积极适应能源供应、配送和利用从传统的集中式向智能化的分散式转变的时代趋势。电网企业可以提供更适应现代移动互联网生活方式的综合能源服务，研究电力大数据在家庭能源报告、金融服务、增值服务、电力预测、咨询等方面的作用，发挥智能电网在智慧城市中的重要作用，在此基础上探索建立开放、共享的新型商业模式，塑造行业新业态。

尤其是智能电网的发展，要继续加大科技创新投入，集中攻关一批前景广阔但核心技术受限的关键技术。进一步健全和完善行业制度创新体系，着力提高装备制造的自主化水平，推动电力系统在新能源、新材料、智能装备、电动汽车、储能技术、新一代信息产业等方面取得新成果，争取涌现出更多的中国制造和中国引领，推动我国电力产业实现新的跨越。

二、电力体制改革的核心内涵是市场化

是尊重国情采用“大船慢掉头”的渐进式改革，还是照抄西方搞“破碎式”疗法？电改大船在起航伊始一直被笼罩在争议的迷雾中，徘徊不前。直至2015年3月，中共中央国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，扬弃了“5号文”把重点放在拆分输配存量电网的改革思路。明确提出：管住输配电价，放开发电和售电侧市场；改变电网盈利模式，让电网公司从以往的购售电差价转变为成本加成合理利润的价格模式；在电网售电侧对社会资本开放，构建多元化售电主体，组建售电公司。至此，我国电力改革历经多年徘徊，终于避免了“休克疗法”拆分电网的“破碎式”改革，驶入了从增量售电侧入手推进电力改革逐步走向深入的“大船慢掉头”的正确航道。

1、电网企业面临打破垄断的新挑战

从市场发展趋势看，新一轮电力体制改革的核心是“放开两头、管住中间”，逐步放开增量配电与售电业务，引入多元化的市场主体，形成竞争充分的市场体系。随着原有的垄断格局被打破，电网公司开始遭遇发电集团和新能源企业、地方国企、民间资本、外资等多方夹击，其在传统输配售市场上的行业主导地位正在受到前所未有的挑战。市场开放的趋势不可逆转，多买多卖的新格局正在形成，电网公司被迫顺应电力市场化改革进程，在无歧视向市场主体开放电网的同时，积极参与竞争业务。

从经营压力看，随着燃料、环保等发电成本不断上涨，煤电上网标杆电价却接连下调，发电计划进一步放开，交易电价大幅度降低。传统输配电价格管制，电网企业利润大幅下滑，同时，电网企业的一些社会职能还必须保留，农网改造任务重、投资大，部分地区改造资金不足。传统的输配电网管制业务价格管制，曾经的垄断行业如今在各个发展空间上都受到局限，而作为企业又必须完成利润目标，因此拓展配电网竞争业务新空间，为企业发展注入新的盈利能力迫在眉睫。

2、售电端市场化竞争形成新格局

新电改方案的核心内容是要确立电网企业新的盈利模式，不再以上网及销售电价差作为收入来源，而是按照政府核定的输配电价收取过网费。如果电网只保留输配权，发电方和用电方直接交易，电价完全市场化，多年来一贯形成的国家定价局面将被改变。在大用户直购电改革方面，要求建立多买多卖的电力市场，用电企业和发电企业绕过电网自主交易，并拥有自主选择权。售电的放开是为了推动电价的市场化，其最终目的都是打破电网公司在电力交易中对发电公司的单一买家地位和对电力用户的单一卖家地位，逐步形成发电和售电价格由市场决定、输配电价由政府制定的价格机制。

截至目前，全国在电力交易机构注册的售电公司已超3000家，伴随配售电业务加快向市场开放，已经初步建立了售电侧市场竞争机制。但所谓的“电改从售电侧起步”并非强制电网退出售电，当前电力市场主体多元化，利益诉求多样化，售电市场主体数量大幅度增加，市场机制、价格机制、交易机制尚不健全，电力直接交易规模迅速扩大。过渡时期，电力改革任务尤其艰巨，电网企业既面临挑战也面临机遇，有必要依托传统管制业务的发展基础，重新按市场属性定位电网企业的功能，改变电网企业集电力输送、电力统购统销、调度交易一体的状况，进一步拓宽各地区的售电市场、研究配售电结合、探索新的电力交易机制。

3、配电侧增量放开形势逼人

本次电力改革首次提出“有序向社会资本开放配售电业务”，要求“按照有利于促进配电网建设发展和提高配电运营效率的要求，探索社会资本投资配电业务的有效途径。逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。”新一轮电改方案提出的增量配电业务放开，将深刻变革现在的由电网企业垄断的市场格局，一旦行业格局被打破，电网垄断利润的模式也随之改变。不过从美国、日本成熟市场的经验来看，输配电比例都在2：1左右，而目前中国输配电比例保持在4：1左右，在目前改革政策的支持下，加上对配电网未来发展空间的有利判断，市场参与增量配电积极性很高，中国未来配电网比例可能超过美国、日本，达到1.5：1左右，这种情况下，传统电网将与其他市场机构在增量配电领域同步竞争。

不过，电力体制改革是一项系统性工程，也是利益结构的再调整，规范开展增量配电投资业务改革试点，还需要在凝聚各方共识的基础上有序、有效、稳妥推进，从而把改革引入正确的方向，不能为了改革而加快改革。在市场资本涌入增量配电产业的同时，由于我国属于城乡二元结构，存在工业、商业补贴居民用电，发达地区补贴偏远地区用电的交叉补贴问题。拥有配电网运营权的公司应承担保底供电服务和普遍服务职责，承担配电区域内电费收取和结算业务等，但如何保证这些责任和义务落实到位，国家层面尚未出台指导性意见。从这个层面讲，电网企业主动参与增量配电竞争，既符合改革趋势，也具备现实基础、满足社会需求。

具体操作上，应该积极推动以国有电网企业控股并引入社会资本成立混合所有制企业的方式发展增量配电业务，这种做法一方面可以放大国有资本功能，促进电网企业进一步提高运营效率，另一方面可以盘活社会资本，而且社会资本和国有资本合作，在供电安全、经营管理上有更好的保障，能够降低投资风险。电网公司参与能保证电网统一规划、不重复建设以及电网安全，其技术实力也满足用户对于用电服务的各种需求。从能源资源优化配置、电力系统运行技术特点、规模效应等方面来看，电网公司也应该成为混合所有制的一方，共同参与竞争。

三、国企与国资改革仍是长期话题

加大国企、国资改革的力度，以提高核心竞争力和资源配置效率为目标，必须形成有效制衡的公司法人治理结构、灵活高效的市场化经营机制。中央强调要完成公司制改革，深化混合所有制改革，特别是抓好电力和石油天然气体制改革，开放竞争业务。2017年《政府工作报告》中强调，“持续推进国有企业瘦身健体、提质增效，抓紧剥离办社会职能，解决历史遗留问题。改善和加强国有资产监管，确保资产保值增值，把人民的共同财富切实守护好、发展好。”

1、混合所有制改革的创新亟待破题

混合所有制改革，是目前和未来国企改革的重点工作之一。2015年首次发布的《关于国有企业发展混合所有制经济的意见》鼓励引导国企在子公司层面有序推进混合所有制改革。政府报告中有进一步表态混合所有制改革将是国企改革重点突破的方向，特别是包括电力在内的七大重点领域的混改将提速，鼓励电网企业积极启动以混合所有制方式开展增量配电的投资业务。

目前，在前一轮的纪检巡视中，为杜绝腐败和利益输送，大部分央企国企刚刚完成了职工持股企业的清退工作，在未来将部分优质企业作为创新试点，探索新员工持股制和战略投资者的引入，既有助于深化混合所有制改革，为创新体制机制作出表率，也有助于稳定企业领导干部和技术骨干，培育自身企业发展的新动能。同时，在不适合采用股权转让、面临政策障碍的情况下，研究收益权改革等多种非传统混合所有制的机制创新，也具有现实意义。如何突破现有政策限制，挖掘一两家有特色的企业为国企改革探路亟待破题。

2、推进公司制改革核心在于董事会建设

公司制改革，是指按《公司法》的规定，以股份制的形式，将国有企业改组为符合现代企业制度要求的、规范的公司制企业的过程。国有企业在改制过程中，不可避免地要对原企业的业务、资产和人员在原企业的范围内或跨企业的范围内进行重新组合，这一重新组合的过程就是国企改制重组。除了将行政机构改革为公司的“外衣”，“里子”关键是要建立健全现代企业制度，难点在于建立合理的市场化的管理体制，解决国企体制机制弊端，进一步研究如何优化股权结构，推进资本化手段在企业中的合理使用。

推进公司制改革核心在于董事会建设，国企的治理水平决定了其未来的竞争力，其制度优势有时候甚至超过了技术与产品本身，构建富有效率的国企公司法人治理结构要增强公司治理的意识，提高对公司董事会制度重要性的认识。建立完善而富有效率的公司治理结构企业才能对资源进行合理的配置，才能对人才进行有效的激励，才能形成强大的创新能力，才能获得市场的认可，从制度上保障企业的持续健康发展。以资本为纽带的现代国企治理体系中，董事会处于关键环节，董事会通过监督经理层贯彻执行股东会、董事会的决策，促使企业深化内部改革，加强内部控制，防范经营风险，优化基础管理，不断提高企业的市场竞争能力。

3、研究激励机制为改革创造空间

中国国有企业体制改革的目标是使国有企业适合市场经济。作为中国经济最重要组成部分的国有企业，在为国家和社会创造巨大财富的同时，因为其资产低效能和个别干部不作为，仍饱受不公平的非议和指责。进入“深水区”的这轮国企改革，触动到深层的体制机制之弊，触动到既得利益阶层、部门或群体的“蛋糕”，改革的阻力乃至风险会更大，然而完善深化国企改革的激励机制，既是推动国企改革深入的必经一环，也是调动改革者的主动性和积极性、激发企业活力的市场需要。

在国企股份制改革取得阶段性成功之后，在股份制改造中引入更加科学规范的激励机制理应成为一项重要内容。目前，由于国企工资总额和领导干部限薪限酬的规定，国企领导干部薪酬与下属“倒挂”现象屡见不鲜，这对全面推动国企改革已经形成了障碍。结合国企不同部门的功能定位和分类，应分类改革国企工资总额的决定机制，坚持和完善工资与企业经济效益和劳动生产率挂钩的机制，逐步扩大竞争性国企业务的工资决定自主权。通过激励机制的重建，摆脱国有企业追求短期利益、缺乏自主研发激励的弊病。

电网企业启动竞争业务改革，目的是为了实现国企核心竞争力和可持续发展能力的提升，而一项改革必须配套以科学的奖惩机制，可以根据不同的增值幅度，就增值部分实行累进制奖励。同时，整体推进此轮改革中的信息披露制度建设，把改革内容放到明面上来决策，既要让投机者没有空间，更要让真正的改革者不受怀疑、不背包袱。

四、结语

经济新周期下，电力行业结构调整的任务更加紧迫，电网公司转型升级的任务也更加紧迫。伴随着电力市场化进程的不断深化，电网企业既面临新的挑战，也迎来重要历史机遇，电网企业如何推进供给侧结构性改革、支撑国家实现两个100年奋斗目标成为电力行业的重大研究内容。应对内外局势，电网企业要实现由输电网向智能配电网转型的战略思路，在贴近消费者的“最后一公里”上大做文章，一方面承担政治责任和社会责任，完成管制业务及保底供电服务，另一方面应当发展城市综合服务业务，同时探索金融业务实现产融协同。电网企业还应该加快实施国际化战略，持续提升国际化能力，全方位、宽领域、多层次地参与国际竞争与合作，积极大力开拓海外市场，更好地服务于国家“一带一路”倡议。

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