规范自备电厂的实质，是新形势下自备电厂在市场经济中身份的定义和再明确，其背后是政府治理方式的转变，不能简单将其归置于改革利益博弈的牺牲品而“惩之后快”。自备电厂既是电力体制改革推进至深水区曲折前行的参照物，投射出利益主体的面面观，同时也为重新梳理电价形成机制，合理规划电源布局开启思考空间。

并非舆论“炒冷饭”，自备电厂荣登新电改“热搜榜”。或许连“当事人”都感到错愕——与其他领域改革相比更为低调的燃煤自备电厂被再次推上舆论的风口，这一波“操作”都源于今年3月，国家发改委办公厅在《燃煤自备电厂规范建设和运行专项治理方案（征求意见稿）》中提出的对全国燃煤自备电厂建设和运行24条治理意见。

对于燃煤自备电厂的规范治理，或始料未及，但也意料之中。早在2004年，国家发改委、原国家电监会就曾发布《关于进一步落实差别电价及自备电厂收费政策有关问题的通知》，向自备电厂收缴相关费用的议题在10余年前就已经被摆上台面；其间，国家陆续推出的相关政策也相继表明了对于燃煤自备电厂无序发展引发“附加效应”的态度。直至2015年，作为新电改6个配套文件之一的《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》，再次明确了国家对于规范燃煤自备电厂发展的决心，但与征求意见稿相比，以往文件的态度相对温和，操作手法也略显单一。

被认为即将触发“史上最严整治风暴”的征求意见稿一经公布，首先引起了社会各界舆论的激烈交锋。一方观点认为，“电价利润差”导致了自备电厂的无序建设，既造成发电、输配电等投资的巨额浪费，也严重阻碍了国家淘汰落后产能的进程；另一方观点则认为，自备厂的产生和发展有着特殊的历史和体制沿革，是政府鼓励“多家办电”和多部门、多名义审批的历史产物，社会需要在走出“电力短缺”后的今天重新审视自备电厂的存在价值。

“超生的孩子”也好，“繁华下的隐忧”也罢，自备电厂在“大缺电”时期为我国经济腾飞贡献的功绩不可磨灭，而装机超过1.4亿千瓦，占比全国燃煤总装机容量近16%的数字也同样不容小觑。

“编外队伍”的不断壮大，既有目前不合理电价水平触发的低成本用电的“诱惑”，同样也“得益于”国家产业政策、地方经济发展和地区资源禀赋优化利用的综合考量。

而现实不可忽视，目前我国仍有大批燃煤自备电厂属未批先建、批建不符；较低的运维水平也会为电网的安全运行埋下一定隐患；同时，安全监管由于自备电厂“身份未明”而依然处于“灯下黑”的状态。但单从“没有承担社会责任”出发而将历史遗留问题统统交由自备电厂来买单则显得过于笼统和机械。

“企业自备电厂的本质是同一企业集团内部的发电厂与电力用户直接交易的模式，降低产品成本的同时提高企业市场竞争力，这也是我国目前电价形成机制不合理倒逼所形成的经济模式，只是目前管理、运行和政策落实等方面仍不规范，导致这种供用电形式在现有的电力工业环境中无法大面积推广。”一位地方能监办相关负责人告诉记者，“诚然，企业自备电厂存在诸多亟需规范的方面，但这都不是自备电厂这一供用电形式本身的问题，在规范治理时更应进行分类梳理甄别，加快制订相关法律法规，科学引导自备电厂的发展。同时还应加快推进市场化改革，进一步理顺电价机制。”

在能源革命与能源转型的关口期，随着电力体制改革和供给侧结构性改革不断深化，多年来我国电价结构与供需形势不断发生弹性裂变，而不变的是降低用能成本和对电力产业高质量发展的追求。在经济新常态、电力供需宽松的叠加期，如何处理好自备电厂规范发展的议题，改革操刀者的智慧和决心缺一不可。

“‘规范’是自备电厂发展的必由之路，不能再野蛮上涨了，这一点毋庸置疑。但在落实上要讲究策略和方式，不能‘一刀切’，要尊重历史，尊重其创造社会价值的本能动力，要利用自身优势继续发挥应有的作用，成为公用电厂的有益补充。”国家发改委能源研究所相关负责人向记者介绍。

从征求意见稿征求意见结束至今7月有余，正式文件迟迟难觅其踪，从中不难窥见平衡各方利益的难度之大，统筹产业与经济协同发展意义之广。

规范自备电厂的实质，是新形势下自备电厂在市场经济中身份的定义和再明确，其背后是政府治理方式的转变，不能简单将其归置于改革利益博弈的牺牲品而“惩之后快”。自备电厂既是电力体制改革推进至深水区曲折前行的参照物，投射出利益主体的面面观，同时也为重新梳理电价形成机制，合理规划电源布局开启思考空间。在协调经济发展、电力统筹与各方利益的命题下，求解真实降低社会用能成本“绝对值”的方法，才能推导出构建地方经济、企业发展与市场公平竞争“稳定三角”固态的更多可能。

经济扩张驱动下的规则困惑

在不同的发展时期，政策随着经济、社会发展作出相应调整具有合理性和必要性。梳理征求意见稿中24条治理意见，对于增量部分的严控并没有引起争议，而舆论争议的焦点则停留在对于存量自备电厂“未公平承担社会责任”的认定，以及“追缴力度”的尺度拿捏。

在利益争辩的背后，不仅关乎未来自备电厂，以及所属企业的发展前景，同时还牵扯到地方GDP与国家能源转型战略的优先排序，地方政策与国家政策的拉锯，不同部门对于文件精神的多角度解读。而追根结底，是需要对于过往模糊不清或不适应新形势的规则和条款，在考量经济大环境和实施影响后果的基础上予以实事求是的优化调整。

“今年6月，我们突然接到了地方财政部专员办的催缴通知，要求一次性缴纳10年的相关基金及附加，否则将会在财政部的网站上进行公示。这笔巨额费用对于企业来说是致命打击。”记者在走访某自备电厂企业时相关负责人介绍，“对于行政事业性收费、税项及基金，我们在当年投资建厂时就与当地政府签订了对财税优惠政策予以明确的合同，除合同中规定的收费、税项及基金外，政府各职能部门不能向我们收取任何其他费用。况且十余年间我们从未收到过此类催收通知。”

据了解，作为该地区唯一一家资产过百亿的企业，在设厂之初，地方政府除了以自备电厂作为地区招商引资的重要筹码，同时对财税给予了政策优惠。在10余年的生产过程中，自备电厂一直作为该企业重要的生产要素提供者，成为企业生产的重要环节。低成本、不间断的电能不仅为企业创造了经济价值，同时也为地方带来了数十亿利税，吸引了数十家配套及下游企业建厂投资，提供了近万人的就业机会。

“一下征收过往10年的各项基金及附加费，对于我们来说很突然，我们也质疑征收的合理性。过亿的补缴款大概相当于我们厂1~2年的利润，况且在这10年中，我们也从没有把追缴的部分核算在成本之内。在目前的经济环境下，消费、出口都明显减少，如果真要征收，我们只能通过银行贷款解决，这很打击股东的投资信心。”自备电厂企业相关负责人向记者介绍，“无论是收缴费用，或者是将自备电厂转为公用电厂，对于民营高载能企业来说都是极大的冲击。我们作为企业，接触微观事物更紧密、更真实，希望国家在考虑宏观政策制定的时候，也相应考虑微观实际。”

“限期一次性缴清10年的基金及附加”纯属极端个案，“看在纳税的份儿上也不能这样对待我们”喊出了部分民营企业的心声。从个案中不难观察出，在我国经济发展的不确定性明显上升，下行压力不断增大的态势下，支持民营企业发展，优化营商环境，清理非税收入、切实减轻企业负担的落脚点和必要性。

长期也来，地方政府以省内GDP为优先考量，以相对宽松的利好政策吸引投资；企业在逐利的天性下，扩张产能追求规模效益的最大化；国家则从电力行业高质量发展的角度，力求清理自备电厂的“灰色地带”。利益主体无对错，而政府作为利益的二次分配者，以宏观政策治理经济和调整产业架构的过程中，如果缺乏统一的责权框架，不同主体的站位和角度势必会形成政策执行的拉锯。目前我国相关的法律法规仍不健全，更需要以清晰的表述来避免规则争议，以平衡多方利益的视角来拿捏宽严尺度，树立国家权威，保持国家、地区间政策的连贯性和严肃性。

从新电改配套文件到征求意见稿，关于自备电厂政府性基金及附加等费用的征缴在中央层面已经有了较为清晰的定义，费用征缴的规范化和严格化是大势所趋，而执行的关键则在于合理的追缴年限，审慎的态度和得当的操作方式，才能达到既不抹杀企业在承担建设自备电厂投资和运营风险，拉动地方经济和带动就业等方面间接承担社会责任的同时，让自备电厂“心服口服”地承担作为合格市场主体应承担的社会责任。

“追缴基金和附加实施起来肯定会造成很大的负面效应，况且让企业把近10年已经分配出去的利润追回来，从现实的角度来说也不可操作。从合理稳妥的角度来说，应该设定一定的年限来进行追缴，比如从国家明确对于自备电厂‘说法儿’的新电改开始，追缴期限设计为2~3年，既体现了国家对于自备电厂问题的重视程度，也体现了既往不咎的态度。”国家发改委能源研究所相关专家建议。

降低用能成本遏制自备电厂建设动因

在“公平承担社会责任”的框架下，征求意见稿还明确，自备电厂应“严格执行政策性交叉补贴。”揣测其中用意，是以更广范围内交叉补贴的分摊，来维护良好的电力、经济生态。而自备电厂的身份究竟是用户还是发电单元，交叉补贴的分摊范围和程度有多大，是以自备电厂企业的“自损”换取一般工商业的“狂欢”，还是以市场化手段降低用能成本，从根源上遏制住自备电厂的扩张冲动，则成为舆论的另一大争论焦点。

据悉，9月14日，山东省明确燃煤自备电厂交叉补贴的征收标准为0.1016元/千瓦时，2018年7月1日~2019年12月31日为过渡期，执行标准暂按0.05元/千瓦时执行；此前，吉林省物价局则明确，企业燃煤自备电厂逐月按自发自用电量缴纳政策性交叉补贴，征收标准为0.15元/千瓦时，截至目前，除上述两省外，上海、福建、四川等省市都已明确了交叉补贴的相关标准，鼓励自备电厂在公平承担社会责任的前提下参与电力市场化竞争。

自备电厂企业相关负责人称，“电对于企业来说是一种生产原料和要素，并不具有商品属性，而交叉补贴是针对作为商品进行买卖的电力进行征收，对于公用电厂来说，电本身就是他们的产品，不在一个段位上又怎么来讨论公平的问题？如果拿生产要素和最终成品来作衡量，企业的主营业务发展将面临停滞。”

据了解，由于缺乏明确的测算方法和征收机制，一直以来，全国几乎所有的燃煤自备电厂均没有承担自发自用电量部分的交叉补贴。与国家依法设立的基金及附加的征收标准相比，电网公司既是本次针对自备电厂征收输配电价的核算单位，也是收缴主体。与此同时，以往欠缴的交叉补贴在此前核定电网输配电价时已进行了综合平衡。政府在信息不对称的前提下，很难做到对此次输配电价核定的准确监管，上述种种都为收缴造成一定难度。

业内专家认为，强调自备电厂绝对公平承担公用电网范围内的交叉补贴，其用意是降低公用电网内企业的用能成本，但其结果是自备电厂的用电成本上升，是一种“拆东墙补西墙”的“零和博弈”。既没有解决自备电厂积累的矛盾，也没有降低全社会总用能成本。

无论是今年年初政府工作报告中提出“降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均下降10%”的措施，亦或是逐步厘清交叉补贴，将“暗补”改为“明补”的改革走向，都透露出我国电价体系对实体经济的束缚。随着全社会居民用电量增速的不断增长，扩大交叉补贴的承担范围虽然可以在短期内降低部分企业用能成本的“相对值”，但站在全社会用能的角度来说，用户内部的分摊对降低用能成本“绝对值”的作用微乎其微。

据了解，同样与山东省自备电厂装机排名靠前的内蒙古，在保持与山东省齐驱的工业产值增速时，近些年却没有呈现自备电厂装机“爆发式”增长。作为高耗能重工业大省，且坐拥煤炭资源优势，内蒙古的自备电厂装机容量仅为山东省的三分之二。仔细分析该省近几年的工业电价结构变化，大工业度电电价已通过市场化手段降至与自备电厂相同水平，加之相对较低的输配电价，从根源上遏制住了企业对于自备电厂的原始冲动，也从现实层面真实降低了企业的用能成本。

“企业永远都在追求效益的最大化，无论是从大电网买电，或是启用自备电厂，只要符合企业的利益，我们都会按照大方向去做。归根结底还是利益和成本的问题。降低用电成本对于我们来说很重要。”自备电厂企业相关负责人说。

自备电厂作为特殊个体长期存在，折射出了当前我国电力市场不够成熟，电价机制不甚合理的弊端。从短期来看，企业个性化的用电需求依然很难离开成本低廉、供应稳定的自备电厂，而一纸文件也很难从根源上彻底规范自备电厂的发展问题。

既然要扬水止沸，不妨换个角度来思考政府的治理手段。地方政府作为一级决策主体，电力用户、自备电厂和交叉补贴的核算都集中在省级范围内，在国家简政放权的政策背景下，何妨不大胆地以省级试点的形式将“矛盾”交由省内自行解决，省级政府作为执行国家政策和推动地方经济发展“承上启下”的关键环节，在被赋予更为充分的自由裁量权时，或许可以根据省情因地制宜，以更多元化、更接地气的手法妥善平衡公用电网、厂和自备电厂的“多角关系”。

“无论是可预期的电价结构变化，或是短期内宽松的供需形势，都为规范自备电厂发展创造了有利环境。在以市场化手段降低用能成本方面，还可以从输配电价结构上进行调整，逐步考虑输、配分开核价。对于用能习惯较好的大工业用户，可以不再承担高昂的配电费用，度电成本自然就降下来了。以市场化手段减少企业使用自备电厂的原始利益驱动，就不必动辄动用行政手段来强压。”业内相关人士建议。

责权对等下的多元发展空间

从“魏桥的自备电厂全部发满，可以左右世界铝价水平3000块”不难窥见自备电厂对于我国优势产业的带动作用，其与企业唇齿相依的关系，不仅事关地区经济发展、国家产业政策落实，同时还与社会稳定密切相关。如果将长期平行于两条轨道的自备电厂和公用电厂强行并轨，势必会产生强烈碰撞，进而震动整个电力行业和国家经济走向。

“自备电厂实际上是解决企业自身的配套问题，如果转为公用就相当于把电厂交给其他人去调度，也就没有其存在的意义了。现在国家的改革方向是让市场起决定作用，既然是市场经济，就应该给市场主体选择权，企业可以根据自身个性化的诉求来作出相应决策。”业内相关人士告诉记者。

“公平”是此次征求意见稿中出现的高频词。“公平”不仅体现在承担社会责任上，更体现在责任与权利的对等。尽管自备电厂基于投资成本优势，在参与市场化竞争中可以为全社会提供成本参照，倒逼垄断企业改革，但也应以客观理性的角度，区分企业性质、机组规模和作用来分别对待自备电厂。

在市场化改革的背景下，无论是全面清理违法违规自备电厂，亦或是成为市场主体参与市场化竞争和辅助服务调峰，都需要尊重事实和经济规律，赋予企业自备电厂应享受的权利和自主发挥作用的空间，而并非以“出身定功罪”，“一刀切”式的机械规划自备电厂的出路。

首先，并网自备电厂的标准外部设计是负荷大于机组容量，除自发自用电量外仍有从公用电网上购电的需求；孤网自备电厂则考虑最大负荷匹配并留有一定备用。企业作为市场经济的基本单元，无论从公用电网买电，或者是取用自备电厂所发电量，是企业在市场经济中自主决策的权利和结果。

同时，自备电厂作为企业的“动力车间”，属于企业内部的正常生产环节，抛开电这个商品来说，在其他行业同样存在上下游企业的关联交易，只要信息披露完全，都是公平参与市场竞争的步骤。而一旦转为公用电厂，企业不仅丧失了稳定负荷控制所带来的“安全感”，同时在短期内低成本用电的效果也会随之大打折扣，而成本上升必然会传导至全社会，对产品的竞争力也会形成制约。

其次，通过不断的发展迭代，企业自备电厂不仅实现了煤炭、余热余压余汽的综合利用，同时在自备电厂周边也形成了循环利用的综合产业链，节约远距离输电、原料运输等额外支出的同时，在小范围内产生了巨大的规模效应，而一旦这样的循环被打破，必然会导致产业链的割裂和生产成本的上升，整个社会的协同效应也将随之衰减。

最后，自备电厂具有容量小，灵活性高，分布广泛等特点，在参与辅助调峰中更具优势。无论从国家的能源转型方向，亦或发挥自备电厂合格市场主体的作用，自备电厂参与辅助调峰并从中获取补偿收益，既是政策鼓励，也是未来发展趋势。

从实施效果来看，我国西北等新能源消纳压力较大的地区，以市场手段压低自备电厂出力，在“弃风弃光”时段以低于自备电厂发电成本的价格与新能源企业进行交易，实现了新能源消纳与节能减排双赢的效果。简言成功经验，重要的前提是在双方自愿交易的框架下，以合理的补偿分摊机制打开新能源企业与自备电厂企业双向受益的局面。而一旦关系到电网安全运行等不可抗因素，自备电厂不得不让渡权利，也需要客观公正地考虑自备电厂相应的权益，以市场化手段而并非行政命令调动其调峰意愿。

“如果要把其转为公用电厂，同时也需要承认与自备电厂同时存在的自备电网。在产权制度不变的情况下，是否可以考虑以特许经营的方式将其转化为厂网一体化的企业？自备电厂也可以依托发电侧的资源，在终端一体化集成供能、综合能源服务等领域开展新业态、新模式的探索，为区域内用户提供成本低廉、灵活可靠的电力和热力供应，倒逼垄断企业提高服务质量，降低服务价格，同时激发电改活力，开创多元化市场格局。”业内相关人士建议。

长期以来，自备电厂栖居于电力工业的平行空间，游走于合法和违规的灰色地带，跳跃于用户与发电单元双重身份，又归属于地方经济与电力发展链条之中。规范自备电厂的发展推动着我国电力体制改革的不断前行，既是在新时期对过往制度设计的再度回望，也是怀着对历史的敬畏对电力架构的重新梳理，同时也为我国电力规划布局提供了一个反思样本——究竟是远距离大规模送电，还是“电从身边来”；无论是发展分布式电源，亦或考证远距离输电的临界点，以史为鉴，或许更优方案的确定应交由市场来作出选择。