在此，我们简单回顾一下这三项机制是如何从市场化方向走向了行政化，以此作为对5号文的十周年纪念与反思。

电量分配之变

2000年6月，朱镕基对二滩水电站有关情况的批示普遍被认为直接触发了2002年电力体制改革，而二滩电站的矛盾即直接表现在发电上网电量分配机制上。

在厂网分开之初的一段时间内，由于市场没能建立，上网电量分配仍由各级调度机构实际掌握。作为电网公司的一个部门，各级调度机构在电量分配中很自然地倾向采用购电成本最低原则，大量老、小机组由于没有财务费用电价普遍低于新、大机组，从而普遍出现电量分配上大小机组之间的倒挂，系统效率遭受损失，调度不公的抱怨也大量存在。

为此，新成立的电监会花费了巨大的精力推行"三公调度"监管。与此同时，在发电企业要求政府主持公道的呼吁下，各省地方政府顺势从调度机构手中拿走了年度上网电量分配权，将以往的非约束性年度预控目标逐步变为了约束性年度电量指标。一些地方进一步将年度电量指标分解为基数电量和非基数电量，对非基数电量进行各种形式的降价收购。在基数电量分配上，初期各地普遍采用了"大平均分配"的安排方式，大小机组倒挂的问题有一定的好转。但仍普遍存在高效大机组产能闲置现象，为此，2007年国家发布《节能发电调度办法（试行）》，要求部分省开展按能耗调度试点，非试点省则全面推行差别电量计划。

由于利益补偿机制难以建立和实施，节能发电调度未能获得有效推进，但差别电量计划政策却无论在试点省还是非试点省，均很快得以全面推行。所以《节能发电调度办法》目前在客观上起到的最大作用，是为地方政府多年来没有政策依据的行政分配电量的做法提供了政策依据。
至此，我国的发电上网电量分配机制，从一体化时期的完全内部自行分配模式，逐步转变到了厂网分开后的完全行政分配模式。

标杆电价轮回

从上世纪80年代出现独立发电企业开始，我国上网电价机制经历了还本付息电价、经营期电价和标杆电价三个阶段。到1997年，原本才用的还本付息电价改为经营期电价，将电价测算基础从经营期改为还贷期，并设定了一些成本标杆，一定程度抑制了发电建造成本的飙升态势，但还是"一机一价"。

厂网分开之后，新上发电项目呈井喷之势，价格主管部门已无从一一核价，于是，分省标杆电价应运而生。标杆电价一改以往对每个项目建成之后，依建造成本个别定价的事后定价机制，为提前向社会公布价格水平的事前价格机制，稳定投资者预期，为投资决策提供明确的价格信号。

但是，随着这几年燃、运成本不断上涨，而标杆电价又是采用一部制电量电价形式，发电企业全部成本回收都压在一个价格上，迫使标杆电价不得不担当"煤电联动"的作用而要不断调整价格水平，从而使得标杆电价从事前价格机制又退化为事后定价机制，失去了其作为投资决策价格信号的作用。而且由于是全电价联动，在发电利用小时波动，销价联动机制缺失，以及宏观调控等因素干扰，煤电联动也只实施了两次便停了。
这样，本应固定的标杆电价，最终便成了不定的"浮标"；本应透明自动的煤电联动，最终变成了模糊的不定期电价调整。

核准制外衣

自2004年国务院发布《关于投资体制改革的决定》后，期待中的流程简化并未出现。审批制时，项目经投资主管部门审批通过即获得合法性；而在核准制下，须获得项目建设的所有行政许可，投资主管部门才会予以核准。所以，核准制在许可程序上的实质变化是，将以往一家审批改为多家审批。

为取得完整的核准申报材料，项目申请单位必须大大加强前期工作深度，才能达到有些部门的新门槛要求。作为投资金额巨大、前期工作繁密的电力项目，为取得核准所需的全部支持性文件，所需投入的人力和费用均比审批制时期要大得多。而这些投入随时可能会因后续任一环节未获通过而付诸东流，企业所承担的风险大大超过审批制时期。而企业为了应对项目可能不能获得核准的风险，往往还要加大项目的储备，及早进入到更多项目的前期工作中去，同时也常常出现多个投资主体同时进入一个项目的情况。

为了控制项目前期投入的风险，防止重复投入，投资主管部门于是在项目全面深入开展前期工作之前，设置了一个"同意开展前期工作"的批复环节，即业界俗称的"路条"。虽然在任何正式文件中都没有正式名分，但在现实中，路条已成为事实上的项目通行证，有了路条就有了合法身份。

同时在现行电价和电量机制下，每个有合法身份的电厂投产即可自动获得与其他机组相同的价格和大致相同的市场份额（这似乎是电力工业独有的特点），这使得国有发电企业在行业排名激励下，抛开市场实际跑马圈地，将项目可批性代替可行性，大量项目申请涌向主管部门；主管部门面对项目阻塞关口，不得不拉长审批链。漫长的审批链又迫使大量项目未批先建、边批边建；大量违规项目反复出现，成为行业发展的常态。

求解市场化

分开来看，在电量、电价和项目三大要素的管理上，都做出过摆脱行政审批管理模式的巨大努力，可现实情况却是三项行政审批机制之间似乎打了一个死结，谁也无法先行退出，行政管理似乎还"不得不"不断加强；但仔细分析可以看出，撇开部门权力和利益的因素之外，要找到解开这个死结的线头并不难，这个线头就是发电容量电价的独立。

首先在电量分配上，如果容量电价独立，且基本覆盖发电建造成本，则电量电价基本反映煤耗和燃料成本，电量分配就不会再在公平和效率之间辗转纠结了，即使严格按能耗调度，发电企业之间的利益分配也不至过于失衡。

即使一段时间内电量电价形成仍由政府制定，煤电联动机制也可以做到更透明、更精准，也可联动得更频繁些；条件成熟时，发电电量电价既可以通过大用户直接交易产生，也可以通过电量集中交易平台产生。

最后在项目审批上，在发电容量电价独立之后，电力平衡的责任主体实际上和发电容量的购买主体相统一了；在用户选择放开之前，各地电网公司作为单一购电代理方实际上成为本地电力平衡的责任主体。电力项目在取得必要的环境评估许可和安全评估许可之后，获得容量购买合同即可自主决策投资建设，项目审批的重任即可放下。对于重大电力项目，则可在中央政府的统一规划之下，通过统一的环境和安全评价及可行性研究，以招标形式产生容量电价，并同时确定投资建设主体和项目的进入时点。