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电改全面启动
2015-12-09 11:05  · 来源:《财新周刊》  · 作者:范若虹  · 责编:王长尧

   11月30日上午,电力体制改革的六个核心配套文件正式印发。围绕输配电价改革、电力市场建设、电力交易机构组建、放开发用电计划、售电侧改革和规范燃煤自备电厂等方面,这些文件给出了明确的实施意见。

  这次新发布的六个配套文件是此前配套文件的延续。因其涉及到本轮电改最核心的六个方面,业内认为标志着电力体制改革进入全面的实质实施阶段。

  新一轮电改以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》(下称9号文)为标志。国家发改委随后发布了三个配套文件,涉及促进清洁能源多发满发,加快推进输配电价改革,以及完善跨省跨区电能交易价格形成机制。而此次六个文件分别是:《关于推进输配电价改革的实施意见》《关于推进电力市场建设的实施意见》《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》《关于有序放开发用电计划的实施意见》《关于推进售电侧改革的实施意见》《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》。

  纵观本轮电改体现出两大特点:一个是市场机制改革,而非国有体制改革;二是计划与市场并行,采用稳妥有序方式推进。

  改什么? 

  根据中国电力企业联合会公布的数据,2015年1-10月,全社会用电量同比增长0.7%,全国发电设备累计平均利用3279小时,同比下降268小时。与此同时,全国主要发电企业电源工程投资却同比增长5.8%,截至10月底,全国6000千瓦以上电厂装机容量总比增长了9.5%。

  一方面供需严重失衡,另一方面是投资仍热火朝天。对比折射出电力行业的顽疾。

  自改革开放以来,电力行业始终保持高度行政垄断色彩:政府制定发电企业的上网电价和用户的购电价格,电网企业统购统销,交叉补贴额度大,发电企业和电力用户基本上还没有选择权,发电企业依据计划安排生产运营;新能源和清洁能源消纳难,地区性窝电和缺电并存,市场在配置资源方面无法发挥决定性作用。

  改革的第一步针对的是电网企业。目前两大电网公司——国家电网和南方电网,主要依靠买电和卖电的差价来营利。依据电改配套文件,未来将在全国范围内实施输配电价改革,全面改变电网企业的营利机理。

  输配电价的核算是本轮电改的前提。从2014年11月开始至今,全国已经有7个省市开始了输配电价改革试点,按照“准许成本加合理收益”原则给予电网企业“过网费”,改变过去电网统购统销、“肉烂在锅里”的营利模式。

  电改配套文件对输配电价改革进一步明确,无论是否电改试点地区,均要开展输配电价的核算,这意味着输配电价核定工作将全国铺开。但改革并非一步到位,即在非试点地区可以先将购售电差价作为输配电价。

  业内专家表示,输配电价改革最重要的影响就是促使电网企业将其投资、运营成本公开透明化,接受政府的监管。公开透明的电网成本,有利于杜绝过度投资,有利于节约成本、提高效率。

  遗憾的是,对于业内“打破电网一体化垄断经营”的呼声,此次电改配套文件未有任何回应。

  中国电力企业联合会电力经济运行分析专家薛静告诉财新记者:“从实质上来看,本轮电改不是体制改革,要回答的问题是电力市场要建立何种机制。也就是说,电改不涉及拆分电网企业,那属于国有企业改革范畴,有待中央国有企业改革方案去推进。”

  不惟如此,配套文件显示,电网在电力体系中的枢纽地位甚至有所巩固。

  从售电侧来看,配套文件首次明确电网企业可以成立售电公司——此前业内对拆分电网企业销售业务的猜想被否定。

  从配电网角度看,本次电改仅放开了增量配电网部分。也就是说,所有存量的配电网,仍保留在现有电网企业手中,只有新建的配电网才有可能引入社会资本。

  从电力交易机构方面看,配套文件将“相对独立的电力交易机构”定义为三类模式,即电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制和会员制。前两类形式表明电力交易中心仍由电网企业控制,而对于第三类模式,配套文件并未具体阐述。

  再从电力调度方面看,调度业务仍归属现有电网企业实施。

  可以预见,电网企业将以其在电力交易和调度上的绝对话语权,继续保有其在售电市场上强大的控制力。即便部分社会资本进入售电公司领域,也很难与现有电网企业旗鼓相当开展竞争。

  本轮改革的第二目的是建立电力市场。在六个配套文件中,《关于推进电力市场建设的实施意见》是最重要的一个,也是所有配套文件的总纲。

  该文件明确了电力市场交易主体,即发电企业、供电企业、售电企业和电力用户。在电力市场交易中,政府仅监管中间的输配电价格,不再制定发电企业上网电价和电力用户购电价格,这两端的价格将通过市场交易竞价。

  目前来看,这一变化沿用“增量改革”思路,即在不伤害既得利益的前提下,让市场机制在资产增量配置上发挥作用。

  配套文件明确了发电和用电两个领域的市场开放程度。对于发电企业来说,其全部电量分为存量电量和增量电量,存量电量的上网电价仍执行政府定价,增量部分进入市场交易;对于电力用户来说,110千伏及以上电压等级工商业用户和部分35千伏电压等级的工商业用户,可以参与电力市场直接交易,这意味着大工商业用户未来可以通过直购电模式与发电企业直接交易,而相对用电量较小的用户目前仍执行政府定价购电。

  值得一提的是,相比此前的9号文,该核心配套文件首提现货市场概念。现货市场的作用是发现价格,有了现货市场,才意味着电力市场真正建立。

  业内专家表示,现货市场如何交易,仍需要寻找试点地区模拟运行,具体措施仍有待实施细则。

  谁获利? 

  一直以来,两大电网企业采取统购统销、输配售一体化的模式,中国没有独立的售电公司。电改9号文明确售电业务将向社会资本开放后,各种社会资本就开始关注这一领域,售电公司如雨后春笋般出现。目前在广东、江苏、山东等地,已经有几十家售电公司成立,并有大量售电公司正处在注册前期准备阶段。

  配套文件《关于推进售电侧改革的实施意见》中明确,售电公司分成三类,第一类是电网企业的售电公司;第二类是社会资本投资增量配电网,从而拥有配电网运营权的售电公司;第三类是独立于电网的售电公司。

  依据配套文件可以看出,单一售电公司仅通过赚取购售电差,生存空间将很小,只有网售合一,或者发电与售电合一的企业,才是未来的市场中获利者。业内人士对此评价,这些设定似是为电网公司“量身定做”。电网企业拥有强大的输电网、配电网和售电一体化的资源,排他性强,它们在售电领域将分得最大的蛋糕。

  其次是发电企业。如果发电企业投资设立售电公司,可以对接发电资源和用户,以销售和用户需求匹配生产,运行效益实现最佳。

  在新增配电网领域,拥有配电网的企业可以投资成立售电公司。由于配套文件明确,同一供电营业区内仅允许有一家公司拥有配电网经营权,其自然垄断属性决定了拥有配电网的售电公司在本营业区内有着绝对优势。

  对于不拥有网络或者电源的社会资本投资的售电公司来说,仅有一种情况可能获利。在电力市场交易中,波峰波谷电价的价差较大,因此可以通过协调和管理用户的需求来降低峰谷差,进而降低电价,从中获利。这就要求公司具备较高的电力需求管理能力。

  目前,全国60%以上的电力装机掌握在五大发电集团手中。除了两大电网公司,拥有地方配电网的企业主要为地方国有能源企业。加之配套文件对售电公司设定了较高资产总额门槛,电改最直接的获利群体主要为上述央企和地方国企。

  怎么改? 

  国家发改委经济体制综合改革司巡视员王强表示,全面实施电改,就要加快推进改革试点。

  输配电价改革试点早在2014年年底就已经开始,目前有深圳、蒙西、安徽、湖北、宁夏、云南、贵州等7个省份参与其中,未来还将纳入更多省份。

  配套文件出台后,国家发改委表示,还会推动另外两类试点:第一类是电改综合试点。11月初国家发改委批复云南和贵州成为第一批电改综合试点省份,六个配套文件落地后,这两个省将据此制定本省的具体方案。第二类是售电侧改革试点。12月上旬,国家发改委将批复重庆、广东作为售电侧改革试点,开放社会资本投资增量配电网,成立拥有配电网运营权的民营售电公司,同时允许社会资本成立独立的售电公司。

  王强表示,在这三类试点中,综合改革试点居于核心地位。

  财新记者了解到,云南和贵州之所以被选为第一批综合试点省份,与这两个地区自身特点相关。云贵都是电力供给大省,同时又有大量高载能企业,两地政府对于电力改革非常积极,此前均在电力市场化交易方面做过不少尝试。

  云南省在电改9号文下发之前,就自发开展了电力市场化交易改革。2014年12月底,该省工业和信息化委员会下发《2015年云南电力市场化工作方案和实施细则的通知》,安排省内绝大部分发电企业在规定的基数电量之外,以竞价方式进行电力市场化交易,预计2015年全年云南省内电力企业和工业电力用户的市场化交易电量将达到300亿千瓦时,为工业企业降低用电成本40亿元。

  贵州电力交易中心于2015年2月成立。截至10月31日,全省电力直接交易电量累计完成142亿千瓦时,为工业企业降低用电成本12亿元。

  云贵两省政府的积极性源自于本地电力供过于求。市场化改革有助于降低电价,进而降低当地高载能企业的生产成本。这些企业多用电,多生产,可以促进当地经济发展。

  但是也有专家对此提出不同意见。华北电力大学能源与电力经济研究咨询中心主任曾鸣对财新记者表示:如果太多高载能用户享受低价用电,就会造成更多环境污染,这与国家节能减排大方针不符。他认为,云贵的核心问题在于,这两地本来就是“西电东送”的电源供应地,如果电力资源仅在本省范围内进行配置,必然无法优化,电改也就会沦为地方政府给高载能用户降价的手段。

  “只有通过跨区交易,在更大范围内配置资源,才能形成真正的电力市场。”他说。

  对于跨区电力交易,此次配套文件也有涉及,明确电力市场分为三类:第一类,以国家电网和南方电网总部为基地组建北京和广州电力交易中心,主要承担全国大范围电力调度,落实国家计划指令;第二类是包含两省或两省以上的跨区电力交易中心;第三类是一个省域范围内的电力交易中心试点,例如综合试点省份云南和贵州正在组建的省内电力交易中心。

  但业内人士担忧,依据配套文件,目前跨区的电力交易,最终落实地点还是在省级电力交易中心,而省级电力交易中心又主要由地方政府左右,未来进行跨区交易,其公平性很难保证。

  王强则表示,电改进入全面实施阶段,政府鼓励各地大胆试点,试点不会有数量限制,并尊重各个地方的创新精神。

  一位参与过电改配套文件讨论的业内专家告诉财新记者,“稳妥和有序”是此次改革的宗旨,其意即指改革不会大范围同时推进,而是通过试点逐步尝试市场化交易;同时改革没有时间表,一旦发现问题,可以立即叫停。

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