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【观局】电力市场化改革关键要看执行

 

万众期待中,电改配套文件正式发布,电力市场的构建开始启动。

 

11月30日,电力体制改革的6个配套文件正式印发,从输配电价改革、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6大方面为电力市场构建提供了路径。

 

国家发改委经济体制综合改革司巡视员王强在通气会上表示,6个配套文件的发布,标志着新一轮电改开始进入全面实施阶段。

 

具体而言,包括《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》,以及《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》。

 

华北电力大学曾鸣教授称,此轮电改最大的亮点是售电侧改革,为实现“管住中间、放开两头”建立真正的电力市场,还通过输配电价改革、交易机构组建、放开发用电计划、电力市场建设,以及自备电厂规范全方位推动改革。

 

扫处市场化障碍

 

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》(以下简称:9号文)启动新一轮电力体制改革,提出“坚持市场化改革。区分竞争性和垄断性环节,在发电侧和售电侧开展有效竞争,培育独立的市场主体,着力构建主体多元、竞争有序的电力交易格局。”

 

中国国际经济交流中心研究员景春梅就分析说,从大的角度而言,配套文件是为了落实市场化改革,通过配套文件扫清目前与大方向不符合的一些旧规章、老做法。

 

以往国内的电力价格由政府核定,电力产业链上,发电厂建设,就核定上网电价,后面由电网企业负责从上网到用户的整个过程,电价错综复杂。输配售环节由一家公司控制,造成输配环节的成本比较模糊。

 

要从现有体制转变为市场形成价格,输配电价核定就变得非常关键。“单独核定输配电价是实现市场化交易的基础,是放开竞争性业务的前提,对于还原电力商品属性,全面实现电力体制改革目标具有重要意义。”国家发改委解读说。

 

按照《关于推进输配电价改革的实施意见》,将按照“准许成本加合理收益”原则,核定电网企业准许总收入和分电压等级输配电价,建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系。

 

王强表示,输配电价核定可以让电网企业的成本明确化,电网企业的营利机理改变后,未来可以使发电端的成本下降很快传导到用电端,同时电网企业也可以节约成本,提高效率,如果全国输配电价下降1分钱,就将给用电端节约40多亿元。

 

原有的发用电计划也与市场不符,也在放开之列。自备电厂则长期管理比较混乱,很多自备电厂没有承担各种电价附加,对建立统一市场不利,“所以在建设市场前,要规范自备电厂运营,让企业以平等角色参与电力市场。”景春梅说。

 

电力市场只有轮廓

 

对于目前电力系统的交叉补贴问题,即高工商业电价补贴低居民电价,配套文件也提出,过渡期间,由电网企业申报现有各类用户电价间交叉补贴数额,经政府价格主管部门审核后通过输配电价回收。

 

输配电价改革后,根据电网各电压等级的资产、费用、电量、线损率等情况核定分电压等级输配电价,测算并单列居民、农业等享受的交叉补贴以及工商业用户承担的交叉补贴。

国家还推动输配电价改革扩围,开展输配电价测算,严格核减不相关、不合理的投资和成本费用,分类推进交叉补贴改革,明确过渡时期电力直接交易的输配电价政策。

 

清理之后,电力市场的建设是关键点。华北电力大学王鹏教授曾在“现代能源论坛”上称,电力实现完全市场化,达到电改目标,至少需要10年时间。

 

配套文件则勾勒出了电力市场的雏形。输配电价改革试点以来,不完全统计,全国已经有超过100家售电公司注册,希望从电改中分羹。这些公司包括五大发电集团、能源公司、以及不相关产业领域的公司,都会活跃在未来的电力市场上。

 

配套文件对电力市场作了规定,提出电力市场主要由中长期市场和现货市场构成。中长期市场主要开展多年、年、季、月、周等日以上电能量交易和可中断负荷、调压等辅助服务交易。现货市场主要开展日前、日内、实时电能量交易和备用、调频等辅助服务交易。

 

同时提出,条件成熟时,探索开展容量市场、电力期货和衍生品等交易。“金融衍生品应该及早开发,有交易就会有风险,没有衍生品企业无法锁定收益规避风险。”曾鸣分析说,“这需要具体的执行细则作出更明确的规定。没有金融工具,交易都不能很好开展。”

 

配套文件还提出,建立相对独立的电力交易机构,完善跨省跨区电力交易机制,并建立有效的现货交易机制。省级电力交易机构之外,还将组建国家电网辖区的北京电力交易中心、南方电网区域的广州电力交易中心,交易中心成为市场交易的载体。

 

不可轻视的遗憾

 

改革会释放红利,但也有可能偏离方向。9号文提出放开售电侧市场,此后业内观点认为,售电市场将进行大的重组,电网企业可能不再参与竞争性售电业务。

 

但配套文件中明确,电网企业可以参与售电,“电网企业是指拥有输电网、配电网运营权(包括地方电力公司、趸售县供电公司),承担其供电营业区保底供电服务的企业,履行确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电的基本责任。”

 

当售电公司终止经营或无力提供售电服务时,电网企业在保障电网安全和不影响其他用户正常供电的前提下,按照规定的程序、内容和质量要求向相关用户供电,并向不参与市场交易的工商业用户和无议价能力用户供电,按照政府规定收费。若营业区内社会资本投资的配电公司无法履行责任时,由政府指定其他电网企业代为履行。

 

这意味着电网企业可以参与竞争性售电业务,保底供电服务的表述也不够清晰。“拥有电源和配电网的企业拥有优势,”曾鸣解释说。“电网企业参与竞争性售电业务,也要接受监管。”但是从文件委婉的提法中,看不到更多如何监管电网企业售电业务的条文,电网企业输配业务和竞争性售电公司的防火墙也不明晰。

 

当然,对社会资本投资的售电公司而言,门槛放低,拥有2000万资产就可以成立售电公司,并从地方政府获得“牌照”。

 

界定模糊的,还有交易机构的独立性。交易机构在市场中有关键作用,9号文提出建立相对独立的交易机构,就产生了“相对独立”如何界定的问题。

 

配套文件则更加模糊了这个问题。配套文件提出,在全国较大范围内资源优化配置的功能主要通过北京电力交易中心(依托国家电网公司组建)、广州电力交易中心(依托南方电网公司组建)实现,负责落实国家计划、地方政府协议,促进市场化跨省跨区交易。同时试点地方以及还未试点地方都可以组建交易中心。

 

配套文件还明确规定,电力交易中心是相对独立的非营利机构,可以采取电网企业相对控股的公司制,或者电网企业子公司制,或者会员制等组织形式。

 

但相对独立如何保证,界限在哪里则含糊不清。景春梅说,电网企业相对控股、子公司、会员制的表述看不出交易机构到底独立不独立,如果交易机构不能实现独立,成为电网企业的附属或关联平台,市场化改革就会遇到新的难题。

 

                                                                                                               转发自能源情报  张旭东(微信:Energyinsider,xudongEN)

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