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二、“放开两头,监管中间”的主体方向
新电改方案不同于2002年的厂网分开,也不同于2011年的主辅分离,上述两者只是按循十二年前电改方案进行的“四步走”方略重点性推进,而这次将出的方案或不会继续推进老方案延续的输配分开,而是采用“放开两头,监管中间”的改革方向,重点和亮点将是配售电侧的改革。
所谓“放开两头,监管中间”, 即在发电侧和售电侧引入竞争,同时加强对中间电网环节的监管力度,构建能够为市场主体提供全方位优质服务的、统一的电网适应性平台,并且逐步建立完善科学合理的电价机制。
依照这一改革思路,未来发电企业与用户的直接交易将可能全面放开,允许供需双方自主选择,参与市场竞争,同时依托电网企业业务上的优势,构建能够为市场主体提供全方位优质服务的、统一的电网适应性平台,并且逐步建立完善科学合理的电价机制,实现发电侧竞争和售电侧开放,在保障安全稳定运行前提下,建立公平、开放、高效的电力市场体系。
在我国发电侧已基本放开的情况下,新电改方案的最大亮点可能来自配售电侧的改革,主要是放开配电侧和售电侧的增量部分,允许民间资本进入。
目前,配售电的资产基本由地市一级的供电局独立核算和管理,配售电改革的主要影响对象将是庞大的地方供电系统。配售电侧改革最大的争议,来自于配售电环节的产权:是将电网的售电业务彻底剥离,还是保留电网的售电业务让民资参股,还是在不改变现有售电市场基础上准入更多的民营售电公司。以上问题任何解决,尚没有更为细化的方案。
新电改方案经过几轮的征求意见和修改,基本雏形已经渐显,但此轮方案被认为并没有涉及和解决当前电改推进中的核心问题。按照5号文,新电改的重点将是针对电网进行输配分开的改革,但是新方案并没有将输配分开列入讨论范围,没有提及拆分电网公司的问题,也未明确输电、配电价格的形成方法。新方案没有对电网现有存量进行任何改变,不管是配电方面还是售电侧,都是基于增量的改变,这是一份基于不改变电网现有结构的增量改革方案。
新方案可以说是针对当前改革的现状做出的比较具有实操性的方案,很大程度上在于考虑到了如果大刀阔斧的推进输配分开,很可能形成难以推进的尴尬,所以方案选择相对柔和的渐进式改革方式,重在具有实操性,可以实质性推进, 如果完全按照5号文执行,很可能僵持不进。
三、“四放开、一独立、一加强”的具体措施
新电改将以售电侧改革为突破口,以大用户直购电深化试点为起点,提出“四放开、一独立、一加强”:
四放开:公益性和调节性以外的发供电计划放开,政府将不再制定发供电计划;
经营性电价放开,除了输配电价由国家核准之外,发电厂和用户之间可以直接制定电价进行交易;
配电侧放开,新增的配电网,要允许社会资本进入;
售电业务放开,成立销售公司,允许民间资本进入。
一独立:交易机构独立,对现属于国家电网的“国家电力交易中心”进行专门、独立管理。
一加强:加强电网的规划。
新电改将会在售电侧强化竞争机制,形成市场化的售电新机制。售电放开改革从某种意义上会改变电网的盈利模式。在此之前,电网的主要收益来自上网电价与销售电价之差,这部分收益直接构成了电网主要的盈利来源。售电侧分离后,输配电价将会取而代之,成为电网的主要收益,这与过去电网所习惯的盈利模式完全不同。
售电放开后,输配电价如何定价对电网公司的影响巨大。在完全厘清输配电价之前,电网公司不可能支持电改。
预计在售电侧进一步放开的情况下,为了保证国家电网公司的收入在改革初期不会出现太大波动,初期在输配电价的核定方法上会有过渡原则,即输配电价将采用过网费的形式,在起步阶段由平均购销差价形成。随着改革的深入,输配电价的核算方法最终将采用“成本+合理收益”的方式确定,并会逐渐趋于市场化,以保证电网收益逐步趋向稳定。
新电改方案没有涉及存量输配电资产的拆分,主要是考虑到资产庞大、涉及利益太多,改革难以推进,因此只在新增的配电业务中允许各投资主体进入。而对于增量配电业务,部分发电企业、尤其是分布式电源投资企业的积极性最高。
新电改还将改变现有的电力交易模式,而对于国家电网公司而言,这或许是争议较大的一环。国家电网交易中心组建于2006年10月,是国家电网公司归口负责电力市场建设、电力交易组织和电力市场服务等工作的职能部门,其工作职责是负责季度、月度电力市场交易计划管理;组织电力交易;交易合同、购售协议签订的组织工作,并进行电量结算和交易统计分析等。
交易中心的独立,直接受到影响的便是电力调度。但以往呼声很高的“调度独立”或暂以“交易中心相对独立”的形式替代,交易中心产权仍保留在电网,但独立接受相关部门监管。
未来,调度机构将逐步从电网企业中分离出来,组建独立的调度交易结算中心,负责电力市场平台建设和电力交易、计量与结算,组织和协调电力系统运行,确保电力调度交易的公开、公平、公正,还有电网的无歧视公平开放。
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