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新一轮电改综合考虑了改革需求和可操作性原则,抓住了当前我国电力体制改革面临的各种问题,突出了让市场在资源配置中起决定性作用的精神,放开了竞争性环节价格,同时又形成了主次分明、分轻重缓急分步实施的思路,留出了相关主体的思考空间及合理的准备时间。新电改提出了不少新的思路,比如要加强电网的统筹规划,实现电源规划与电网规划统筹协调、国家与地方电力规划的有效衔接,提升规划的科学性和权威性等。
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电力体制改革时隔13年后再次启动。相比2002年的改革,新一轮电力体制改革背景、改革认识、改革参与者、改革复杂程度都有了重大变化,这也决定了此轮改革的目标、路径和方式,与之前相比大有不同。因此,外界众说纷纭,看好者有之,也有人认为新电改未能延续上一轮电改所确定的“输配分离”目标,没有彻底破除电网公司的垄断。但依笔者之见,任何改革都是针对具体问题而起,同时又会综合各种利益考量,尽量避免各种未知风险。新一轮电改综合考虑了改革需求和可操作性原则,抓住了当前我国电力体制改革面临的各种问题,同时又形成了主次分明、分轻重缓急分步实施的思路,留出了相关主体的思考空间以及合理的准备时间。
迄今,我国电力行业名义上实现了“政企分开”,“厂网分开”做得相对彻底,在发电侧引入了竞争机制,允许多家办电、多种所有者办电。在发电市场上形成了发电企业和电网企业两类市场主体,奠定了多家发电企业之间的横向竞争、发电企业与电网企业之间的纵向竞争的基本格局,基本解决了制约我国经济增长的电力短缺问题。
2011年成立了中国电力建设集团和中国能源建设集团,负责电力规划设计、施工等副业,在名义上也实现了“主辅分离”。但“输配分离”一直未有大动作,“竞价上网”虽然经过在东北等区域试点改革,但结果是,不仅发电企业普遍亏损,盈亏无法平衡,电网企业也不乐意接受,因此电力供应不稳定。原因主要在于2002年的电改只使电力市场 “半市场”(或者叫不完整市场),整个产业链条上缺乏真正的市场主体,因而无法建立真正有效的交易机制:即使实现了发电厂网分开,而发电厂绝大多数是国企,在价格管制下,对价格信号完全不敏感,发电量不能随市场波动。在输电、配电、售电等环节完全由电网垄断的前提下,普通用户完全没有任何议价或选择的能力,根本不可能成为市场主体。而本应作为中立交易平台和输送通道的电网,前面掌握着发电厂的发电计划,后面掌握着用电端的需求调配,使电力买家和卖家无法真正见面和议价,怎么可能形成真正的电力市场机制?
一个有效的市场机制中,至少需要市场主体多元化、价格主要由市场供求决定、交易平台独立、交易规则健全和规范、政府对交易行为有合适监管几个条件。电力市场机制既然也属于市场机制,必须具备其共性。同时,由于电力行业具有一定公共事业属性,而电力输配网络具有自然垄断性,需要政府加强监管,这又使电力市场建设具有某种特殊性。因此,笔者认为,新一轮电改,可以从市场主体、交易平台、价格、政府作用四个主要抓手做起。
市场主体包括卖方和买方,对应到电力产业链条,卖方包括发电企业、售电企业,买方包括用电户和售电企业(相对于发电企业来说)。新电改对市场主体的改变主要在三点:增加市场主体数量、改变市场主体交易方式和赋予市场主体相应权责。
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燃煤标杆电价北京燃煤标杆电价为0.3598元/度,则市场化交易电价上下限范围(±20%)为:0.28784~0.43176元/度。(来源:微信公众号:黄师傅说电作者:黄师傅)代理购电价格代理购电价格由当月平均上网电价和历史偏差电费折价构成。代购价格=当月平均上网电价+历史偏差电费折价市场化交易用户上网电价中
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