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当年6月初,贵州省政府办公厅发出《贵州省理顺煤电价格关系促进产业协调发展的初步方案》,向各相关部门和电力企业征求意见。该方案的核心内容之一为扩大电力直接交易范围,拟将十大用电行业用电存量的50%,即每日3000万千瓦时纳入直接交易。但这个意见遭到电网公司强烈反对。
另一核心内容为建立火电企业的价格调节基金机制,由火电企业直接上缴入省级基金账户,形成产业发展资金的蓄水池。这一条戳中了火电企业的痛处。
按现行相关规定,直购电的数量、价格应由双方自愿平等协商确定,除了输配电价需要发改委批准外,政府并没有大用户直购电的定价权和安排交易的权力,征收价格调节基金也缺乏法理依据。于是,该方案在抵制中流产。
虽然,贵州省在电改领域的探索之路颇为崎岖,但是这些成功的,抑或失败的经验都为其今后的改革夯实了基础。
三大关键问题悬而待解
那么,贵州省率先发布深化电改工作方案,后续推进过程中可能存在哪些困难和挑战?
中国电力企业联合会副秘书长欧阳昌裕直言:“在‘9号文’发布后,与此相呼应的电改核心配套实施文件和指导意见一直没有发布,可能是因为各利益相关方在部分关键问题上争议较大,这些问题悬而未决,成为我国电改继续推进的路障,也是贵州省接下来电改的最大困扰。”
首先,他认为在“9号文”明确输配不分开、电网调度不独立的前提下,电网企业是否参与竞争性售电?这是本轮电改关注度极高的问题。
试想,各发电企业、由社会资本组建的独立售电商等市场主体不拥有电网资产,且必须依赖电网的物理性服务,若电网企业依然集输配售于一身参战,如何确保电网提供无差别、无歧视性的并网接入、电力传输服务、交易结算等服务?
“电网如果能参与竞争性售电优势很明显。一是市场优势,电网可以提供比别人更低的电价。第二,电网有基础设施,有调度,这些基于垄断或体制的优势会对其他社会资本企业带来很大影响。比如,电网不允许你接入或者设置各种门槛导致你的成本比电网高很多,都很难说。”一位不愿具名的市场分析人士如是说。
一旦电网企业介入竞争性售电,留给其他主体的市场腾挪空间将大为压缩。所以,业内专家认为,如何扭转电网企业既打篮球又吹哨子的局面,是本轮电改最为重要的问题。
其次,欧阳昌裕表示:“无论‘9号文’还是贵州的《电改方案》,都明确要推进电力交易体制改革,完善市场化交易机制。建立相对独立的电力交易机构,形成公平规范的市场交易平台。但是,交易平台的‘相对独立’四个字究竟如何理解,度又该如何把握?这是很难拿捏的,也是各利益方争论的焦点问题。”
据参与配套文件制定与讨论的专家透露,交易中心可能还是要依据现有的电网企业的交易平台,至少是电网企业控股的机构,然后由政府成立机构进行监管。而交易中心不负责结算,结算关系仍维持现有的局面,即由电网企业来进行结算,这意味着现金流也将不通过交易中心,其他售电主体仍将受制于电网企业。
国家电网公司内部曾做过测算,若不负责统一结算,按最不利的情况即所有用户放开并选择其他售电主体,公司营业收入将减少12185亿元,世界500强排名将降至第35位。
对此,中国人民大学经济学院能源经济系教授吴疆撰文直言:“交易平台‘相对独立’,是与‘完全独立’对比的,它应更接近‘完全独立’,而不应接近‘不独立’或‘假独立’。这种‘独立’是相比于目前状态的独立、是相比于作为电网企业内设机构的独立,因此从电网企业中走出来是基本要求。意味着政府应该明确其行业公共机构的属性,将交易平台从电网企业中整体独立出来,它的房屋、设备甚至人员一段时间内可能还会与电网企业有一定纠葛,但其基本职能、机构、编制、财务等在第一时间应是完整而独立的。”
2015年2月份,贵州组建了电力交易中心,推动电力的直接交易。据贵州电网公司一位人士透露,贵州电力交易中心虽然挂靠在贵州电网下,却是一个相对独立的机构,现在已经是独立运作,受贵州电力市场化领导小组(由贵州经信委、发改委、能源局、能监办等组成)的监管。
贵州《电改方案》也明确,原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开,实现交易机构相对独立运行,为电力市场交易提供服务。由于顶层设计未出,贵州电力交易中心也是“先试先行”。这种电力交易中心“相对独立”到什么程度?后期的盈利模式需要转成公司制或者会员制?还未可知。
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