2017年电改要抓紧完善市场交易规则

2016年12月27日，全国能源工作会议提出，要加快能源领域改革创新步伐，在电力、石油、天然气行业改革实现新的突破。2017年，新一轮电改进入第三个年头，从发电侧感觉到有进展、有突破，推动力度比较大，局部地区发展比预想的要快。主要表现为2016年发用电计划、竞争性环节电价不断放开，电力市场化交易电量大幅增加，社会资本投资增量配电业务、开展售电业务热情高涨，跨区域、省级电力交易中心基本建立，核定独立的输配电价工作全面推开，电力体制改革试点已覆盖全国29个省（区、市），电力市场化架构初步搭建。这对发电行业产生了深刻影响，既带来严峻的挑战，也催生了“新理念”、“新业态”、“新商业模式”。当然，也面临一些问题、阻力与争议，要在探索中继续前进。

新电改总体上沿市场化方向迈进

本轮新电改一个最大特点，是始终由政府部门组织推动。中央政府负责顶层设计，除了9号文之外，还持续出台一系列配套文件。地方政府这次也非常积极地参与到电改中来，并起到至关重要的作用。另一特点，是把大用户直购电作为切入点，把建立省级电力市场作为突破口，先把容易的做起来。另外，放开配售电业务，社会资本已成功进入增量配电业务，也成立了大量售电公司。这是我国电力行业开天辟地的大事。一年多来，对电网企业触动也很大，一些电网公司的老总纷纷登门访问客户。电网总体格局虽然没有太大变化，但电网经营理念、盈利模式都在发生变化，电网与发电企业、用户、政府之间的互动在增多。工商企业增加了用电选择权，也实实在在分享了电改红利。这些都是电改带来新的积极变化。

不过，新电改的实施毕竟不足两年，也面临一些问题、争议，甚至阻力重重。比如电力市场规则、体系未完全建立，监管薄弱未到位，地方政府存在行政干预、各行其是，捆绑交易、一味要求降价，个别省份市场电量放开过急，电网思想需进一步解放，发电企业之间存在恶性竞争等问题。出现问题实属正常。电力市场化改革不可能一蹴而成，先改容易的，再啃“硬骨头”，有一个探索发展的长期过程。国外是这样，中国也是这样。新电改总体上在往市场化方向迈进，基本符合“开放—多元—竞争—规则—市场—监管—完善”的改革逻辑。当年，推行大用户直供、煤电实行超低排放一度争议、阻力不小，经过几年努力不也势如破竹、席卷全国了吗？我们要看到积极变化，在过程中解决出现的问题，对新电改的未来要充满信心！

输配电价改革后重在监管对标，放开配电业务仍需政策鼓励

从输配电价改革试点看，目前核定的输配电价水平存在明显差异，与各地客观情况、体制机制、管理水平、成本构成不同有关。第一步，重要的是要实现输配电价的独立，为发电企业与电力用户的直接交易创造条件；第二步，政府要加强监管，公开各省的输配电价水平，并进行排序、考核，鼓励先进区域，鞭策落后区域；各省电网企业也要开展横向之间的对标，向标杆省区靠齐，针对短板，降本增效。厂网分开后，在发电侧通过竞争、对标，大大降低了度电的建设造价与运营成本。发电企业如此，相信不久的将来电网企业也会这样。

配电业务放开后，投资配电项目在全国各地很火热，成为2016年及未来一个新的焦点。这在宏观上打破了电网企业的垄断，微观上抢占了配电网意味着拥有了售电资源和用户资源，在市场竞争中将会占据优势。配电业务盈利模式需要新的投资者去探索，政府部门也要考虑合理的配电价格。目前还不明确，需要时间，更需要政策鼓励。从发电企业角度可以把它看作一种资源，看作电力产业链的延伸，目的是提升发配售一体化业务的综合效益，看到的应是未来的潜力。

电力交易市场建设的形式与内容相统一最重要

2016年，我们集中建成了两个国家级电力交易中心和多个省级电力交易中心。对于电力交易中心，既要看其形式上是否独立，也要看实际如何运作。电力交易中心到底是完全独立还是相对独立于电网企业，采取电网内设机构、独资、股份制还是会员制，组建形式也很重要。根据市场规则，电力交易机构本应是完全独立的第三方、交易商。新电改方案设计中考虑到目前电网企业的接受程度，实行相对独立。个人理解，“相对独立”电网最多只能是参股，因为产权是理顺管理关系的基础，只有没有资本纽带关系，才能达到真正的独立。因此，目前距离“相对独立”还有较大差距。形式上做到了相对独立，实际运作中还要看是否贯彻公平、公正、公开的基本原则，真正起到交易组织者的作用。作为交易平台，最好不代表任何一方利益。

但是与过去相比，交易机构毕竟从电网企业内设机构成为一个社会资本参与的独立单元，已是一大进步。而且，目前情况下若无电网的理解支持配合，一下子做到完全独立难度不小，因为电网在提供很多人财物资源支撑，也在发挥相应作用。目前看电力市场交易架构已经搭起来，对市场建立、交易组织至少提供了基础条件。电力交易中心的独立不能太理想化，是个渐进过程，要有相应配套政策文件的落地。

我国应首先建设好省级电力交易市场，这符合“省为实体”的国情。从省级市场到跨省（市、区）市场，再到全国电力统一市场，建设周期会比较长。目前，由于全国电力普遍供大于求，绝大多数省内都能自求平衡，缺少了过去互通有无、调剂余缺的需求。无需求存在就没有市场，再加上电力输送有经济距离，远距离输送是否有竞争力需要考虑。因此，建立跨省（市、区）市场、全国电力统一市场并不急迫，但长远看还是需要的，可以逐步发展起来。

发电企业售电公司重在建立产业链

发电企业成立售电公司，不仅仅是售电，更重要的是建立产业链，以售促发、发售一体，为用户提供增值服务，实现综合效益最大化。初期重在探索，各种运营模式都应该允许存在，形式可以多样化，如发售一体、配售一体、发配售一体、独立售电公司等，但发售一体是普遍形式。

售电公司基本的盈利模式初期一般是开展购售电服务，吃价差，低进高出、低买高卖。但要长远立足是远远不够的。售电公司主要发展策略，着重于向用户提供增值服务及创新产品开发，如为客户代理售电、优化购电策略、节能改造、用电方式咨询、降低污染物和温室气体排放等收取服务费。国外有的售电公司，通常具备天然气销售能力，并拥有大量的零售用户，在市场份额和顾客开户数间寻求一种平衡。

需求侧管理还需要更深入的研究与探索。电力用户已不同以往，开始觉醒。重视的方面包括：一是希望降低电价，这种要求最为直接。二是节能，即减少电量消耗，节约电量意味着电费减少，对钢铁、有色、冶金、化工、建材之类用电大户来说，通过节能改造、技术创新每年节省下来的电量数目也很可观。三是通过发展分布式能源、微电网、泛能网、能源互联网，实现能源基础设施互联、能源形式互换、能源技术数据与信息技术数据的互用、能源分配方式的互济、能源与消费商业模式的互利。

2017年电改要抓紧完善市场交易规则

2017年电改应坚持问题导向，抓紧完善市场交易规则，推进配套改革，构建公平、公正的电力政策市场环境。

首先，建议政府部门对近两年的新电改进展情况进行必要的总结与梳理，特别要针对出现的问题与矛盾提出解决的办法，并增强监管力量，加强监管、检查，防止各地出错、跑偏。

其次，着力把省级电力市场建设好，特别是建立完善的市场交易规则，丰富交易方式。从发电企业讲，由于投资来源、建设时间、电厂种类都不一样，火电、气电与水电、风光电的边际成本有很大不同，政策导向也有明显差异。放在同一平台上竞价，竞价规则怎么制定才能让大家感觉公平、合理，需要认真研究；容量市场要不要建立、如何建立，也都需要研究。建立一刀切的交易规则并不现实，原则性的规定全国可以统一，细则要允许各地区有差异。

其三，抓紧研究严重的电价交叉补贴如何多渠道解决，不能“一头沉”，像现在主要靠降低发电企业上网电价来解决，能否适当提高民生电价或增加财政补贴?2015年发电业绩“置顶”，2016年几乎“腰斩”，2017年将“掉落地板”，承受能力已非常弱。

最后，希望新电改平衡协调地推进，无论是供应过剩时期还是电力短缺时期，电力市场化改革都要持续搞下去。不能时断时续，成为宏观调控的工具，对发电企业造成过大的冲击。通过新电改实现两个目标，一是提供稳定、可靠、清洁、价格合理的电力供应；二是促进电力行业可持续发展。

（本文刊载于《中国电力企业管理》2017年2期，作者系中国华电集团公司企管法律部主任、中国电机工程学会能源专委会委员陈宗法）

 相关阅读：

输配电价改革将加速推进 激发电力市场的积极性