电力市场大步迈向有效竞争

我国已是世界最大能源生产消费国，但能源市场发育尚不健全。新常态下，中国经济增速放缓，电力需求也随之下滑，用电淡季部分电厂负荷仅为50%左右。但从另一方面讲，电力供应不再偏紧甚至阶段性供大于求，也为推进实施新一轮电力体制改革提供了有利的“时间窗口”。
今年3月，中共中央、国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），新一轮电力体制改革的大幕正式拉开。
11月30日，国家发展改革委、国家能源局正式对外发布了《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》、《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》等6个电力体制改革配套文件，电力体制改革路线图更加明确。
诸多专家学者表示，配套文件的出台把电力体制改革的重点突破和整体推进紧密结合起来，为中发9号文的贯彻落实奠定了坚实的操作基础，富有新意，亮点频出。
“除公益性、调节性计划以外，其他发用电计划都对社会放开。”国家发展改革委体改司巡视员王强对中国经济导报记者表示，以前电企盈利要靠“拿计划”，下一步，则要通过降能耗、降成本，提高效率，扩大市场份额。

变“独买独卖”为“多买多卖”

《关于推进电力市场建设的实施意见》明确提出，在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系，市场主体包括各类发电企业、供电企业、售电企业和电力用户，各类市场主体在清晰明确的市场规则下公平竞争和购买电力服务。
国家能源局市场监管司有关负责人认为，《实施意见》明确了市场建设“在具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制”的初期目标；强调有序放开发用电计划、竞争性环节电价，与扩大直接交易主体范围、市场规模以及市场化跨省跨区域交易机制协同推进；建立了与电力供需相对应的实时价格机制，可以更好地保障电力系统的实时平衡；允许试点地区选择采用区域电价或节点边际电价；明确了市场化后的应急处置原则。”
“电力市场建设重在理顺价格形成机制，构建反映供需变化、实现发电企业和电力用户间传导的价格信号，变‘独买独卖’为‘多买多卖’，提高市场竞争性，增强电力用户的用电选择权。”该负责人表示。
改革前的电力市场，对消费者来说，没有多种可选的个性化服务和灵活的价格机制，没有多样化的市场品牌；对电力生产者来说，生产多少、在哪里生产、产品价格都不由生产者决定。电力资源要市场化交易，但要通过什么确定电价？
过去大用户直接交易，已经形成较为成熟的中长期电力交易机制。但由于缺乏市场化的电力电量平衡机制，不能真实反映电力供需，价格信号失真，因此需要建立现货市场。
哈尔滨商业大学金融工程研究所所长田立告诉中国经济导报记者，因为电力资源无法储存，通过电力现货市场确定电价很难。
“发电厂不可能像‘合上电闸就通电’那样瞬间产出电来。”田立认为，任何现有电力市场都是一种远期合约交易，但也导致了价格无法反映未来供求变化。2000年，美国加州电荒，就是因为发电机构未预料到1999年夏季的高温干旱，导致水电供不应求。“远期合约加上应对突发情况的后期合约价格调整，才能保证电力市场的稳定。”田立表示，电力改革应建立新的电力衍生品市场，这是无法回避和跨越的关键环节。

交易机构如何“相对独立”？

国家能源局法制和体制改革司负责人表示，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，是新电改明确的近期推进电力体制的改革重点任务之一。
按照《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》，电力交易机构不分级、互不隶属，同一地域内不重复设置开展现货交易的交易机构。交易机构可向市场主体合理收费，主要包括注册费、年费、交易手续费。
以依托国家电网公司组建的北京电力交易中心，及依托南方电网公司组建的广州电力交易中心为代表的区域交易中心，主要职能是落实国家计划、地方政府协议；其他区域交易机构主要开展中长期交易、现货交易；省区市交易机构主要开展省内中长期交易，有条件地探索开展现货交易。
该负责人表示，现有模式下的交易成本隐藏在电网购销差价中，交易机构独立后交易成本透明化，核定电网企业输配电价时将扣除该部分交易成本。
焦点聚集在交易机构的“独立性”上。按文件表述，交易机构可以采取电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制、会员制等组织形式，日常管理运营不受市场主体干预，接受政府监管，高级管理人员由市场管理委员会推荐，依法按组织程序聘任。
但从文件表述也可看出，这种“独立性”是相对的。交易机构依托电网企业现有基础条件成立，人员以电网企业现有人员为基础；组织形式以采取电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制为主；初期保持电网企业提供电费结算服务方式不变；交易、调度机构共享网络拓扑结构、安全约束。
“这表明，电力交易中心仍由电网企业控制，电力调度业务仍归属现有电网企业实施。除了从过去买电卖电赚‘差价’，变成了政府核定输配电价，电网企业在电改前后变化不大。以其在电力交易和调度上的绝对话语权，电网企业将继续保有其在售电市场强大的市场控制力。”一位不愿具名的业内专家表示。

向社会资本有序放开售电业务

《关于推进售电侧改革的实施意见》规定，允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区，组建售电主体直接购电；鼓励社会资本投资成立售电主体；允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易；鼓励供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务。作为改革亮点，注册认定将代替行政许可准入。
随着售电侧放开，发电企业、供水供热企业、燃气企业、节能服务企业、新能源企业等市场主体将进入售电侧开展业务。放开增量配电投资业务，在一定程度上也可以调动社会资本参与配网建设的积极性。
有业内人士表示，售电侧市场开放后的总收入是万亿元级别，切入售电领域的发电公司、地方小电网公司、转型能源服务的电力设备企业将率先“分羹”。
对于电网公司，本次配套文件明确规定其可以参与竞争性售电业务。电网本来就有网络垄断优势，如何保证售电公司间公平竞争？国家能源局有关负责人表示，电网企业应设置“防火墙”，从人员、资金、信息等方面确保市场化售电业务与输配电业务、调度业务、非市场化售电业务分开。
国务院发展研究中心资源与环境政策研究所所长助理郭焦锋建议，应适当限制单个售电公司的市场份额，避免份额过大影响市场公平竞争。
发电企业此次也在售电业务中分得一杯羹。“发电企业向产业链下游延伸实现发售一体化，能够应对发电侧电量、电价放开的影响，更好实现存量发电资产价值，优化资源配置和战略布局。”大唐集团办公厅政策研究室杨新林近日撰文表示，发电企业售电可能加剧产业集中度，但有利于平抑供需和价格波动，保障电力市场稳定运行。
对普通电力用户来说，售电侧改革增加了市场竞争，售电公司为争取客户将更多进行技术创新和提升服务，普通电力用户也能分享整合互联网、分布式发电、智能电网等新兴技术所带来的利益。
“从美欧日等主要经济体的电力市场化历程看，改革初期普遍存在售电市场发育不完善、业务空间小、新进入者盈利困难等问题。新市场主体在人才、经验、用户资源方面存在后发劣势，面临激烈竞争压力。因此要防止试点演变为非市场因素决定的‘降电价’，或非理性竞争导致的‘竞相压价’。加快细化完善市场准入条件和退出管理规范，以及市场信用体系建设与政府监管的规则，才能保障售电市场有序发展。”杨新林表示。
“在当前宏观经济环境和供售电市场格局下，新增电量有限，建议将存量适当分一部分作为改革试点来推进。”中国电力规划设计协会常务副理事长李爱民对中国经济导报记者表示，“‘管住中间’，尽快厘清‘输配电价’是首要的，此后‘放开两头’才有可能。要切切实实在行动上落实下来，并最终见到成效。”

输配电网如何“公平放开”？

显然，厘清输配电价是新电改成功的关键一环。《关于推进输配电价改革的实施意见》提出，从输配电环节入手，公平开放输配电网，政府按照“准许成本加合理收益的原则”，核定输配电成本和价格。允许在输配电价核定的相关参数、总收入监管方式等方面适当体现地区特点。暂未单独核定输配电价的地区，可采取保持电网购销差价不变的方式。
“在研究制定具体试点方案时，要着眼长远，为未来解决问题适当留有余地。”该文件指出。
“输配电网络的功能不同，有长距离输电为主的网络，也有就地配电为主的网络，有共用网络，也有专项服务网络。用户对网络资源的使用，主要体现在电压等级、距离、供电方式等方面。”国家发展改革委有关负责人对中国经济导报记者表示。
该文件明确，除了先期已试点的深圳市、内蒙古西部、安徽、湖北、宁夏、云南、贵州外，凡对开展电力体制改革综合试点的地区，也直接列入输配电价改革试点范围。同时，鼓励具备条件的其他地区开展试点，尽快覆盖到全国。试点工作分为调研摸底、制定试点方案、开展成本监审、核定电网准许收入和输配电价4个阶段。“输配电价的核定非常复杂，如何合理科学地核算不同等级、不同线路、不同建设时期的输配电成本和费用是输配价改革的难点。”郭焦锋表示。

先行先试初显成效

11月30日，深圳前海蛇口自贸区供电有限公司正式挂牌成立，成为在全国增量配电网领域引入社会资本的混合所有制企业的第一家。深圳前海的供电业务属于增量配电业务。前海是国家推进的自由贸易试验区、深港现代服务业合作区，产业结构主要为金融业、现代物流业、信息服务业等，对供电可靠性要求很高。
蛇口供电公司由南方电网深圳供电局、招商局集团招商地产、中广核集团能之汇投资有限公司、云南文山电力股份有限公司以及前海控股公司这5家有国资背景的企业出资1亿元组建，但招商地产和云南文山电力股份有限公司是上市公司，属“引入社会资本”。
不久前，国家发展改革委批复同意“西电东送”基地——云南、贵州电力体制改革综合试点方案，成为我国首批新一轮电力体制改革综合试点省。
云南电力构成中70%以上是水电。截至2014年底，云南全省发电装机达到4669万千瓦，开始面临水电消纳难题。为消纳富余水电，2014年云南在全国范围内率先开展省级电力市场化交易试点。下一步，云南将推进输配电价、电力交易机制、发用电计划等改革。
到2016年6月底前，贵州将建成省级电力市场电子交易平台，在现有年度交易、季度竞价交易、挂牌交易的基础上，增加发电权交易、富余水电竞价上网交易、跨省跨区市场化交易等，市场成熟后开展电力期货、衍生品市场。贵州试点还将逐步放开一定比例的发用电计划，最终放开公益性和调节性以外的发用电计划。该中心还将与广东省、南方电网公司协商建立完善黔电送粤（深）交易机制，扩大与广西、重庆、湖南等周边省区市的跨省跨区电力交易。
此外，贵安新区配电网改革试点范围为直管区470平方公里，将针对110千伏及以下配电网鼓励社会资本参与建设投资，全面放开售电侧经营权。目前已有中国电力、华电、华润、贵州省产投公司等企业表态将参与售电侧改革。

能否解决“弃风弃光弃水”？

“今年以来，新能源消纳形势严峻，大量弃风、弃光现象造成了可再生能源的巨大浪费，影响国家加快生态文明建设战略的实施和能源结构的调整。能否有效解决弃风弃光弃水问题，将是考量本次电改成效的重要目标之一。”国家能源局新能源司负责人表示。
《关于有序放开发用电计划的实施意见》提出，“建立优先发电制度。优先安排风能、太阳能、生物质能等可再生能源保障性发电，优先发电容量通过充分安排发电量计划并严格执行予以保障”，并提出“形成促进可再生能源利用的市场机制。规划内的可再生能源优先发电，优先发电合同可转让”。售电侧改革提出促进分布式可再生能源的发展，允许拥有分布式可再生能源电源的用户和企业从事市场化售电业务。随后《可再生能源电力全额保障性收购管理办法》也会编制出台。
中国能源网首席信息官韩晓平认为，优先发电制度可以在很大程度上解决可再生能源发电上网问题，紧随其后的是清洁能源，煤电将进一步受到“挤压”。“风能、太阳能终究是不稳定能源，在保证优先发电的情况下，与比较清洁的天然气组合发电将更受到市场青睐。”他表示。
不过，发用电计划中的优先权使用，保底服务以及基础性计划等如何安排，是否仍有一定行政垄断存在，都是电改道路上必须面对和解决的问题。