新电改进入深水区

改革进展为何与中国电力市场建设目标相去甚远

中国电力体制改革如从 2002 年 2 月的「5 号文」开始算,已走到第 19 个年头,当年切割了发电和电网,即「厂网分开」,成立了五大发电集团和国网、南网两大电网。但在此后十余年电力供应由宽松变偏紧的背景下,「主辅分离、输配分开」的改革目标基本停滞,电力统购统销局面没有改变。

国务院于 2015 年 3 月发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(「9 号文」),被业界称为「新一轮电改」的开始。改革的核心思想是「管住中间,放开两头」,即管住自然垄断属性的输配电网,放开发电侧和配电侧,目标是建立真正的电力市场,通过供需双方交易确定电价,并通过电价引导市场需求,实现由计划经济向市场经济的转变。

六年来,新电改推动了发电企业进入市场,迈入部分竞价时代;经营性电力用户也逐步入市,全国电力市场交易电量目前占比超过 30%;全国各地电力交易中心组建并陆续推进股份制改造;电网企业输配电价改革已完成第二轮电价核定;售电侧改革催生了数千家售电公司,8 个省级电网电力现货市场试点启动,459 个增量配电业务改革试点项目被批复。

但上述大部分改革的进展并不顺利,暴露出越来越多的深层次问题,目前的改革进展与「9 号文」及其配套文件所设计的中国电力市场建设目标仍相去甚远。

一方面,「半市场、半计划」的现状,对现有电力市场形成了巨大阻碍,试行了一年多的电力现货市场被尴尬暂停;另一方面,由于电网企业极大的控制力,电力交易中心无法实现真正的独立;为探究电网输配成本的增量配电网试点,因配电企业利润微薄而难以为继;售电公司则在大规模倒闭……

中国社会科学院财经战略研究院副研究员冯永晟总结称,「目前仍缺乏改变电力行业传统利益分配的体制机制」,而未来可再生能源、跨区输电等「计划电」如何进入电力市场,正是当前市场建设的关键所在。当前亟需改进顶层设计,推动「计划」向「市场」破局,倒逼电力体制改革蹚过深水区。

双轨制困住电力现货

1 月 8 日,连续运行 5 个月后,甘肃电力现货市场骤然暂停结算。在全国 8 个电力现货试点中,广东、山东此前也出现过类似或大或小的停摆事件。

甘肃电力现货市场暂停的原因之一,是供需紧张导致交易价格频频触及每千瓦时 0.5 元的天花板。当地一名业内人士告诉财新记者,这一上限价格由政府部门制定,比当地燃煤标杆电价每千瓦时高出近 0.2 元。

这暴露了甘肃电力现货市场的致命缺陷。一位电力行业内人士透露,甘肃现货市场目前仅纳入发电侧,用户不参与,现货价格无法传导向用户端。发电侧执行现货市场价格,而用户侧仍执行政府计划定价或中长期(年度、月度)价格,常常面对发电侧价格高于用户侧的情况,进而累积了巨额的不平衡资金;对外则不向受电省传导,供应紧张情况下,省间临时互济与支援没有按现货市场方式进行,而是仍按计划调度方式安排送电。

据国网甘肃电力测算,2020 年 12 月份,这类「不平衡资金」已高达 1.58 亿元,资金亏空由各发电企业均摊,其中火电企业预计被摊派 6227 万元、水电 2540 万元、风电 5756 万元、光伏 1308 万元。

全国首批广东、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等 8 个电力现货试点省份,于 2019 年 6 月底全面启动模拟试运行,此后相继推进按周、按月连续结算。甘肃是上述试点中率先连月结算、运行时间最长的现货市场。

这种「不平衡」状态在试点中普遍存在。「半市场、半计划」的模式,无法将供需双方主体全部纳入现货交易,也无法形成真正的市场价格。大多数省份以「降电价」为目的实践电力体制改革,一旦出现个别时段电价高出国家发改委制定的目录电价,试点就可能「停摆」,也就是「电价一涨,市场就停」。

甘肃此次暂停长周期结算后,正筹划将电力用户纳入现货市场。但放开用户侧,就意味着可能让用户直面电力现货价格飙升的局面。甘肃政府部门仍然为此踌躇。

山东与广东同为外来电输入大省,它们的烦恼是外送电作为「计划电」难以和市场衔接,导致电力市场交易规模上不去,无法满足市场需求。

华南理工大学电力经济与电力市场研究所所长陈皓勇分析认为,外送电放开的难度除地方政府和电网企业等阻力外,还与地区经济发展不平衡有很大关系,相比政府间有价格保障的框架协议,西部送电省份对进入有降价风险的电力市场的意愿比较低。

在 2020 年下半年召开的一次现货市场联席会议上,国家相关能源主管部门对跨区送电进入市场的方式作出了明确,要求政府间签订的协议电量,力争在 5 年内以每年递减 20% 的方式,由原保量保价固定协议转为市场化方式;对于增量部分,全部由市场主体自主协商。这一要求能否如期落地,仍待观察。

冯永晟认为,这些现象恰恰反映了计划与市场双轨并行对当前电力现货市场建设的制约,当市场受到计划的挤压,市场形成的价格信号必定扭曲。「破解的思路,还是需要放下包容、平衡各方面利益的传统思想,放手让供需双方到市场中对接,服从电力市场统一资源配置的要求。」

交易中心未过人事关

临近 2020 年底,各地交易中心为完成国家发改委的任务,密集披露增资、股权转让信息。这源于 2020 年 2 月国家发改委、能源局发布《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》(下称《实施意见》),提出了明确的股改时间节点,要求 2020 年上半年电网企业在电力交易机构中持股比例需降至 80% 以下,年底前需降至 50% 以下。

「电力交易机构独立酝酿多年,从电改配套文件到《实施意见》,体现了电力体制改革的艰巨与复杂性,也体现了决策层坚持推进改革的决心。」一名电力资深人士如是评价。

对电网企业在电力交易中「既当裁判员又当运动员」的问题,市场主体不满已久。要求电网企业把对电力交易机构的持股降至 50% 以下,意味着电网企业不能再控股。同时,让全国 2 个区域和 33 个省级电力交易机构通过股改实现相对的股权多元化,除电网企业外,参股股东还纳入发电企业、售电公司、电力大用户等各类市场主体。

但一名省级电力交易中心部门负责人指出,即使电网企业持股退到 50% 以下,也不能保证电力交易机构能够真正独立。目前绝大多数交易机构人员来自电网企业,选聘、提拔、薪酬等各方面均取决于电网。交易机构员工需要更多元化的来源,更加规范独立运作,「而不是电网企业的一个部门」。

《实施意见》提出,自 2020 年起,交易机构董事会成员由各股东单位推荐,不得同时兼任市场管理委员会成员,高级管理人员可由股东单位推荐、董事会聘任,也可由董事会市场化选聘;新进普通工作人员一律市场化选聘,根据行业实际情况,建立科学合理、具备竞争力的薪酬分配机制。

陈皓勇也认为,电力交易中心独立的关键就是人事独立,交易中心除个别管理人员可以由电网企业派出外,其余人员应与电网解除劳动关系。

输配电价改革管不住电网

新电改所提「管住中间」,即严格监管电网企业输配电成本,并借此改变电网企业过往统购统销、「吃差价」的模式,转为只向用户收取政府核定的输配电价,获取收益。输配电价核算的关键是核定电网企业的准许收入。目前已实施了两轮输配电价核定,但仍难真正厘清输配成本。

首轮输配电价改革试点始于 2014 年底的深圳电网和蒙西电网,2015 年上半年,云南、贵州、安徽、宁夏、湖北 5 个省级电网开展了第一批输配电价改革试点工作,随后输配电价核定在全国范围内铺开。

2017 年,国家发改委先后下发省级电网输配电价、区域电网输电定价办法(试行),并核定首轮输配电价。国家发改委的数据显示,通过首轮输配电价的核定,全国 32 个省级电网合计降价 480 亿元,比原购销差价模式平均减少 0.01 元/千瓦时。

电网输配电价核定周期是三年。2020 年 9 月 30 日,国家发改委发布《关于核定 2020–2022 年省级电网输配电价的通知》,公布了省级电网、区域电网第二监管周期输配电价。

从整体来看,省级电网中,除北京、河北、蒙东三地输配电价水平上升外,其余省份保持不变或下降,多数省份都意在降低大工业输配电价,同时部分省区电价电压等级价差空间有所扩大,并将「网对网」外送输电价格也纳入了省级电网核价的范畴。

另外,2020 年因为新冠肺炎疫情执行了阶段性降低电价 5% 的政策,为了平衡电网企业的成本,此轮输配电价核定将这部分成本纳入其中,这意味着第二轮输配电价实际降价空间有所收窄。

更为重要的是,目前部分电力市场仍难一步到位地采用输配电价下的顺价模式,而是多沿用以往的价差模式(指与政府制定的标杆电价的差额)。顺价模式是指,用户侧电价包括发电侧交易价、电网输配电价、政府基金及附加,还原电网公司作为管道企业的属性,只收取过网费。但顺价模式执行起来顾虑重重。一方面是由于电价多次下调以及大批高成本发电机组投产,如果引入输配电价,原来由电网承担的高成本机组费用将传导至用户或发电侧,导致发电企业亏损面扩大或用户电价上涨,进而引起用户退出市场等问题。

另一方面,顺价模式下,地方政府不能再借电价交叉补贴,扶持落后地区。以广东省为例,为促进粤东西北地区发展,广东电价体系中划分了珠三角五市、深圳市、惠州市、江门市、肇庆市和东西两翼、粤北山区等六个电价价区,珠三角地区工商业电价较高,粤东西北地区工商业电价较低,珠三角地区用户通过电价补贴了粤东西北地区用户;同时,考虑交叉补贴因素后的输配电价同样存在珠三角地区高,东西两翼、粤北山区低的情况。如果采用顺价模式,需打破现有广东电价平衡体系,取消交叉补贴。

虽然在第二轮输配电价核定中,国家发改委仅公布了广东省(除深圳电网)的平均输配电价,但下一步广东省是否会合并、取消价区或作出其他调整,相关政策仍未落地。

对输配电价中亟待解决的交叉补贴问题,冯永晟认为,电网企业要接受行业价格监管,还要承担普遍服务责任,又要面临来自国资委的业绩考核,核心问题是需要厘清行业监管、国资监管与社会责任之间的关系,未来需构建一种新型监管关系,提升监管效能。

电力专家侯守礼进一步指出,输配电价结构还需进一步细化,需要考虑用电负荷的变化,而不仅仅是一个「平均价格」,「每个用户对输配电资产的占用不同,接下来需要将价格与电力需求变化结合起来」。

第二轮省级电网输配电价定价办法亦提出,在现货市场试点地区,可以结合实际情况探索提出符合现货市场需要的、具有一定弹性的分时输配电价方案。

增量配电偃旗息鼓

2021 年 1 月 4 日,14 家增量配电企业联名上书国家发改委、国家能源局,直指增量配电改革进展缓慢,只有数量没有质量,投运项目屈指可数。自第一批增量配电试点项目发布至今已逾四年,这一改革进展远不及市场预期。

中国能源研究会中小配电企业发展战略研究中心 2020 年 11 月发布的《增量配电发展研究白皮书》显示,四年来,国家发改委、国家能源局分五批次明确了 459 个试点,其中,共有 24 个试点被取消,在前四批 404 个试点中,只有 118 个试点公布股比,占比不到三成,仅 150 个试点确定供电范围,占比不到四成。

电能从发电厂经过输电网输送,再按电压等级通过配电网逐级分配给各类用户。目前电网公司同时拥有输电网和配电网。增量配电网指 110 千伏及以下电压等级电网和 220(330)千伏及以下电压等级的工业园区(经济开发区)等局域电网,不涉及 220 千伏及以上输电网建设。

在中国电力体制改革十多年的进程中,「输配分开」曾被广泛讨论,但 2015 年新电改方案并未将其纳入,而是提出将新增建设的配电网作为打破电网垄断的改革试点,鼓励以混合所有制方式发展配电业务,引入社会资本,推进体制变革,提高配电网运行效率。

北京鑫诺律师事务所高级合伙人、长期从事配售电研究的展曙光律师告诉财新记者,将增量配电网向其他社会主体开放,意在增量领域分割输电和配电,是新电改以迂回、渐进方式推动「输配分开」改革的一种尝试。

增量配电试点推进困难重重,业界有一种声音开始质疑「输配分开」的改革方向是否正确,认为电网企业讲求规模效应,配电业务也具有自然垄断属性,将配电网切分成一个个小电网,反会增加成本。

侯守礼也说,一开始有不少人认为配电领域是块「肥肉」,实则不然。对新进入的增量配电企业来讲,很难获得堪比大电网的规模经济优势。

14 家上书企业在上呈文件中称,由于增量配电网的「电网」身份落实不到位,在接入公用电网、参与市场化交易、与省级电网结算等环节被看成「大用户」,导致投资成本回收无望。

山西大同装备制造产业园区增量配电业务试点负责人郭琪玮,是上述 14 家上书企业人士之一。该产业园于 2017 年 11 月被国家发改委和国家能源局列为第二批增量配电业务改革试点。据郭琪玮介绍,目前试点项目只有 3 分钱的价差利润空间,不仅无法收回成本,还持续亏损,另外试点项目现已建好 110 千伏变电站,但接入电源仍遥遥无期,存量资产处置工作也无法推进。

增量配电网的配电定价机制是改革的核心,直接关系社会资本的投资回报。虽然多份文件都明确提出增量配电网「属于公用电网范畴」,但大同装备制造产业园区这一试点仍被当做「大用户」看待,与电网之间结算时仍按大工业用户目录电价,0.03 元/千瓦时的差价是定死的,试点项目并没有定价权。

2017 年国家发改委出台《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》,要求各省考虑本地区上网电价、省级电网输配电价、趸售电价、销售电价等现行电价,并提出了招标定价、准许收入、最高限价和标尺竞争等定价方法。

目前,福建、浙江、天津、河南、四川、贵州、广东等地已印发地方增量配电网的配电价格机制。除广东采用「准许收入」法,其余大都采用「最高限价」法。但多数省份核定的省级输配电价表,给予增量配电网的价格空间非常有限。

另外,影响增量配电网价格空间的另一个关键问题是,增量配电网如何向省级电网缴纳基本电费,即二者之间如何分成。上述呈送文件也提及这一问题,希望有关部门尽快补充相关细节,完善结算机制。如按现行输配电价执行,则配电网与省级电网按比例结算基本电费,其中上缴省级电网的比例最高不超过 50%。

对于如何改善配电网盈利模式,一名电力专家告诉财新记者,相较于传统模式,其实可以将增量配电区域内供电等公用事业定价权下放到园区管委会等同级政府,园区管委会和增量配电业主商量着办,在吸引招商引资与增量配电业主收益间做平衡,鼓励探索灵活价格体系和综合特许经营。

供售电之外,依托配电网提供多能互补、综合能源等增值服务也被视作盈利方向之一。华东电力设计院智慧能源室主任吴俊宏认为,在传统供售电基础上,创新终端用户的能源服务模式,是被业界寄予厚望的模式,但并不是每个项目都适合做增值服务,最基本的还是要把配电基础工作做好,「做好供电服务,而不是与民争利」。

售电歧途

2020 年 11 月,一名在一家广东售电公司「摸爬滚打」5 年多的业务负责人,转投电网企业。他告诉财新记者,售电公司目前本质只是「中介」业务,所谓增值服务根本没有发展起来。

国家发改委发布的「9 号文」配套文件《关于推进售电侧改革的实施意见》提出,向社会资本开放售电业务,进一步引入竞争,让更多的用户拥有选择权,提升售电服务质量和用户用能水平。

自新电改启动以来,售电公司作为发电企业和电力用户的媒介被引入市场,一方面观察电价波动规律,指导用户用电;另一方面代表用户向电厂批发电量,通过议价倒逼电厂提高运行效率,降低成本。售电公司的盈利模式是「赚价差」,从电厂低买、向用户侧高卖,套利赚钱。

广东售电市场启动之初,售电公司赚到了钱。2016 年 3 月至 5 月,在这三次月度竞价中,发电企业售电价格比政府制定的标杆电价降低了 0.125 元–0.148 元/千瓦时,但售电给用户侧降价仅 0.01 元/千瓦时,中间价差多数进了售电公司的「腰包」。

此后「政府之手」介入,推出了「供需比」政策,强势稳定市场。电力主管部门通过控制市场电力需求总量,调控发电厂的竞争程度,继而控制电力交易价格。广东电力市场价差逐渐缩小。

「现在售电业务就像鸡肋,根本赚不了多少钱。」广东九州能源有限公司董事长张传名认为,因为利润太薄,接下来会有很多售电公司退出市场,广东的游戏规则离真正市场化还很遥远。全国已经出现不少售电公司转让、退市、注销现象。

冯永晟认为,售电侧改革仅是针对「电量」的零售市场,谁能拿到便宜的电量,谁赚钱。但是,电力市场应该是先有电力批发市场,再有零售市场,先把批发市场建起来,售电公司适应批发市场后,再做零售市场。「现在把顺序做反了。」他说

我们应该学会去理解别人的观点,不仅仅是服从和被告知。

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