2015-10-29 14:18:15
2015年的3到8月，中共中央国务院、发改委、国家能源局等部门发布了系列与新电改相关政策，稳步推进新一轮电力体制改革。其中，关于清洁能源电价市场化、电力需求侧管理试点城市、输配电价格改革等政策，无疑都是在为售电侧的放开、新成立售电公司业务的展开铺设道路。
在目前全国电力市场普遍过剩、加剧竞争的形势下，组建众多售电公司有可能出现争夺用户、竞相压价的现象;用户违约欠费、用户服务投诉、售电成本增加等市场风险也必须承担。
今 年3月中旬，新的电改方案9号文一推出，立即引起了业内外专家学者、社会媒体的高度关注，并对新电改的背景、内容纷纷作出解读。时至今日，新电改已过去近 半年，国家发改委又陆续出台了部分配套文件，并增加了新电改的五个试点省份，在贵州、云南、内蒙、宁夏等省区已进入实操阶段。
那么，用户直 购电的市场准入、售电公司的责任权力、交易中心的具体职责及其监管问题、信息发布与结算程序、分布式发电市场准入与责任权利问题、规划的组织与实施及其运 行机制的制定情况以及对参与企业有哪些要求及建议?带着这些问题，我们来听听国家发改委能源研究所姜克隽主任怎么说?
记者：9号文件中指出，要放开输配以外的经营性电价;放开公益性调节以外的发电计划;放开新增配售电市场以及交易机构相对独立，并未提出具体工作的执行思路，近期相继又出台了一些文件，其可执行度情况是怎样的?
姜 克隽：中国现在的电改肯定是要加速地往前推进，近期文件出台是其中的一个步骤。从总的进程上来讲，等于是落实习总书记能源革命第四条：恢复能源的商品属 性。现在来看，我们国家现在就是卡在电价和热价上了，都是政府控制的。电改和气改，是从去年紧锣密鼓开始要推进的事情，所以继九号文件的出台之后，一些配 套措施会根据市场需要相继出台。
记者：您认为电力进入市场，会不会引起电价的价格战?从而收起恶性循环，导致电力企业为追求低成本，而执行环保投入的力度减弱?
姜 克隽：能源革命本来就是要恢复能源的商品属性，在这个前提下，原来国家对能源价格过多干预，导致了能源价格的制定变得很低效，这不是我们想要做的。所以从 总体上来讲，会产生竞争，并且我们也希望他们产生竞争，在竞争的情况下，才能培养或培育一个很好的能源市场。目前，居民能源价格过于便宜，将来通过这种形 式，可能居民用电价格会提高，从而提升居民用电的节约，降低对环境的损害。
售电公司盈利模式初始阶段一定是微利阶段，主要依靠价格来竞争，价格手段是初期的盈利手段，中后期会延伸很多增值服务，比如通过配网侧技术改造实现购电成本下降，后期就是技术竞争和服务竞争。
售 电公司未来的盈利模式应该是能够促进用户提高用电效率，优化用电模式，并且能够促进可再生能源等清洁能源多使用，在这些前提条件下，通过各个售电公司竞争 来盈利，不能变成像普通商品那样降价促销手段来盈利，因为电力是特殊商品，售电公司不管是民营还是国有，在市场上的要求还是要在下一步的细则上确定。
记者：目前利用清洁能源发电的价格较燃煤发电高，放开发电计划会不会使清洁能源失去市场?
姜 克隽：不会。我们在电改中会有一些清洁电力的机制，如现在的节能调度制度，以后也可以推出绿色调度。也就是说，在做电力采购的时候，将清洁能源的定价变为 0，而不是按照实际的价格来决定的。和欧盟类似，虽然可再生能源很贵，但是将可再生能源的定价变为0，在竞价排序的时候，它永远排在最前面，所以大家都来 竞争，当可再生能源竞争结束之后再竞争其他能源，所以政策总是用方式来鼓励可再生能源来发展的。
其中，为吸引用户主动减少高峰用电负荷并自愿参与需求响应，可以制定、完善尖峰电价或季节电价。而且，要加强电力需求侧管理平台建设，引导和鼓励用户实现用电在线监测，鼓励和支持发展电能服务业，吸引全国乃至全球的优秀电能服务企业参与试点工作。
记者：放开公益性以外的发电计划，允许新型企业进入售电市场，是对电力行业的利好，但是各大企业似乎没有想象中的那么积极?您认为是什么原因?
姜克隽：其实对企业来讲，这有可能在竞价过程中产生很大的压力。并且很多发电企业已经认可目前的这种格局，所以电改对其影响不是很大，有可能因为参与电改反而把握不住未来的格局，所以电力企业的不积极也是可以理解的。
从 现在的情况来看，电改首先是打开售电端，原来是国家电网[微博]和各地的供电公司来负责输电配电和电力销售，现在至少其他企业也可以参与其中了，这就是开 了一个口，这个口开的有多大，到底有多少其他企业能参加到这个行业里面，需要很长一段时间来培养，并不是每一个企业很容易就可以做到“卖电”。
原 来的国家电网和售电企业合作模式已很成熟，其他企业想要加入进来也是有一定难度的。目前这几个文件的出台已经把通路给打开了，深圳就做了一个很好的示范， 任何一个企业都可以在电厂买电，交过网费，然后再销售到其他地方。再比如说最开始允许如北京亦庄这样的产业园成立自己的售电公司，这样进入产业园的电就可 以自己来卖。
记者：深圳、内蒙古试点，未来可能安徽、宁夏、湖北、云南也纳入试点中，这些试点是怎样选择的?首先进入电力系统的企业需要具备什么样的素质?
姜 克隽：深圳属于南网，内蒙古试点属于蒙西电网，这样的选择都绕开了国家电网的经营区域，而后续纳入了3个国网辖区试点，可以说是一次突破性的进展。这4个 试点省份的共同点是电力供需都比较宽松，而且都有一定的外送能力，避免由于电荒而阻碍电改的进程。这四省分处于华东、华中、西北、南方4个不同的电网区域 内，电源类型各异，具备一定的代表性。如果试点顺利，那未来的电改推广很有可能以这四省为基础大范围铺开。
现在来说，很难要求企业有什么样的素质，售电公司要有能力找到稳定的需求方，并说服发电厂愿意和其合作，否则任何一个电厂都不愿脱离国家电网。
这 并不是说找到了用户找到了发电厂就可以去做，中间需要很多配套。如果在未来的电力需求不足的情况下，对售电企业的影响还是很大的。因为电是瞬时的，不可存 的。比如一个售电公司最开始肯定要和发电公司来签约，售出和购买要匹配。但是，真正能卖出多少电呢?电力公司愿意被牵着走吗?一旦售电公司没有卖出预计的 电量，而在该体系下发电厂又失去了国家电网的保护，这对于电厂来说也是有一定风险的。
记者：如果一旦试点失败了，国家有没有一些措施来保护这些率先进入的企业?
姜克隽：处在试点阶 段，国家现在只是允许进入，通过约束原有企业，要求当地原有的电力企业不能对新加入的公司加以歧视，采取正当的手段竞争。未来的趋势一定是要这么走的。尽 早地学习，尽早地适应，尽早地加入是有好处的。要打破原有的机制，引进竞争，控制电网的收益，这是未来的一个走向。售电企业需要一段时间去摸索去学习。比 如像亦庄这样生产活动较好、用电比较稳定的大的产业园区，就是电厂很愿意去合作的。但是这个量不会特别大，怎么样才能更多的拓展，需要一段时间使企业来慢 慢了解这个流程，使更多新型的电力公司来参与其中。
记者：别的国家在改革过程中应该也会遇到相似的困境吧?
姜 克隽：如果一定要这样说的话，我们就要讨论到一个最终的市场格局了。当燃煤电站发展到为可再生能源调峰的阶段时，整个电价的定价机制都要发生变化。像德国 目前燃煤发电量每年只有不到2000小时，如果只按照发电量来付钱的话，是非常亏的，因为一个正常的发电站要达到每年5500小时才能维持正常的盈利水 平。所以在美国或是其他国家，都是按照发电的容量来付钱的。就是说，不管电站发不发电都会向其付钱，因为发电站的存在是为了电网安全。但是目前我国新型可 再生能源站能源使用比重还很小，当再生能源发电占到一半的情况下，煤电就完全进入到一个调风的角色。这个时候，就必须进入到一个竞争的售电体制上。所以 说，我们目前的政策调整也是在为将来的政策调整做准备。形成一个完全竞争的售电市场，需要新加入的企业的售电量占总售电量一定的比重。
记者：请谈谈您对下一步电改工作的建议?
姜克隽：完善配套政策至关重要。我的建议一是进一步完善各项机制，如绿色调度，加快电改进程，要尽快完成电改，打破政府对电价的控制，交由市场定价，能够反映绿色发展的需要，能够传递碳税、环境税、碳交易的价格信号。
二是鼓励和引导社会资本参与配电网投资。通过增量配电网、售电侧投资的放开，投资渠道的拓展，鼓励和引导社会资本参与电网建设投资，加快配电网发展，促进配电网运营效率和服务提升。
新电改的时机分析
随 着我国经济发展进入“新常态”，对电力行业的影响是深远的、系统性的，从近期看有利有弊。目前，发电行业呈现以下6个阶段性特征：(1)全国电力市场普遍 过剩，发电量竞争加剧;(2)煤价持续低迷，发电业绩大幅提升，“电盈煤亏”格局更趋明显;(3)非电产业盈亏分化，煤炭、煤化工、铝业等盈利普遍下降甚 至亏损，资产负债率仍偏高，转方式、调结构面临新挑战;(4)资源环境承载能力减弱，节能减排压力剧增，电源结构清洁发展、区域空间布局转换提速;(5) 发电侧过去政府定电价、批项目、核计划电量——“半计划、半市场”运行的局面正在改变;(6)能源领域“四个革命、一个合作”，国资国企改革，新一轮电改 风起云涌，机遇与挑战并存，创新体制机制正当时。面对未来的新常态、新电改、新任务，2015-2020年(新6年)，发电行业要通过深化改革、科技创 新、管理提升、转型发展，实现新超越、新突破，进一步打造发电行业“升级版”——洁净高效，绿色低碳;价值提升，风险可控;科技支撑，法治保障;市场化运 作，资源配置优化;主营业务突出，产业链价值链完善;国际化经营水平高，可持续发展能力强。
可见，目前发电行业正处在一个新的更高的历史起点，也处在2002年电改以来形势最好时期，但全行业整体并非发展“到了极点”，而是在积极打造“升级版”，创建国际一流企业。
“穷 则变，变则通，通则久”是改革的一般规律。显然，按照上述逻辑，尽管发电企业经受过电煤市场洗礼，较之长期处于垄断、优势地位的电网企业，对新电改有较强 的心理预期和承受能力，但谁乐意在“最好时期”去接受“非自主性”的外部变革、迎接一个“不确定”的未来呢?因为9号文与目前发电行业阶段性特征一结合， 如全国电力市场普遍过剩，煤炭市场持续低迷，再加各地经济稳增长的压力加大，工商业用户对电价下调有强烈诉求，中央政府简政放权，地方政府希望借力电改， 分享改革红利，新电改的时机对发电企业整体并不利，对未来发电企业的影响更不确定、更具挑战!
电改如何继续?
电力行业诸多专家对地方政府于电改中的作用素来持负面态度，认为地方政府通常借市场之名行反市场之实，反而扰乱了市场秩序，冲击了市场化进程。目前的种种冲动迹象，更是加深了电力专家对地方政府猛推电改试点的忧虑。
尽 管有各种质疑，应意识到，还是应该看到地方政府在推进直接交易上的努力，客观上促进了形成多买多卖的市场格局，这一格局对于建设竞争有序的电力市场将有所 裨益。如果脱离地方来谈建立市场，恐怕依然是十分无奈的局面。这正是现行体制的真实写照——必须倚重地方，却对地方的反市场行为无可奈何。构建一种怎么样 的央地关系，依然是今天推进改革的最大挑战。
据专家介绍，电改配套文件中提出，如果在直接交易实施过程中，出现指定交易对象、电量、价格的情况，一经核实，能源局将暂停该地区试点工作或改革工作。也许，这是改革者展示决心和力量的时候。由地方履新能源局的官员对此应该有足够的智慧和经验。
面对电改浪潮 售电企业的应对措施
1、 积极研究新电改，密切跟踪配套文件出台、试点区域电改动向，提出应对举措。近一个时期，发电侧要通过集中学习、专题培训、座谈讨论、实地调研、课题研究等 多种方式，积极开展新电改方案及其影响的研究，深入分析对经营理念、安全生产、运营管理、发展空间、盈利模式、投资决策、业绩考核、人才队伍等带来的影 响，提出应对举措。同时，密切跟踪区域试点电改动向，如深圳、蒙西，安徽、湖北、宁夏、云南、贵州等输配电价改革试点，北京、苏州、佛山、唐山、上海等城 市的电力需求侧响应试点，努力做到胸中有数。五大发电集团作为发电行业的代表，列席电改部际联席会议，参与三个工作小组，应抓住机会，积极反映发电侧的合 理诉求。近期重点就推进输配电价改革、促进电力市场建设、组建并规范运行交易机构、放开发用电计划、推进售电侧改革、加强燃煤自备电厂监管等配套文件发表 意见、提出建议，与其他各方进行讨论、协商、交锋，争取相对有利的政策环境。
2、提高对过剩市场竞争残酷性的认识，控制电力发展节奏，建立 一个基本平衡的电力市场。我国经济转型似乎让电力需求过剩时代提前到来。专家估计，我国发电机组的富余度已经达到35%，相当一部分机组处于停备状态。即 使现有的核准电源项目都不开工，满足“十三五”期间的电力需求也没问题。东北电网装机突破1.16亿千瓦，但全网最大负荷仅600万千瓦，电源负荷比达到 两倍。但这并没有能够放缓电力大规模建设的步伐。2015年上半年，全国新增装机4338万千瓦，大大超过2014年同期数3670万千瓦，且火电占一半 以上。近两年被视为火电最后一轮的发展机遇期。随着电力项目审批权的下放和火电效益三年多来的好转，以及各地稳增长政治压力的加大，预计还会有一个容量增 长的“小高峰”。今年上半年，全国火电新投产2343万千瓦，核准加在建规模1.9亿千瓦，创近年来新高。殊不知，这一举一动将决定着发电企业在未来市场 竞争中的“生”与“死”。目前，市场过剩单纯表现为电量减少，电价因政府定价基本不变。新电改推行市场化改革后，电量由市场分配，电价由竞争决定，在供求 规律的作用下，将会导致“量价齐跌”。仅仅经历了电煤市场洗礼的发电企业，还没有像煤炭、钢铁企业一样真正体会过剩市场竞争的残酷。因此，各发电企业要从 规模思维转向价值思维，既要符合国家能源发展总体战略，更要符合市场规律，控制电力发展节奏，加强造价控制和对标管理，着力提高发展质量与效益，着力清洁 发展、节能减排、转型升级，防止继续盲目扩张、陷入“囚徒困境”，防止“十三五”规划编制过大，防止电力产能过剩的继续恶化，建立一个基本平衡的电力市 场，保证投资项目的合理回报，保持电力行业的可持续发展。当然，发电企业也要加强同类企业的对标管理，建立平均建设造价、平均运营成本的概念，做好优胜劣 汰、兼并重组的心理准备。
3、摸清发电企业的资产家底，抓紧建立营销体系，努力做到稳发满发。面对即将到来的售电侧放开，各发电企业要作谋划和打算，摸清全部发电机组家底， 加大设备投入，杜绝设备“漏检”、“欠修”，努力减少非停，提升设备可靠性，真正做到“度电必争、稳发满发”。同时，加强电力市场营销工作，开发竞争报价 信息系统，特别在新电改试点省区，要抓紧抽调专业人员设立营销机构和充实营销队伍，建立“以市场为导向，以客户需求为中心”的“区域一体化”营销体系和协 调机制，明确区域公司市场竞争的主体责任，统一分配区域内发电企业的竞价电量，统筹优化各种电源资源，发挥区域整体优势，提高巿场相对竞争力。另外，根据 政策导向，努力增加优先发电量的比重：风光电、生物质能;核电;余热余压发电;以热定电电量;跨省跨区指令性送受电量;调频调峰电量。
4、 主动开拓、储备优质电力用户，探索参与电能直接交易，筹建售电公司，布局售电市场。各发电企业要转变工作重心，由过去“跑政府”转为“跑市场、跑政府相结 合”，主动加强与电力用户、政府部门、竞争对手、调度交易机构的沟通协调，探索参与电能直接交易，加强市场联盟，防止恶性竞争或操纵市场，实现多方共赢。 在抓紧开展售电公司业务范围、运营模式、交易策略等内容研究的基础上，要深入周边区域，努力挖掘优质大用户，提前上门沟通交流，建立用户档案，储备用户资 源，建立长期稳定的合作关系，为筹建售电公司做好前期准备。在方法上，拟先在直供电量大、大用户集中的区域或新电改试点省区组建售电公司、布局售电市场， 并参与新增配电网、跨区域输电通道的投资建设，呼吁建立电力容量市场，做到产销衔接，全产业链经营。
5、运作好售电公司平台，促进电力需求 侧响应，让社会用户拥有更多的选择权。根据国际经验，售电公司重点围绕电力购销、配电网开发运营、综合能源解决方案、其他增值服务开展工作，建立一个绿色 低碳、节能减排和更加安全可靠、实现综合资源优化配置的新型电力运营体系。具体讲，要通过自有电量调配、外部电量采购等组织电量资源;通过大用户优选、客 户分级管理、特色供电套餐设计等开拓销售渠道。对距离适中、客户优质的大用户，可以因地制宜开发自营配电网项目，扩展业务范围。通过配置分布式能源、下游 终端用电设备建设，以及供应燃气、热力、冷能等多种能源形式，为用户提供一站式多种能源供应方案，增强综合竞争力。另外，通过为用户提供包括代理售电、用 能信息、电量回购、综合节能咨询服务、综合低碳能源解决方案、合同能源管理等增值服务，实现售电公司运营模式的创新。
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