电价体制是电力系统的核心管制手段。本次电改将重塑电价体制,电网企业将改变赚取购销差价的商业模式,按照政府核定的输配电价收取过网费。这对于发电企业来说,事实上面临着重新切分蛋糕的危机与挑战。

三是建立合理的输配电价机制。保持现行输配电价空间不变,试点发电企业上网电价比国家核定的电价降多少,试点用户的销售电价同步等额降低多少。“这样既维系了交叉补贴保障民生格局,又实现了直接交易。”曾鸣强调,未来随着用户选择权放开,按照成本加收益方式逐步建立独立的输配电价机制。

但迄今为止大多数发电集团仍处“静水深流”,个中缘由,除了受限于人才、专业和营销方面的短板而有所顾虑外,更大程度上是在观望政策走向,希望有更加具体明确的市场规则来引导其投资决策。

一是全面放开发电企业与用户的直接交易。曾鸣表示:“不能只有大用户才可以放开。应该允许全部用户与发电企业根据自身意愿和需求,通过协商、集中撮合或统一出清等方式确定成交电量和价格,从而实现发电侧经济上网、用户侧竞价购电。”对于没有意愿参与交易的用户,由电网企业作为默认供电商,按照政府批复价格从发电企业购电,并按照国家核准的目录电价向用户售电,保障电力普遍服务。随着市场化交易的发展成熟,可逐步减少政府计划分配电量,扩大市场竞争电量空间。

其次,发电企业面临向电网售电和自身售电关系处理问题。受经济下行影响,发电企业在电网统筹体制下虽然经营困难,但勉强能吃上“大锅饭”;如直接开展市场化直供售电,保不准还“没饭吃”。在现货市场建立前的相当长一段时间内,发电企业将面临双轨制售电体制下的艰难取舍问题。

一方面,曾鸣认为输配一体化管理是电网科学高效发展的体制保障。他说,输电和配电具有规模经济和范围经济特性,是典型的自然垄断业务。电网由一个企业提供输电和配电业务不仅能够最大程度降低运营成本、提高经营效率,同时也能够减少重复建设与资源浪费,降低整个社会的成本,并满足电能消费的合理需求。“随着电网智能化的发展,输配电网功能进一步融合,不应再用‘输配电网’的概念人为地将‘电网’整体性割裂。”

第三,输配电价核减的利益流向,将成为发电企业、电网和用户争夺的焦点。但是,政府在核减时能够核减多少,无疑带有在电网与发电、用户侧分配利益的性质。从现行试点的大用户直购电来看,基本上是发电侧让利,用户侧得利,这也是导致发电企业对大用户直购电持保守态度的重要原因。

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首先,发电企业面临上下游与竞争关系叠加的问题。由于暂不涉及调度分离问题,电网企业仍占据绝对优势,在电力系统中仍处于中枢指挥地位,从这种意义上说,发电企业与电网公司的仍为上下游关系。同时,售电侧放开后,电网与发电在售电领域将成为竞争关系,对电力企业利润贡献最大的工商业大用户将是电网企业和发电企业争夺的主要对象。

为何坚持输配一体化?

从理念角度来看,发电企业投身售电市场应树立以客户为中心的商业理念。客户与电源是售电市场的两条生命线。受传统经营模式的影响,发电企业长期以来把抓好安全生产、搞好项目审批和项目建设作为企业的核心工作,缺乏用户侧服务的经验。

如何实现“放开两头,监管中间”?

问题在于,是否意味着允许电网企业与售电公司在配网投资领域开展竞争?“同一供电营业区”应如何界定?

二是构建电网适应性平台。依托电网企业天然的业务优势,构建统一的电网适应性平台。据曾鸣介绍,该平台由电网企业负责组织管理,主要功能包括电网公平接入、输配电、调度运行、安全校核、交易组织等。通过统一开放的电网适应性平台,可以将用户与发电企业进行交易实际操作中需要解决的交易分解、安全校核、调度执行、偏差电量处理、辅助服务、输电阻塞和公平竞争等问题统筹考虑。“这样可以提高交易执行率,减少协调成本,有利于市场交易的长期健康可持续发展。”他说。

从市场角度来看,发电企业在设立售电公司的同时,应加强新体制下商业模式的研究。从目前看,业内对于售电公司最大的期望便是可以开展客户增值服务,如从传统的发电上网转向用能信息的统计与分析、用户需求侧响应、能效提升服务、合同能源管理以及工程服务等多样化业务,从满足系统负荷需求到满足用户多样化和定制化的需求,从单纯供能到多种类电能衍生产品(如数据服务、电力保险、用能培训等)综合能源服务。

据介绍,从国际经验来看,大部分国家都保持电网一体化管理。例如,欧盟40%的国家的电网由一个集团公司统一管理;美国2/3的电网仍为垂直一体化公司所有;3/4的发展中国家和转型国家保持电网一体化管理;俄罗斯2008年改革实施输配分开,2012年重新合并。

《关于推进售电侧改革的实施意见》规定“拥有配电网经营权的售电公司应取得电力业务许可证”,同时还规定:“同一供电营业区内可以有多个售电公司,但只能有一家公司拥有该配电网经营权,并提供保底供电服务。同一售电公司可在多个供电营业区内售电。”也就是说,允许增量配电业务的输配分离(即允许社会资本投资增量配电网,而输电网仍由电网企业投资运营),以及输配与售电的分离(即从事输配业务的电网企业与独立售电公司),也明确了在输配环节仍进行排他性许可管制。

另外,“从国际实践经验来看,调度与电网分离、责任主体分散,是导致电网大面积停电事故的重要原因之一。”曾鸣说。例如2006年欧洲“11˙4”大停电;2012年印度大停电。

在国家层面立法停滞不前的现实境况下,我们建议结合电力体制试点改革的形势,通过制定电力交易中心交易规则等途径尽快明确操作流程和规范,营造公平的售电市场竞争环境,彻底消除发电企业及其他社会资本进入售电市场的焦虑心理,推进售电侧改革。

“输配分开本质上不能打破垄断。”日前,华北电力大学能源与电力经济研究咨询中心主任曾鸣在英大传媒和华北电力大学联合举办的“能源大讲堂”活动上表示,“实践证明,我国电力体制改革应该坚持‘输配电网、调度一体化’的模式。”

其次,批发电价与零售电价并未同步放开,发电企业要在双轨制价格体系中寻找平衡点。从配套文件及3个监管规则来看,电力批发市场价格将实现放开,但零售市场仍维持政府定价(随着电力市场准入用户范围的扩大,零售市场将会有出逐步放开的过程)。发电企业投资设立的售电公司,面对适用刚性价格的用户,盈利模式如何设计课题很多。

四是分阶段逐步推进改革。“在当前大用户直接交易试点的基础上,先选择在1-2个省份开展试点工作。”曾鸣说,通过试点摸索经验,逐步建立完善相关机制,以及操作实施办法等配套政策。“在此基础上,逐步扩大试点范围,全面放开发电企业和用户选择权,构建能够同时实现发电侧和售电侧竞争、充分发挥电网一体化管理优势的全国电力市场体系。”

上述众多博弈问题,既有市场机制本身与生俱来的问题,也有规则和法律不明确导致的。我们并不拒绝博弈,而是希望在公平公正、阳光透明的市场环境下,积极发挥市场主体的主观能动性,培育和发展售电市场化机制。

另一方面,“电网和调度一体化是电力系统安全的体制保障。”曾鸣表示,“调度是电网运行控制的中枢。电力发、输、用瞬时完成的特性和电力系统的复杂性,决定了调度与电网具有内生的、统一的、密不可分的关系,调度与电网一体化是电网安全防线的最根本保障。”在应对特大自然灾害时,调度与电网一体化也具有无可比拟的优势,这在近年来接连应对严重冰灾、特大震灾的实践中得到了充分体现和验证。

“9号文”明确规定“稳步推进售电侧改革,有序向社会资本放开售电业务”。各地闻风而动,已经成立了上百家售电公司,以抢占商业先机,试图瓜分据说规模可达万亿的改革红利。

为实现“放开两头,监管中间”的电力市场化改革基本路径,曾鸣建议:

“蛋糕”切分之博弈

从法律角度来看,规则制定任重而道远。法律规则的可执行性往往与规则的详细程度和完善程度有关。国外成熟电力市场通常建立起了法律-监管规范-交易规则立体化多层次的制度体系。而反观我国,《电力法》修订进程严重滞后于电力市场的实际和发展趋势,监管规范尚不健全,交易规则至今处于空白状态。

第三,发电企业面临发电侧开放与售电侧开放双重压力。为保证售电公司能够在公平公正的市场环境下竞争,有必要对电网企业向售电公司开放(包括为售电公司与发电企业达成的购电交易提供输电服务)的接入标准、工程规范及相关管理细则进行规范,确保输配电网公平开放。

上下游与竞争关系之博弈

因此,电网企业是否会利用其在电力系统中的中枢地位,在售电领域从事不正当竞争行为,是发电企业决定是否进入售电市场的关切问题之一。

配电网络具有一定的自然垄断性,配电网络的重复投资必然造成社会资源的浪费和显而易见的不经济性,无论是《电力法》还是配套文件均肯定了配电网络的自然垄断地位。

发电企业和电网企业之间的博弈既是利益的博弈,也是规则的博弈。两者博弈的结果在很大程度上决定着售电体制,乃至整个电力体制进一步深化改革的成败得失。

9号文及配套文件保留了电网企业除发电外的全产业链功能;同时,发电企业将拥有除输电职责外的产业功能,因此,电力系统将彻底转变传统的“发-输-配-供-用”单向的B2C电力供给体系,上下游关系将日益复杂和模糊化。

因此,与独立售电公司相比,拥有配网的售电公司在成本上并无优势可言。发电企业投资配电网,要么能够争夺输配电价,要么另辟蹊径,以提供增值服务弥补成本的短板。

从目前来看,主管部门事实上允许发电企业“蚕食”电网企业的配网经营权。国家能源局在《关于推进售电侧改革的实施意见》征求意见阶段的起草说明中指出:“关于发电企业的售电公司拥有配电网经营权问题,为了调动发电企业参与售电的积极性,也不至于造成新的‘厂网不分’。《实施意见》对发电企业的售电公司拥有绝对控股增量配电网并未专门限制。”

2015年11月30日,“9号文”6个配套文件印发;同日,国家能源局《电力市场监管办法》等3个监管规则开始征求意见。从配套文件和意见的内容来看,发电企业进入售电市场的道路可谓鲜花密布,荆棘丛生。

与电力统购统销体制相比,发电企业切入售电市场,无疑是对电网公司传统利益的“侵蚀”,发电企业和电网企业之间的博弈既是利益的博弈,也是规则的博弈。两者博弈的结果在很大程度上决定着售电体制,乃至整个电力体制进一步深化改革的成败得失。

售电体制改革下利益博弈的解决之道

首先,发电企业投资售电公司存在与电网企业争夺输配电价的问题。政府在核定输配电价时,已经将配电成本核算在输配电价当中;从已公布的试点地区输配电价改革方案来看,输配电价目前最多只能细化到分电压等级的输配电价,并不可能反映出是否包含某个末端配网的成本。

过去,《电力法》、《电力供应与使用条例》等法律、法规基于输配售不分的传统体制,确立了“一个营业区只设立一个供电营业机构”的原则,因此不会存在配电网经营权竞争问题。

配电网运营权之博弈

显然,发电企业在本轮电改下应可以与电网企业在配网领域开展竞争。除了上述并不够细化的排他性许可限制规则,其他关于配网投资竞争性规则应及早谋划并进行法律层面的设计。

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