如何看待当前电力体制改革 电力电工展

如何看待当前电力体制改革 电力电工展

如何看待当前的电力体制改革？这个问题争论很多、看法很多、观点很多，怎么评判？衡量的标准只有一个，那就是《*********关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号）。中发9号文是***政治局***会和******会议审议通过，是新一轮电力体制改革的纲领和指针。中发9号文有改革的总体指导思想、遵循的基本原则以及近期28项***任务。是不是符合中发9号文的精神，是不是按中发9号文的要求做了，这是统一思想、判断是非的总前提总标准。

　　电力体制改革已经取得初步成效

　　2015年3月中发9号文下发以来，***发展改革委、***能源局和有关部门、中国电力企业联合会、***主要电力企业经过反复研究、充分论证、广泛形成共识，历时半年多出台了6个配套文件，为电改落地提供了“施工图”。云南、贵州、广东、重庆等几个省市已经***开展了电改综合试点和售电侧改革专项试点，***近又有山西、广西开展综合试点。目前，还有很多省正在编制改革试点方案，其中有些省的改革试点方案已上报省***，即将上报***发展改革委、***能源局。下一步，改革工作将会在***更多的地方展开。

　　新一轮电改仅仅开始一年多，落地时间不长，应该说取得了初步成效，主要体现在以下五个方面：

　　一是输配电价改革已经扩大到18个省。2015年***开展试点的安徽等5个省核定输配电价，输配电成本均有不同程度核减，多则核减近50多亿元，少则10亿元。

　　二是放开发电计划和电力直接交易步伐加快。2015年云南省内市场化交易电量达到320亿千瓦时，用户电价平均降幅0.108元/千瓦时，为工业企业实际减少电费支出36亿元。2016年贵州放开发用电计划比例将达到30%至40%，预计降低大工业用电成本64亿元。‍

　　三是电力交易机构由电网企业内部机构变成了相对***的公司制机构。贵州***在******个成立了股份制省级电力***；云南拟组建电网企业相对控股的电力***，已公开向社会募集股东11席。

　　四是社会资本踊跃***售电公司。贵州已工商注册售电公司42家，云南16家。据网上统计，***已注册售电公司上千家。

　　五是初步探索了跨省跨区市场化交易模式。“计划+市场”“存量+增量”的模式基本得到了送、受电省的认可，并已开展了增量电量市场化交易。

　　电改刚刚启动，积极的因素在增加，市场的力量在增强，潮流的趋势不可阻挡。

　　充分认识推进电力体制改革面临的困难和挑战

　　社会上对本轮电改争论那么多，不就是因为本轮电改面临很大的困难和挑战吗？现在电改进入深水区，容易改的事早干完了。习******说现在改革是啃硬骨头、攻坚克难、动奶酪，这在电改中表现得尤为充分。

　　一是这次电改涉及到多个部门职责，推进改革需要较多的***协调工作。新一轮电改不是哪一个部门能单独完成的。在***发展改革委、***能源局层面，就有八个司局直接涉及到电改。在***层面，还有***发展改革委、***能源局牵头的电力体制改革部际联席会议，负责研究协调重大事项。在省层面，也涉及发改、能源、物价、经信等部门，也建立有跨部门的***小组。

　　二是电改对电网企业带来深刻影响，它改变了电网企业的功能***和运营模式。中发9号文明确提出，遵循市场经济规律和电力技术特性***电网企业功能，改变电网企业集电力输送、电力统购统销、调度交易为一体的状况。改革和规范电网企业运营模式，电网企业不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源，而是按照***核定的输配电价收取过网费。改变电网企业的功能***和运营模式，肯定要有一个过程，不可能一蹴而就。

　　三是当前电力供大于求的情况下，按照市场化方向推进电改，发电企业将面临较大的竞争压力和挑战。电改市场化进程会加剧发电企业分化，既要积极推进改革，促进发电企业参与市场化竞争，又要把握改革进度、节奏和力度，在改革中保障发电企业基本利益和稳定，不使发电企业集团因为改革造成较大困难而成为改革阻力，这在下一步改革深入推进中，尤其需要注意。

　　四是在中国推进电改总体上是新生事物，许多问题在实践中才能找到答案。落地9号文，既需要顶层设计，更需要实践探索，在中国没有现成的模式可借鉴，外国的模式也肯定不完全适合中国的情况。中国***大，各省的情况也不同。我们***部门中推进电改工作的大多数同志，以前都没有干过电改，要边干、边学、边摸索，还要边争论，这也不容易。

　　对下一步电力体制改革走势的研判

　　一是会有更多省份搞电改。现在已经有至少十几个省编制了方案，已上报省***，下一步就上报***发展改革委、***能源局。***发展改革委、***能源局大力支持各地搞电改，对各地上报方案进行审核，它不是审批，主要审核是否符合9号文及配套文件精神。下一步各省报上来方案后，可能审核程序更简单了，所以电改会在更多地方展开，这是个必然。

　　二是各省搞电改会有不同模式。一个原因是9号文好多规定没有那么具体，给各地留下了探索空间。第二个原因，各地实际情况不一样，做法也就不一样，允许各地按9号文的精神积极探索，大胆创新。

　　三是电改进程有可能加快。电改开始起步时，大家对9号文的领会，结合各地情况制定本地改革方案，都是一个耗时、耗力、周折、摸索的过程，一旦找到了路子、走上正轨了，就有可能加速前行。比如，云南省***个吃螃蟹，它开始提出建设中国云南电网公司，每个地市都建立一个***。贵州汲取了云南的教训，在改革方案制定上后来居上。现在云南组建电力***股份制的力度可能又超过贵州。云南省、贵州省成为综合改革试点省还不到一年，电力市场化步伐之快***。当然它改革力度越大，可能产生的问题越多。有些问题是改革中的问题，随着改革深入，自然会尘埃落定。

　　四是跨省跨区市场化交易的步伐也有可能加快。现在北京***、广州***平台已经建立了。广州***已经有了初步的市场化思路，***步要把云贵水电汛期多发的电量拿过来市场化交易，第二步要在南方区域搞跨省月度增量的市场化交易，第三步将来要把全部***计划和***间协议电量市场化。一旦北京、广州电力***摸索出市场化路子，制定出公平、透明且简单、易行的交易规则，能够妥善协调各方利益关系，又能为各方接受，在这种情况下跨省跨区市场化交易进程就会加快。

　　五是跨几个省的区域电力市场会破茧而出。跨几个省的区域电力市场有利于资源在大范围内优化配置，有利于几个省资源优势互补，有利于打破省间壁垒，所以区域电力市场随着整个电力体制改革的推进必然会出现。它虽然在理论上好处很多，但起步难度较大，主要是因为要协调好相关省的利益，还要取得电网企业的支持和配合。美国50多个州，就10个电力市场。北欧7个小国联成一个跨国区域电力市场。将来我国区域电力市场肯定会出现，首先出现在京津冀区域，还是以广东为中心的南方几个省，还是今天开会讨论的西北区域电力市场，它既是***推动的结果，更是市场选择的结果，我们拭目以待。

　　电力体制改革对电力企业的影响

　　今天到会的电网和发电企业很多，说明大家对电力体制改革高度关注。电力企业作为电力市场主体，是改革的主要参与者，也是改革利益调整的对象。

　　（一）对电网企业的影响

　　一是电网企业要适应改革带来的转变。这次改革对电网企业影响很大，要改变电网企业集电网***、电力传输、统购统销、调度交易为一体的状况。现在核定输配电价，交易机构半***，社会资本可以进入配电、售电领域，这都是大势所趋了。今后的电网企业的盈利模式，不再是统购统销吃上网电价和销售电价的价差，而是按照***按“准许成本+合理收益”核定的输配电价收取过网费。这种功能***和运营模式转变带来的影响不容忽视，电网企业要转变理念，主动适应改革，积极参与和支持改革，在改革中获得新的发展。

　　二是确保电网企业的利益。确保电网企业通过收取输配电费获得稳定收入来源和合理收益水平。输配电价已经核定的地方，按道理在改革中地方***就不应再让电网企业让利了，否则也不利于电网安全稳定运行和电网再***建设。

　　（二）发电企业如何参与电力体制改革

　　本轮电力体制改革是在经济进入新常态、电力需求明显放缓、电力供应能力总体富余的情况下开展的。发电企业在改革中面临较大压力和挑战，特别是对发电成本高的火电企业挑战更大。对整个发电行业来说，是机遇与挑战并存，挑战大于机遇的。那么，发电企业如何参与电力体制改革呢？如何在改革中努力获取相对稳定的收益呢？

　　一是获取优先发电计划。对规划内风电、光伏发电，在本轮电改中实行优先保障收购，仍执行***定价。调峰调频机组、热电联产供热机组，以及跨省跨区***计划和***间协议电量，按电改政策，给予优先发电保障。水电、***也给予二类优先发电保障。

　　二是争取竞争性市场交易电量。竞争性市场交易分为中长期交易和现货交易。将来80%以上、甚至90%电量，都要签订中长期合同，以维护发电企业相对稳定收益。在电力***进行集中竞争性报价，报价低的机组可以获得市场份额，这对部分成本低、报价低的发电机组是机遇。电厂与用户签订中长期合同，需要电厂转变经营理念，变过去吃计划电量在家等钱进账，改为走出去找用户、在市场卖电，转变得越早，就越主动。

　　三是发电权置换。农业、重要公用事业、公益***务行业及居民生活用电实行优先购电。落实优先购电任务，各个公用发电机组会分得一部分计划发电量，这一部分发电量可以拿出来与清洁能源发电进行发电权置换，从而换得一部分收益。此外，为保证电改平稳推进，也会给电改前已投产运行的发电机组一个过渡期，继续分配一部分基本电量，这也可以用来发电权交易。

　　四是获取辅助服务经济补偿。此次电改要建立市场化辅助服务分担共享新机制，发电企业提供调峰、调频、备用等服务，可以按市场原则获得相应的经济补偿。

　　五是从事售电业务。发电企业搞售电公司，不仅有***优势，还有市场优势，一头连着发电，一头连着用户，有利于稳定发电企业整体收益，增强抗风险能力。在成熟电力市场***，发电公司办售电公司是一条成功的路子。比如在澳大利亚，AGL能源有限公司和EnergyAustralia公司都是全澳***大型发电企业，同时也是澳大利亚市场份额排名前几的电力零售商。

　　六是***新增配电业务。9号文鼓励社会资本***配电网，为什么发电企业有电力***优势还不可以干呢？发电企业做配电网，它不掌握调度，就不存在不公平交易问题。但不鼓励发电企业***建设向用户直接供电的专用线路，因为它不承担社会责任，违背公平竞争原则。

　　七是参加电力***保值交易。随着电力市场建立和发展，将来还会像国外电力市场一样，开展电力***衍生品交易，以对冲现货市场带来的价格波动。

　　八是稳定和降低燃料成本。我国目前***和地方大型发电企业，电源结构总体上以煤电为主。煤炭燃料成本是火力发电成本中的大头，占度电成本80%左右。火电企业要积极与煤炭企业签订长期协议，平滑煤炭价格市场波动风险。煤电企业与煤炭企业实现战略重组，建设大型煤炭+火电能源集团，可以为煤炭稳定销路、为火电稳定成本。还可以通过参加煤炭市场的******套期保值，来对冲煤炭市场价格波动风险，这在国际上是通行做法。

　　九是***新能源、新业态。***可以分散就近上网的光伏发电和风电，***分布式电源、智慧能源综合利用小区。这几种电源品种符合政策支持方向，也符合电力未来发展方向，还能根据新电改政策享受优先发电保障。

　　十是加强内部精细化管理。除了燃料成本外，人工成本、设备折旧、财务费用在度电成本中占有10~15%的比重，这方面在加强管理、降低成本上也有比较大的挖掘潜力。

　　电力市场化改革是一个不可逆转的趋势。面对改革和竞争压力，发电企业要强化管理，降低成本，增强市场竞争力。要调整结构，增加清洁发电比重，这是未来发展之趋势。目前，我国人均年用电量4000千瓦时，欧洲各国是6000至8000千瓦时，美国、加拿大更高。随着我国经济磨底复苏、城镇化深入发展、第三产业和新的用电业态增长，以及人民生活水平继续提高，社会用电量还有进一步增加的空间。当前，发电企业要苦练内功，等待寒冬过去。

　　***后，还是回到9号文。贯彻9号文的精神和原则，以此统一思想。9号文明确的任务，我们就坚定信心，大胆去干，排除困难，增强韧劲，不达目的不罢休。在9号文指引下，勇于实践，勇于探索，勇于创新，以电力体制改革的红利，促发展稳增长惠民生。

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