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回眸与展望:新电改再出发两周年

2017-02-17 15:47:34    
导语

本文回望了90年代电力体制改革、2002年“老电改”、2015年“新电改”的历程,并总结了“新电改”实施两年来取得的进展与面临的问题。同时展望2017年,电改应充分把握当前政策和市场环境为其提供的契机和势能,争取在新一年中实现更实质性的突破。

如果以2015年3月份正式发布的“中发”9号文为标志,新一轮电力体制改革至2017年2月恰好已经进行了整两年,而此时距90年代末中国电力行业市场化改革的开端已逾二十年。我们不禁会问,电改在这些年里究竟进展如何?或许我们会期待看到一个如“中华民族伟大复兴的进程已完成62%”这样进度条式的答案。然而,电改的复杂性和艰巨性决定了这是一个无法给出标准答案的问题。

针对电改的成绩与进展,能源业界似乎仍旧褒贬不一,有人认为电改成绩喜人前景光明,而有人则认为这只不过是又一次雷声大雨点小最后不了了之的尝试。事实上,由于各方的出发点和角度不同,这个问题也许永远会莫衷一是。但可以确定的是,新电改的方向和目标不会改变,而围绕各方的激烈博弈与交锋所做的积极的探索与试点,会让新电改的前路逐渐清晰起来。

回望电改来时路

能源业界通常把2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号文)及其配套的改革措施称作“新电改”,而2002年《电力体制改革方案》(国发5号文)称得上是未完待续的“老电改”。更追古溯今,上世纪90年代末开始的中国电力企业化改革相关行动则是中国电改“梦开始的地方。”

90年代的电力体制改革是以国有企业改革与政府机构改革为核心的社会主义市场经济体制改革的一部分,主要想解决的问题是如何推进电力行业的政企分开以及政府向管理职能转变,如何通过企业和市场而非指令和计划来促进电力发展。1997年初国家电力公司的成立是这一阶段改革的标志,政府管理部门和国家电力公司开始成为独立运作的两个主体。

而随后于2002年发布的5号文,一方面受到国家经济体制改革浪潮推动,方案内容体现了社会主义经济体制改革的要求;另一方面又要兼顾构建竞争性电力市场的使命。这使得5号文在国企改革红利与市场竞争红利之间做出了一定程度的权衡和妥协。在这种妥协的局面下,更多的是延续了之前电力国有企业改革的步伐,国企改革红利首先得到释放,而竞争市场的构建却并没有达到预期。“厂网分离、主辅分离、输配分离、竞价上网”四个核心改革方向,只是基本实现了前两个目标,而后两个目标却仍是“未完待续”,电力体制改革也因此停滞多年。

在之前电改已经完成的“政企分开、厂网分开、主辅分开”基础上,2015年发布的9号文力图进一步完善电力市场建设,促进市场竞争红利释放。新电改方案按照“管住中间、放开两头”的体制架构,推动以“三放开、一独立、三强化”为核心的改革内容,即有序放开输配以外的竞争性环节电价,有序向社会资本放开配售电业务,有序放开公益性和调节性以外的发用电计划;推进交易机构相对独立,规范运行;继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究;进一步强化政府监管,进一步强化电力统筹规划,进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。2015年11月30日,国家发改委、国家能源局联合发布了新一轮电改的6份配套文件,从输配电价、电力市场、交易机构、发用电计划、售电侧改革、自备电厂六个角度助力新电改落地。再加上2016年国家发展改革委发布的《省级电网输配电价定价办法》、《输配电定价成本监审办法(试行)》等后续文件,新一轮电改已在全国大面积铺开。

新电改的“进”与“退”

新电改实施两年来取得了一定进展,但随着电改逐步涉入深水区,改革的难度有所增加,离完成市场化的目标还有很远路程。新电改的成绩与进展包括但不限于:

作为“管住中间,放开两头”这一改革核心思路的前半部分,优先完成输配电环节特别是输配电价原则和方法的制定是后续市场化改革的基础所在。2014年输配电改革试点首先从深圳和蒙西电网起步。2016年3月,在深圳、蒙西电网输配电价改革试点的基础上,国家发改委发文批复了安徽、湖北、宁夏、云南、贵州五省(区)电网的准许收入和输配电价水平。随后国家发展改革委公布了第二、三批试点名单。2016年9月,启动了剩余14个省级电网的输配电价改革,提前一年基本实现省级电网全覆盖。2016年12月,国家发展改革委关于印发《省级电网输配电价定价办法(试行)》,意味着电网企业从购销价差作为收入来源向按照政府核定的输配电价收取过网费模式的转型有了正式的操作标准和依据。

电改恰逢其时地放开了输配以外的竞争性业务,使得在电力供应能力有所富余的背景下电力价格呈现下降态势。在中国经济新常态的背景下,企业利润增速减缓,对成本的敏感度也在提高。2015年中央经济工作会议指出,要帮助企业降低成本,其中很重要的一项,是降低电力价格。国家发改委官网数据显示,实施电价改革以后,2016年全年减少企业电费支出1063亿多元(如图1)。2016年8月22日,国务院印发《降低实体经济企业成本工作方案》,明确要继续降低实体经济企业成本,提升实体经济企业盈利能力。而电改对于企业而言最直接的意义在于推动“降成本”的实现,为企业节省真金白银。

图1企业电费支出减少构成

售电侧方面,2016年全国多地的电力交易中心已经完成组建,包括北京、广州两个国家级电力交易中心和全国33家省级电力交易中心。国网公司经营区域内电力交易平台已实现互联互通,售电公司可以根据自身经营需要选择在北京电力交易中心或有关省交易中心进行注册。此外,9个省(区、市)和新疆生产建设兵团开展了售电侧改革试点。大用户直购电、跨省跨区竞价交易、售电侧零售等具有市场化特质的电量交易已初具规模。

尽管从“降电价”角度看电改取得了一些成绩,但同时也面临突出矛盾与问题。清华大学夏清教授认为电力体制改革过程中存在不能回避的三大矛盾,即各级政府不同部门间不协同,中央政府和地方政府对改革目的、手段的理解存在差异,电力企业与政府之间的博弈。发改委市场与价格研究所的刘树杰和杨娟指出,各地“售电侧改革”由于未建立批发市场而导致零售竞争无法推动,尽管各试点地区售电企业如雨后春笋般涌现,但时至今日,真正有电可售的如凤毛麟角,售电侧改革最终仍旧只是“直接交易”。社科院经济政策研究中心冯永晟认为,输配电价、市场交易、交易机构、售电侧等改革实际上都是在各自为战,其结果是随着时间推移,各项改革均暴露出越来越多需要系统推进才能解决的问题,从某种意义上来说,“退”和“进”甚至又重新成为讨论的焦点。

2017寻找突破口

无论电改在未来面临多么艰难和曲折的道路,中国通过电改建立市场化、竞争性的电力市场的目标是一贯和清晰的。2017对于电改而言将会是在僵持中寻找突破口的一年,而同样对于中国新常态下的能源转型这也将会是精彩纷呈的一年,例如2017年是能源和电力十三五规划发布后的第一年;中国承诺在2017年开启全国性的碳市场;酝酿已久的油气体制改革方案也有望于2017年落地;2017年电力企业“混改”将会加速,供给侧改革也仍将持续。电改需要做的就是充分把握当前政策和市场环境为其提供的契机和势能,争取在新一年中实现更实质性的突破。

2017年电改与中国能源革命的协同发展效应值得关注。随着智能电网、微电网、分布式能源、多能互补、能源互联网、能源区块链等一系列新概念新技术的出现和成熟,愈发需要通过电改解开现有电力体制的桎梏,为中国能源革命培育合适的制度土壤。例如,9号文规定全面放开用户侧分布式电源开发、建设,并准许分布式能源公平接入电网及参与电力交易。一方面,电改促进了天然气、可再生能源等分布式能源的发展;另一方面,分布式能源的发展也反过来为电改的售电侧改革等领域提供了丰富翔实的试点和实践经验。2017年伊始,国家能源局2月6日发布了《关于公布首批多能互补集成优化示范工程的通知》,随后2月9日发布了《微电网管理办法》,这对于电改尤其是增量配售电改革和区域电网建设,将会具有重大的意义。