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电力体制改革:九方面评说新电改两年的成绩与问题

2017-02-17 15:58:22    

北极星智能电网在线讯:自中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(业内称电改9号文)出台,新一轮电力体制改革进入第三个年头了。刚刚过去的两年,电力体制改革取得一定进展与成绩,但同时也面临突出矛盾与问题。今年,能否取得令人期待的重点改革突破,尚需拭目以待。

思想决定高度,思路决定出路。作为一项复杂的系统性工程,电力体制改革需要汇众智、集民慧。既要正本清源、返朴归真,也需大胆尝试、多方探索。目标和方向不能改弦更张,但方式和手段鼓励多元求索,速度和力度也需因地因时制宜。

一、电力体制改革是能源革命应有之义

能源转型,近来在全球范围内正炙手可热。而在国内,同样的高频词是能源革命。业内不乏有意将二者区别之人,亦不乏有人将二者等同视之。能源转型目前看来已成全球必然趋势,能源革命对中国而言则有其特别意义。

2014年6月13日,中共中央总书记、国家主席、中央军委主席、中央财经领导小组组长习近平主持召开中央财经领导小组第六次会议,提出了“四个革命、一个合作”的能源战略思想,即推动能源消费革命,抑制不合理能源消费;推动能源供给革命,建立多元供应体系;推动能源技术革命,带动产业升级;推动能源体制革命,打通能源发展快车道;全方位加强国际合作,实现开放条件下能源安全。

这一战略思想是我国能源中长期发展的行动指南,作为其重要组成部分的体制改革,要求坚定不移推进改革,还原能源商品属性,构建有效竞争的市场结构和市场体系,形成主要由市场决定能源价格的机制,转变政府对能源的监管方式,建立健全能源法治体系。

随着能源转型的深入,以电为中心的特点进一步显现。电力体制改革在能源体制革命中的战略意义不言而喻。近年来,我国电力体制改革也确实被提到了前所未有的高度。

二、电力体制改革顶层设计已基本完成

改革开放以来,我国电力体制改革呈现出加速步伐。从独家办电到集资办电,从政企分开到厂网分开,从垄断经营到初步竞争,电力体制改革的市场化程度日益走向深水区。

作为上一轮电力体制改革开启标志和行动指南,2002年电改5号文提出的主要任务包括“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”。厂网分开一举完成,主辅分离经历艰难曲折的过程后也大体完成,输配分开、竞价上网则未取得实质进展,电力体制改革也被指停滞多年,质疑声渐隆。

2015年3月,电改9号文隆重登场,给电力体制改革注入新的强心针、催化剂。其核心改革内容概括为“三放开、一独立、三强化”,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。

在电改9号文中,输配分开、区域市场均不再成为关注重点、唯一选项,但市场化方向坚定而弥新。与5号文由国务院发布相比,9号文由中共中央与国务院共同发布,更进一步体现出对电力体制改革的重视程度非同一般。

毫无疑问,作为现阶段电力体制改革的指南,9号文承担了顶层设计的重任。不过,在摸着石头过河的大背景下,局部的调整和完善将是长期过程。

三、电力体制改革是行业发展现实需要

党的十八届三中全会指出,经济体制改革是全面深化改革的重点,核心问题是处理好政府和市场的关系,使市场在资源配置中起决定性作用和更好发挥政府作用。

电力行业虽经多年改革,但整体上还受到政府严格控制,市场配置资源的作用未得到充分发挥。从入口方面看,在简政放权背景下,能源领域已下放或取消多数审批权限,但总体上依然没有改变政府审批的格局,只是更换了审批机构。从出口方面看,发电计划主要由政府制订,大体上是同类机组同样利用小时。更为核心的电价,长期受到政府严格管控,与供需关系、供应成本脱钩,存在严重交叉补贴。

在厂网分开、电源侧实现多主体竞争后,行业协调发展出现较大偏差,网源配套问题持续受到关注。新能源的超高速发展,弃水、弃风、弃光等“三弃”问题愈演愈烈,更突显了行业协调问题。三令五申的全额保障性收购,至今未全然落地。

市场化改革是全球性趋势,上世纪80年代掀起的改革浪潮席卷了全球多数国家和地区。我国已经成为全球电力装机、电网规模最大的国家,对市场配置资源的需要强烈而迫切。近两年来,电力体制改革取得一定进展,但在市场化的道路上还有很远路程。

四、电力体制改革已在全国大面积铺开

目前,电力体制改革试点已呈遍地开花之势。

输配电改革试点自深圳2014年起步,经三次扩围之后,目前除西藏外已基本全覆盖。云南、贵州、安徽三地输配电价已于2016年3月公布。日前,国家发展改革委就《省级电网输配电价定价办法(试行)》答记者问时透露,近期即将公布第二批12个省级电网的输配电价,剩余14个省级电网输配电价成本监审的实地审核即将完成,并转入输配电价测算阶段。

2015年11月9日,云南、贵州作为首批综合电改试点获批。2016年11月30日,国家发展改革委、国家能源局批复湖南电改综合试点。至此,全国综合电改试点达到21个。此外,部分单项改革试点地区如重庆市所开展的实质上也已相当于综合改革试点。

多地电力交易中心2016年集中组建。目前,北京、广州两个国家级电力交易中心和全国多数省级电力交易中心已组建完成。其中,广州、昆明、贵州、山西、重庆等采取股份制形式。国家电网范围内,还有湖北电力交易中心确定采取股份制形式,不过目前尚未完成组建。

配售电业务放开方面,国家发展改革委、国家能源局2016年发布通知,确定延庆智能配电网等105个项目为第一批增量配电业务改革试点项目,预计总投资将达到500亿至1000亿元。此外,全国单项售电侧改革试点达到9个。

目前,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。其中,以大用户直购电规模最大。据悉,某发电集团市场化交易电量已达到28%,交易总电量超千亿千瓦时。
 

五、电力体制改革遭遇“普降电价”尴尬

从目前电力体制改革的实际看,无一不在行“降电价”之实。不少售电公司、工业园区甚至大打“降电价”之牌,以致不少用户认为“改革就是降电价”“不以降价为目的的电改就是耍牛氓”!

最大影响因素在于供需关系。当前,电力供应能力远超实际需求,这是造成降电价的主要原因。同时,地方政府的强烈“降成本”诉求,也是不可忽视的影响因素。若随行就市,电价应随燃料价格上升水涨船高,但有的地方政府会采取干预措施。

从国家相关文件规定上,也有待调整完善之处。《关于推进电力市场建设的实施意见》规定,“对于符合准入条件但未选择参与直接交易或向售电企业购电的用户,由所在地供电企业提供保底服务并按政府定价购电”“用户选择进入市场后,在一定周期内不可退出”。可见,对用户并非强制要求进入市场,用户必然只会在降价时才有进入市场的意愿;退出周期虽然有提及,但并未明确具体周期。有的地方细化文件作了规定,有的地方则未考虑此事,存在用户随时退出之虞。

是否要建立真正的市场,由供需决定价格?这是在售电侧改革试点地区调研时,听当地政府相关人士发出的疑问。电价下行时,问题并未暴露,但燃料成本上升后使问题突显了。实际上,这是当地对建立真正的市场还心存疑虑,相信全国范围内并非只此一家。

六、电力体制改革面临“争权夺利”挑战

改革必然涉及权利的调整。“争权夺利”似乎是难以避免且长盛不衰的大戏。在某电改试点调研时发现,当地不同部门之间的龃龉可能对电改造成深刻影响。A部门牵头售电侧零售市场改革,B部门牵头大用户直购电改革,成相互竞争、矛盾之势。或有行政干预市场之嫌,或有难以做大之虞,反正难以形成合力共同推进改革。而在当地电改刚起步时,矛盾则主要集中于当地政府部门与电网企业之间。

近期,清华大学教授夏清关于“电改争权”的观点广泛流传,他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。应当说,他较为全面、中肯地概括了当前电力体制改革的“争权夺利”情况。

业内对上一轮电力体制改革的博弈依然记忆清晰。最初拟由国家电力公司主导改革,后主导权易主,改为由当时的国家计委牵头。一张网还是多张网的问题成为博弈焦点,最后妥协为一个大网加一个小网。一举实现厂网分开后,持续陷入长期博弈,改革难有更多实质性进展。本轮改革虽较电改5号文有所调整,但逐步走向深水区的趋势未变,且几乎全是难啃的硬骨头,博弈决不会更轻松。比如,区域市场还是省级市场之争从未停止过。

七、电力体制改革无法可依局面未改观

在国务院2016年的立法计划中,《电力法(修订)》被列为全面深化改革急需的项目,排位在力争年内完成的项目之前。《电力法》1995年获得通过、1996年开始施行,到上一轮电力体制改革时就已严重不适应现实需要。电改5号文提出,要“适时制定和修改有关电力和电价方面的法律、法规和其他相关的行政法规”。

当时,修订《电力法》的热情曾一度高涨。但自2008年开始,《电力法》修订连续六年未曾列入国务院立法工作计划。直到2014年,《电力法(修订)》才重新列为研究项目。随后,其重要性似乎陡涨,连续两年列为急需项目。

作为能源基本法,《能源法》在2007年公开征求意见时,似乎已到了呼之欲出的程度,但同样经历过山车情境。2009年和2010年登顶入列力争年内完成的项目,此后四年持续为二类立法计划,2015年再次登顶为急需项目,2016年则再次跌落为预备项目。

发达国家的电力体制改革往往法律先行,让法律成为引领、推动电力体制改革的重要手段。反观国内,推进电力体制改革,主要依据红头文件。《电力法(修订)》《能源法》立法工作的反复,实际上已陷电力体制改革无法可依的境地。大力推进的售电侧改革、配电业务放开等,已然突破“一个供电营业区内只设立一个供电营业机构”的法律规定。

八、电力体制改革“强化监管”力度尚弱

电力体制改革过程中,加强监管是通用的经验和做法。美国、英国、德国、法国、俄罗斯、印度等主要国家都成立了专业化、独立性的专门监管机构。我国2015年出炉的电改9号文,也特别强调了监管。在高度浓缩的“三放开、一独立、三强化”总体思路中,“进一步强化政府监管”位居“三强化”之首。

然而,强化监管更多还只停留在纸面上。其一,对强化监管缺乏系统、深入、透彻的研究和准确、清晰、完整界定。电改六大核心配套文件中,“三放开、一独立”均有专门的独立对应文件,“三强化”却仅有零星的散落内容。其二,实践中监管力量的发挥并未得到应有的重视。地方政府主导的电力体制改革试点方案中,电力监管相关的规定并不充分甚至缺失。其三,监管机构自身力量还远远不够。国家能源局监管派出机构全部编制500人,平均每个省(区、市)仅十六七人,实际上有的电改试点地区仅寥寥数人,根本就力不从心、疲于应付。

作为上一轮电力体制改革的产物和此前电力体制改革的主要推动力量,电力监管机构对电力的熟悉和了解程度为其他机构难以比肩。但在本轮电力体制改革中,电力监管机构大多被边缘化了。“强化监管”的落地还需要另谋他途。

九、电力体制改革期待年内能重点突破

往者已矣,来者可追。2016年已逐渐远去,电力体制进一步改革更待今后。2016年12月14日至16日召开的中央经济工作会议强调,要按照统筹推进、重点突破的要求加快改革步伐,更好发挥改革牵引作用。2016年12月27日,全国能源工作会议要求,以深化供给侧改革为主线,坚定不移地推动能源革命向纵深发展,加快能源领域改革创新步伐,在电力、石油、天然气行业改革实现新的突破。

电力体制改革具体如何突破,可能业界存在不同认识。观察认为,以下两点应能达成共识。其一,完善规则。目前,电力交易规则还很不完善,有的试点地区还停留于初级的双边交易。在市场化交易电量中,大用户直购电占比最大,部分地方今年提出了更高的电量交易目标,但多数地方的直购电仍未摆脱“只降不升”“双轨电价”的窠臼,并非完整意义的市场行为,再杂以或虚或实、有意无意的行政干预,市场意味就更淡了。这有待从规则上进行改进。

其二,评估总结。新一轮电力体制改革已进行了两年试点,其经验教训应该到了进行阶段性总结的时候。当前,有两种极端观点,或认为改革大有进展,或认为改革已经失败,且都不乏支持者。改革推动者美化改革成效,批判改革者苛求改革力度,可谓人之常情在所难免,因而在评估总结时很有必要引入中立的第三方,进行客观评价。

总之,电力改革长路漫漫,唯待上下戮力求索