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| 劉剛：如何看待當前電力體制改革 |
| 來源：中國電力報 作者：劉剛 時間：2017/8/10 |
編者按:此文是作者2016年6月3日在西北電力市場建設研討會上的發言，現為首次發表，有刪節。雖然時間已過去一年，相關數據已經滯后，但該文的內容和觀點對認識當前的電力體制改革仍有一定的指導意義和借鑒價值，供讀者參考。
如何看待當前的電力體制改革?這個問題爭論很多、看法很多、觀點很多，怎么評判?衡量的標準只有一個，那就是《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發[2015]9號)。中發9號文是中央政治局常委會和國務院常務會議審議通過，是新一輪電力體制改革的綱領和指針。中發9號文有改革的總體指導思想、遵循的基本原則以及近期28項重點任務。是不是符合中發9號文的精神，是不是按中發9號文的要求做了，這是統一思想、判斷是非的總前提總標準。
電力體制改革已經取得初步成效
2015年3月中發9號文下發以來，國家發展改革委、國家能源局和有關部門、中國電力企業聯合會、中央主要電力企業經過反復研究、充分論證、廣泛形成共識，歷時半年多出臺了6個配套文件，為電改落地提供了“施工圖”。云南、貴州、廣東、重慶等幾個省市已經率先開展了電改綜合試點和售電側改革專項試點，最近又有山西、廣西開展綜合試點。目前，還有很多省正在編制改革試點方案，其中有些省的改革試點方案已上報省政府，即將上報國家發展改革委、國家能源局。下一步，改革工作將會在全國更多的地方展開。
新一輪電改僅僅開始一年多，落地時間不長，應該說取得了初步成效，主要體現在以下五個方面：
一是輸配電價改革已經擴大到18個省。2015年先行開展試點的安徽等5個省核定輸配電價，輸配電成本均有不同程度核減，多則核減近50多億元，少則10億元。
二是放開發電計劃和電力直接交易步伐加快。2015年云南省內市場化交易電量達到320億千瓦時，用戶電價平均降幅0.108元/千瓦時，為工業企業實際減少電費支出36億元。2016年貴州放開發用電計劃比例將達到30%至40%，預計降低大工業用電成本64億元。
三是電力交易機構由電網企業內部機構變成了相對獨立的公司制機構。貴州率先在全國第一個成立了股份制省級電力交易中心;云南擬組建電網企業相對控股的電力交易中心，已公開向社會募集股東11席。
四是社會資本踴躍投資售電公司。貴州已工商注冊售電公司42家，云南16家。據網上統計，全國已注冊售電公司上千家。
五是初步探索了跨省跨區市場化交易模式。“計劃+市場”“存量+增量”的模式基本得到了送、受電省的認可，并已開展了增量電量市場化交易。
電改剛剛啟動，積極的因素在增加，市場的力量在增強，潮流的趨勢不可阻擋。
充分認識推進電力體制改革面臨的困難和挑戰
社會上對本輪電改爭論那么多，不就是因為本輪電改面臨很大的困難和挑戰嗎?現在電改進入深水區，容易改的事早干完了。習近平總書記說現在改革是啃硬骨頭、攻堅克難、動奶酪，這在電改中表現得尤為充分。
一是這次電改涉及到多個部門職責，推進改革需要較多的組織協調工作。新一輪電改不是哪一個部門能單獨完成的。在國家發展改革委、國家能源局層面，就有八個司局直接涉及到電改。在國家層面，還有國家發展改革委、國家能源局牽頭的電力體制改革部際聯席會議，負責研究協調重大事項。在省層面，也涉及發改、能源、物價、經信等部門，也建立有跨部門的領導小組。
二是電改對電網企業帶來深刻影響，它改變了電網企業的功能定位和運營模式。中發9號文明確提出，遵循市場經濟規律和電力技術特性定位電網企業功能，改變電網企業集電力輸送、電力統購統銷、調度交易為一體的狀況。改革和規范電網企業運營模式，電網企業不再以上網電價和銷售電價價差作為收入來源，而是按照政府核定的輸配電價收取過網費。改變電網企業的功能定位和運營模式，肯定要有一個過程，不可能一蹴而就。
三是當前電力供大于求的情況下，按照市場化方向推進電改，發電企業將面臨較大的競爭壓力和挑戰。電改市場化進程會加劇發電企業分化，既要積極推進改革，促進發電企業參與市場化競爭，又要把握改革進度、節奏和力度，在改革中保障發電企業基本利益和穩定，不使發電企業集團因為改革造成較大困難而成為改革阻力，這在下一步改革深入推進中，尤其需要注意。
四是在中國推進電改總體上是新生事物，許多問題在實踐中才能找到答案。落地9號文，既需要頂層設計，更需要實踐探索，在中國沒有現成的模式可借鑒，外國的模式也肯定不完全適合中國的情況。中國國家大，各省的情況也不同。我們政府部門中推進電改工作的大多數同志，以前都沒有干過電改，要邊干、邊學、邊摸索，還要邊爭論，這也不容易。
對下一步電力體制改革走勢的研判
一是會有更多省份搞電改。現在已經有至少十幾個省編制了方案，已上報省政府，下一步就上報國家發展改革委、國家能源局。國家發展改革委、國家能源局大力支持各地搞電改，對各地上報方案進行審核，它不是審批，主要審核是否符合9號文及配套文件精神。下一步各省報上來方案后，可能審核程序更簡單了，所以電改會在更多地方展開，這是個必然。
二是各省搞電改會有不同模式。一個原因是9號文好多規定沒有那么具體，給各地留下了探索空間。第二個原因，各地實際情況不一樣，做法也就不一樣，允許各地按9號文的精神積極探索，大膽創新。
三是電改進程有可能加快。電改開始起步時，大家對9號文的領會，結合各地情況制定本地改革方案，都是一個耗時、耗力、周折、摸索的過程，一旦找到了路子、走上正軌了，就有可能加速前行。比如，云南省第一個吃螃蟹，它開始提出建設中國云南電網公司，每個地市都建立一個交易中心。貴州汲取了云南的教訓，在改革方案制定上后來居上。現在云南組建電力交易中心股份制的力度可能又超過貴州。云南省、貴州省成為綜合改革試點省還不到一年，電力市場化步伐之快前所未有。當然它改革力度越大，可能產生的問題越多。有些問題是改革中的問題，隨著改革深入，自然會塵埃落定。
四是跨省跨區市場化交易的步伐也有可能加快。現在北京交易中心、廣州交易中心平臺已經建立了。廣州交易中心已經有了初步的市場化思路，第一步要把云貴水電汛期多發的電量拿過來市場化交易，第二步要在南方區域搞跨省月度增量的市場化交易，第三步將來要把全部國家計劃和政府間協議電量市場化。一旦北京、廣州電力交易中心摸索出市場化路子，制定出公平、透明且簡單、易行的交易規則，能夠妥善協調各方利益關系，又能為各方接受，在這種情況下跨省跨區市場化交易進程就會加快。
五是跨幾個省的區域電力市場會破繭而出。跨幾個省的區域電力市場有利于資源在大范圍內優化配置，有利于幾個省資源優勢互補，有利于打破省間壁壘，所以區域電力市場隨著整個電力體制改革的推進必然會出現。它雖然在理論上好處很多，但起步難度較大，主要是因為要協調好相關省的利益，還要取得電網企業的支持和配合。美國50多個州，就10個電力市場。北歐7個小國聯成一個跨國區域電力市場。將來我國區域電力市場肯定會出現，首先出現在京津冀區域，還是以廣東為中心的南方幾個省，還是今天開會討論的西北區域電力市場，它既是政府推動的結果，更是市場選擇的結果，我們拭目以待。
電力體制改革對電力企業的影響
今天到會的電網和發電企業很多，說明大家對電力體制改革高度關注。電力企業作為電力市場主體，是改革的主要參與者，也是改革利益調整的對象。
(一)對電網企業的影響
一是電網企業要適應改革帶來的轉變。這次改革對電網企業影響很大，要改變電網企業集電網投資、電力傳輸、統購統銷、調度交易為一體的狀況。現在核定輸配電價，交易機構半獨立，社會資本可以進入配電、售電領域，這都是大勢所趨了。今后的電網企業的盈利模式，不再是統購統銷吃上網電價和銷售電價的價差，而是按照政府按“準許成本+合理收益”核定的輸配電價收取過網費。這種功能定位和運營模式轉變帶來的影響不容忽視，電網企業要轉變理念，主動適應改革，積極參與和支持改革，在改革中獲得新的發展。
二是確保電網企業的利益。確保電網企業通過收取輸配電費獲得穩定收入來源和合理收益水平。輸配電價已經核定的地方，按道理在改革中地方政府就不應再讓電網企業讓利了，否則也不利于電網安全穩定運行和電網再投資建設。
(二)發電企業如何參與電力體制改革
本輪電力體制改革是在經濟進入新常態、電力需求明顯放緩、電力供應能力總體富余的情況下開展的。發電企業在改革中面臨較大壓力和挑戰，特別是對發電成本高的火電企業挑戰更大。對整個發電行業來說，是機遇與挑戰并存，挑戰大于機遇的。那么，發電企業如何參與電力體制改革呢?如何在改革中努力獲取相對穩定的收益呢?
一是獲取優先發電計劃。對規劃內風電、光伏發電，在本輪電改中實行優先保障收購，仍執行政府定價。調峰調頻機組、熱電聯產供熱機組，以及跨省跨區國家計劃和政府間協議電量，按電改政策，給予優先發電保障。水電、核電也給予二類優先發電保障。
二是爭取競爭性市場交易電量。競爭性市場交易分為中長期交易和現貨交易。將來80%以上、甚至90%電量，都要簽訂中長期合同，以維護發電企業相對穩定收益。在電力交易中心進行集中競爭性報價，報價低的機組可以獲得市場份額，這對部分成本低、報價低的發電機組是機遇。電廠與用戶簽訂中長期合同，需要電廠轉變經營理念，變過去吃計劃電量在家等錢進賬，改為走出去找用戶、在市場賣電，轉變得越早，就越主動。
三是發電權置換。農業、重要公用事業、公益性服務行業及居民生活用電實行優先購電。落實優先購電任務，各個公用發電機組會分得一部分計劃發電量，這一部分發電量可以拿出來與清潔能源發電進行發電權置換，從而換得一部分收益。此外，為保證電改平穩推進，也會給電改前已投產運行的發電機組一個過渡期，繼續分配一部分基本電量，這也可以用來發電權交易。
四是獲取輔助服務經濟補償。此次電改要建立市場化輔助服務分擔共享新機制，發電企業提供調峰、調頻、備用等服務，可以按市場原則獲得相應的經濟補償。
五是從事售電業務。發電企業搞售電公司，不僅有專業優勢，還有市場優勢，一頭連著發電，一頭連著用戶，有利于穩定發電企業整體收益，增強抗風險能力。在成熟電力市場國家，發電公司辦售電公司是一條成功的路子。比如在澳大利亞，AGL能源有限公司和EnergyAustralia公司都是全澳最大型發電企業，同時也是澳大利亞市場份額排名前幾的電力零售商。
六是投資新增配電業務。9號文鼓勵社會資本投資配電網，為什么發電企業有電力專業優勢還不可以干呢?發電企業做配電網，它不掌握調度，就不存在不公平交易問題。但不鼓勵發電企業投資建設向用戶直接供電的專用線路，因為它不承擔社會責任，違背公平競爭原則。
七是參加電力期貨保值交易。隨著電力市場建立和發展，將來還會像國外電力市場一樣，開展電力金融衍生品交易，以對沖現貨市場帶來的價格波動。
八是穩定和降低燃料成本。我國目前中央和地方大型發電企業，電源結構總體上以煤電為主。煤炭燃料成本是火力發電成本中的大頭，占度電成本80%左右。火電企業要積極與煤炭企業簽訂長期協議，平滑煤炭價格市場波動風險。煤電企業與煤炭企業實現戰略重組，建設大型煤炭+火電能源集團，可以為煤炭穩定銷路、為火電穩定成本。還可以通過參加煤炭市場的金融期貨套期保值，來對沖煤炭市場價格波動風險，這在國際上是通行做法。
九是投資新能源、新業態。投資可以分散就近上網的光伏發電和風電，投資分布式電源、智慧能源綜合利用小區。這幾種電源品種符合政策支持方向，也符合電力未來發展方向，還能根據新電改政策享受優先發電保障。
十是加強內部精細化管理。除了燃料成本外，人工成本、設備折舊、財務費用在度電成本中占有10~15%的比重，這方面在加強管理、降低成本上也有比較大的挖掘潛力。
電力市場化改革是一個不可逆轉的趨勢。面對改革和競爭壓力，發電企業要強化管理，降低成本，增強市場競爭力。要調整結構，增加清潔發電比重，這是未來發展之趨勢。目前，我國人均年用電量4000千瓦時，歐洲各國是6000至8000千瓦時，美國、加拿大更高。隨著我國經濟磨底復蘇、城鎮化深入發展、第三產業和新的用電業態增長，以及人民生活水平繼續提高，社會用電量還有進一步增加的空間。當前，發電企業要苦練內功，等待寒冬過去。
最后，還是回到9號文。貫徹9號文的精神和原則，以此統一思想。9號文明確的任務，我們就堅定信心，大膽去干，排除困難，增強韌勁，不達目的不罷休。在9號文指引下，勇于實踐，勇于探索，勇于創新，以電力體制改革的紅利，促發展穩增長惠民生。
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