2018年新电改盘点：售电公司“两极分化”

时光倥偬，转眼间2018年已经过去了，新电改没有淡出视野，而且持之以恒的继续深入，在推动者的大智慧下表现出了顽强的生机。行业内通常会把三年作为一个阶段， 2018年是中发9号文印发后的三年末和四年初，某种意义上讲衔接了新电改第一阶段的尾和第二阶段的头，是新电改的转段之年。从历次电改的经验来看，第二阶段之初非常关键，往往事关当轮改革能否继续推进。通常，第一阶段是启动阶段，全面推进、进展显著，但到了第一阶段末尾改革措施的瓶颈逐渐显现，改革红利递减效应明显；因此，若要深化电改，第二阶段必须背负起“啃硬骨头、突出重围”的历史责任。新电改的转段之年也不例外：上半年增量配网试点、发用电计划放开试点、输配电价核定试点、交易机构相对独立运行等试点齐头并进，下半年则集中火力在电力现货市场试点，尤其在工作方式上，电力现货市场建设试点和增量配网试点组织领导力度大大增强。第二阶段工作在第一阶段全面推动的基础上，产生了向重点方向、重点环节突破的趋势，当然，第二阶段任务仍然艰巨，需要继续攻坚克难。

 

（来源：中国电力企业管理 ID:zgdlqygl 作者：谷峰）

 

“波澜不兴”的“四大行业”放开

 

2018年，据估算全年发用电计划放开达到2.1万亿千瓦时以上，其中直接交易电量超过1.6万亿千瓦时，同比增幅在30%左右，直接交易电量占全社会用电量不到25%。经历过三年的“规模简单放大”式的发用电计划放开后，2018年发用电计划出现了“结构性”放开的新方式——建材、钢铁、有色、煤炭行业用电计划自年中全面放开，这可能成为发用电计划放开的的新特点。当时，部分行业研究者认为全面放开建材、钢铁、有色、煤炭行业用电计划，可在2018年下半年增加放开发电计划2000亿千瓦时以上。从实际执行情况来看，全国各省四大行业放开进展较慢，相关通知印发较迟，地方有关部门总体采用鼓励进入市场政策，并未强制放开相关企业用电。出现这种情况的主要原因，一方面是经过前三年发用电计划大幅放开后，传统的计划调度机制难以承接进一步放开发用电计划，因为多标准的调度优化方式造成调度机构在可再生能源消纳、直接交易、系统安全稳定运行三个“鸡蛋”上跳舞，负担越来越重、顾此失彼；另一方面是对电价敏感的高耗能企业已经基本入场交易，地方政府进一步大幅扩大交易规模的原生动力减弱。

 

“两极分化”的售电公司

 

2018年，在近半数已注册售电公司未参加直接交易的基础上，出现了成批量第三方售电公司退出市场交易；与此同时，发售一体化的售电公司快速成长，绝大部分发电企业（公司）注册了一家以上的售电公司，并且基本上都参与了直接交易，“售电公司们”出现了明显的“两级分化”。当然，这种趋势是正常的现象，一方面任何行业的市场化一定是有进有出，淘汰是竞争的必然结果，没有什么企业是稳赚不亏的，有关部门对退出（售电公司）“熟视无睹”（有形之手不乱动）可以有效规避作为市场化标志的售电公司，遇到困难不找“市场”找“市长”的怪现象，是培育市场主体的必由之路。另一方面部分独立售电公司的退出与我国的售电业务改革尚未跨越门槛（电力现货市场背景下的售电业务）有很大关系。电力市场化国家的售电放开基本上指在现货市场模式下的放开。目前我国电力现货市场试点尚未完全落地，个别地区仍将市场化等同于降价，在这种大环境下，售电公司出现任何问题都不让人吃惊。具体说来，在没有现货市场的情况下，各地独立售电公司开展的“售电业务”采用的就是“吃价差”的盈利模式，与发电企业营销人员在原直购电（优惠电）模式下开展的工作没有大的区别，甚至与计划体制下发电企业的营销工作没有区别。因此，经过三年尝试后，独立售电公司饱受诟病，被很多方面认为是没有创造价值的“皮包公司”。

 

“负重前行”的输配电价改革

 

2018年，全国范围内输配电价第一个监管周期的核定工作基本完成，输配电价水平持续降低。华北、华东、华中、东北、西北区域电网2018~2019年输电价格核定工作完成，规定了华北、华东、华中、东北、西北区域电网首个监管周期两部制输电价格水平。继三年来降低一般发电企业电价后，国家发改委调低宁东直流等专项工程2018~2019年输电价格；国家发改委印发《关于核定部分跨省跨区专项工程输电价格有关问题的通知》，调整调低灵宝直流等21个跨省跨区专项工程输电价格，用以继续降低用能成本，并就降低价格形成差额资金的分配，在送受两端及电网之间的分配比例进行了明确。各地积极落实国家降低一般工商业电价要求，各省经过努力基本完成一般工商业电价降低10%的目标。从年度来看，输配电价改革动静很小，但是整体性很强，步伐坚定，目标明确，在多变的宏观经济背景下，负重前行。

 

“悬空居多”的增量配网试点

 

2018年，增量配网试点范围继续扩大，已批复项目进展低于预期。第三批增量配网试点名单发布后，全国增量配网试点已达320个，基本实现全国地级市全覆盖，如果这320个项目能够落地，短时间之内就会与同区域原有配电企业形成同质竞争，有效提高全国配电服务水平、降低配电业务成本。增量配网试点本质上属于电力投资体制改革，虽然2018年供区划分取得一定突破，但是对于增量配网试点必需的“输、配电业务分开核价”没有提上议事日程，加之增量配网试点项目直接冲击电网企业传统业务领域，与传统电网企业关系处于“磨合期”，现存各项规章制度都无操作性的规定，造成试点项目落地困难。相关部门一方面继续启动第四批试点选择工作，一方面约谈进展较慢的地区政府和相关电力企业，建立起与重点试点项目的部委司局直接联系机制，加大工作力度，希望在重点项目上取得突破、摸索可复制经验，进而通过“样板工程”带动其他试点项目形成“狼群效应”。

 

“平稳股改”的交易机构

 

2018年，国家启动了交易机构股份制改造工作，新一轮电改前三年南方电网所属6个交易机构为股份制，国家电网覆盖范围仅湖北、重庆、山西交易机构为股份制。相关部门印发《关于推进电力交易机构规范化建设的通知》，推进电力交易机构股份制改造。要求国家电网公司、南方电网公司和各省（区、市）按照多元制衡的原则，对北京电力交易中心、广州电力交易中心和各省（区、市）电力交易中心进行股份制改造，非电网企业资本股比应不低于20%，鼓励按照非电网企业资本占股50%左右完善股权结构。据了解，大部分电网全资交易机构拟按照出让30%股份的标准，进行股份制改造。总体上讲，我国的交易机构独立运营工作是走在市场交易发展前头的。从一般规律来说，交易机构的独立程度与市场发育息息相关，国外交易机构一般指组织电力现货交易的机构。这是由于集中式市场中的中长期交易带有金融属性，通常在金融交易机构进行，分散式市场中的中长期交易由于其实物合同属性多由双边交易完成，其余金融性质的中长期交易仍由金融交易机构组织进行。因此，未来交易机构如何定义（什么是交易机构），如何独立运营，可能还需要根据电力现货市场建设的进展统筹予以考虑，如果分离出来不是真正的交易机构，可能会出现交易机构改革的“无用功”。

 

“星星之火”的电力现货试点

 

2018年，酝酿已达两年之久电力现货市场建设试点开始呈现“星星之火”的势头，自8月31日南方（以广东起步）电力现货市场试点印发规则体系征求意见以来，我国电力市场建设终于在市场规律和电力特性结合上露出曙光。广东进入模拟试运行阶段，紧随其后山西、甘肃也于年底完成了电力现货市场建设试点初步方案的制定工作。虽然南方（以广东起步）电力现货市场启动模拟试运行、山西和甘肃完成初步方案制定，但是电力现货市场概念界定、市场模式选择、调度与交易职责分工、外来电与本地协调等问题在试点过程中争议较大，电力现货市场与传统计划调度机制（有形之手）还在博弈过程之中。为此，国家发改委、国家能源局印发《关于健全完善电力现货市场建设试点工作机制的通知》，国家部委建立起与试点省份对口联系工作机制，加快试点建设工作进程。

 

 

2018年，继可再生能源从三年前“贵族化的光荣孤立”（不参加市场交易）到“平民化的众生平等”（参与市场交易）后，可再生能源的投资机制出现了大幅的改革，陆上风电项目采用竞价招标业主，光伏上网补贴大幅下降，鼓励光伏、风电平价上网。从目前的发展方向看，可再生能源要成为主力能源或者达到高比例穿透率有两大门槛要迈过，一是要自己提供系统运行所需的辅助服务，这在欧洲现货市场环境下已经开始了探索；二是在上一条背景下，要实现可再生能源上网现货价格低于传统能源。只有做到这两点可再生能源的转型才能依靠市场机制，才有真正的生命力。说老实话，靠拿财政补贴的项目“腰杆儿”要是还很硬气，显然是自尊心不够的表现。当然，做到第二点有一些困难，如何判断可再生能源一定会比考虑了环保成本的传统能源便宜，是一个见仁见智的难题，急需要有个机制来量化确定环保成本。2018年，这个机制已经基本具备出台条件，可再生能源强制配额制度开展了第二次、第三次征求意见工作，拟由电力用户和售电公司共同承担强制配额，企业拥有的绿证可在一定次数内允许转让交易，意图将可再生能源补贴直接走到用户侧，降低新增可再生能源的财政补贴压力。

 

 

转段年新电改的工作方式也产生了很大变化，预示着第二阶段的工作方式将有两大特点：

 

一是从全面推动“大兵团立体作战”到核心方向的“主力装甲集群重点突破”。新电改第一阶段基本感受是“轰轰烈烈的水银泻地”，主要工作方法是各个任务齐头并进，发动方方面面的力量撬动“大船掉头”，感性因素占比远远较高。然而，到了第一阶段末期，行业内发现最容易做的发用电计划放开和售电业务放开，似乎受到了某种“天花板”的限制，甚至有声音说电力在计划放开和售电业务放开方面并不应该做到完全市场化。实质上，发用电计划放开和售电业务放开要以电力现货市场建设为基石，直接交易更多表现的是电力的一般商品属性，易做却是“量变”，而现货市场是将电力实时平衡的物理特性与一般商品属性相结合的唯一环节，电力的物理运行规律是系统性的，其经济机制必然反映出系统性特点，难做却是“质变”。电力现货市场对于发用电计划彻底放开的意义自不必赘言。另外，真正的售电业务是在电力现货市场运行后，一方面由于电力现货价格波动（日内和日间）较为剧烈，代用户承担风险成为售电公司重要的业务内容，另一方面售电公司将归集中小用户用电需求，在批发市场里对时序电价作出反应，起到响应系统需要的作用。有了现货市场，售电公司将摆脱目前挣价差的粗放模式，真正从事售电业务，通过自身的专业化经营摆脱“皮包公司”印象。时序电价和位置信号，将有力的促进售电公司开展以电价为触发信号的增值服务，改变增值服务停留在“口头”的尴尬局面。应该讲新一轮电改的推动者审时度势，及时地在2018年下半年，把工作重点转移到电力现货市场上来，虽然没有明说通过电力现货市场建设带动更大幅计划放开，同时培育售电主体，但是实际的工作重心已经围绕电力现货市场进行。无论是正在紧锣密鼓酝酿的电力现货市场建设试点指导意见，还是摸底推动电力现货试点扩围，无不证明了这一点。以电力现货市场建设为核心，很可能贯穿整个新一轮电改的第二阶段。

 

二是从“中央举旗、地方跟进”到部委司局“一竿子”插到底。新电改第一阶段，主要是“部委为帅、省为先锋，北京指方向，地方办事情”，具体操办电改工作的主要是地方政府有关部门，其在第一阶段拥有近乎绝对的自主权。这样做的好处是有利于发挥地方政府的积极性，调动最了解地方具体情况的积极力量，但是经过三年的地方“自由发挥”，弊病也逐渐显现。一是容易“捡软柿子捏”，好做、好弄、阻力小的弄了半程，啃硬骨头、重新分奶酪的工作，很多地方还没有真正起步；二是部分改革内容跑偏、错位的风险加大，例如中发9号文反复强调建立机制，而在大部分地区却把市场机制理解成了单边降低电价，近年燃料价格猛涨，部分地区供应出现时段偏紧，却出现了电价不升反降的反市场怪像。特别是近来，降低电价的思维方式，演变成了“电力现货市场应该成为降电价新手段”的怪异观点，电力现货市场是现代电力市场体系的核心，是新一轮电改的王冠，不容一丝一毫的松懈和偏离；三是部分地区随着改革的深化，遇到的问题，已经触及了部委权限范围，是地方政府有关部门束手无策的。新电改的牵头部门及时调整工作方式，让最接近改革要求，最了解改革初心的部委司局与地方政府第一责任部门结对子、强互动，甚至“挂印”（牵头）具体项目，确保新电改第二阶段工作方向不变、颜色不改。

 

回望过去的转段之年，展望新电改的第二阶段，依然任重道远、前路崎岖，仍有诸多的任务需要完成：

 

 

 

我们要建设的电力现货市场，是具备良好价格发现功能的电力现货市场，不需要发现重重计划手段干预下的“扭曲价格”。承认统一利益各方意见、形成共识是艰难的，各地的方案作出妥协也是可以理解的。但是，始终要保证市场设计方案要以市场元素为主导，确保市场设计方案的计划妥协内容，既不是市场交易的关键内容，数量上又不能占市场设计方案内容的主流，并且要明确市场到何种地步，妥协内容如何减少，达到什么条件，妥协内容应当退出市场方案。因为，一旦市场方案设计中的计划调度元素占了大头或者关键内容向计划调度机制做了妥协，就形成了通过对电力现货市场管理模式的模仿改良计划调度机制的模式，虽然在短期内可以迅速见效（例如有竞价这个现货之“形”），但是很大可能是计划调度机制改良代替了电力现货机制改革（无现货发现价格之“神”），使电力市场建设的后发优势成了后发劣势，给电力市场机制长期的发展留下许多隐患，甚至导致更长期的停滞、停摆。

 

 

 

在推动各省放开发用电计划的时候，有一块被人忽视的发用电计划——国家指令性计划和政府间协议，这部分电量占全社会用电量近八分之一，主要为西电东送电量，至今基本没有参加市场化交易，仍维持了计划时代电网企业“统购统销”的格局，也阻碍了电网企业向“快递”公司转型的速度。对于这部分电量的处理，有两种意见，一是部分观点认为这部分电量主要为实现国家战略，西电东送是基本国策，并且通道已经建设完成，应当长期维持计划，最多按照受端煤电标杆价倒推上网电价；另一种观点则认为“言必祖制”是教条主义在作祟，市场化改革更应该倡导市场化的西电东送，尤其是两端的现货价差，能够更好地引导下一步规划。对于后一种观点，有部分观点坚决反对称，西电东送多为可再生能源，从调整能源结构的角度，属于政治意义大于经济意义。这种观点源于环保成本在市场中通过价格体现一直缺乏好办法。即将出台的配额制将很好的解决这个问题，配额制承担主体为售电公司，而批发市场上的售电公司以发电企业背景占绝对优势，因此在东部受电地区配额最终会成为当地常规机组的“碳税或碳成本”，如果计及配额成本，火电价格仍然低于西部的清洁能源，则可以认为该部分清洁能源输送已经无经济效率。这种量化的方式，将避免笼统地谈“正确”，而能使转型变得更加经济高效。同时，对解决发电计划放开的“灯下黑”问题将起到关键作用，即建立真正的“西电东送”市场化机制，时机已经成熟。

 

 

推动输配电价核定持续深化

 

新一轮电改前三年整体性开展工作最好的就是输配电价改革试点，三年结束后并非像部分人士所称输配电价改革完成，除了交叉补贴需要解决外，实际上还有两项工作亟待开展。一是输、配业务分开核价，输电网由于多是环网，按照基尔霍夫定律环网属于并联组件，对于接入的电气设备均要整体使用，而配网多为馈网容易分清受益者，按照“谁受益，谁承担”的原则，环网（输电网）应使用“一票制”输电价格，馈网（配电网）则应由“受益者”承担配电价格；二是电厂和大型用户的接入价与共用网络价格分别核定，目前我国的输配电价没有区分接入价和共用网络价格，电厂（大型用户）接入共用网络的距离无论长短，承担的输配电价仅仅按照电价等级有所区别，这样产生了不同接入距离电厂（大型用户）之间的交叉补贴（位置信号受到“阉割”）。 让规划者头疼的是这种交叉补贴容易产生电力资源的错配，例如，难以判断到底应该建设坑口电源还是负荷中心电源，因为接入费交叉补贴很可能掩盖了两者接入成本的绝大差距。

 

2018年的新电改，有亮点、有转变、有重担，2018年不仅仅是新电改的转段年，更是改革开放四十周年。改革的路从来不是平坦的，曲折和荆棘注定与先行者为伴。我们只能坚定建设现代电力市场的前进方向，守好市场化的初心，不为暂时的功利蒙住眼睛。第二阶段新电改的操刀者们需要不断地与实践进行良性互动，不断去除计划因素的影响，为实现我国电力工业的可持续发展而奋斗。贵有恒，功在不舍，愿用习总书记的教导共勉：现在改革是啃硬骨头、攻坚克难、动奶酪！

 

愿奋斗不辜负时代，磨砺能够成就岁月。

 

版权声明

 

本文刊载于《中国电力企业管理》2019年01期，作者系本刊特约撰稿人。