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新一轮电力体制改革推进实施 电力市场大步迈向有效竞争

2017-02-13 20:12:00 中国经济导报 作者:季晓丽 　 点击量： 评论 (0)
我国已是世界最大能源生产消费国，但能源市场发育尚不健全。新常态下，中国经济增速放缓，电力需求也随之下滑，用电淡季部分电厂负荷仅为50%左右。但从另一方面讲，电力供应不再偏紧甚至阶段性供大于求，也为推进


交易机构如何“相对独立”?
 
国家能源局法制和体制改革司负责人表示，建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台，是新电改明确的近期推进电力体制的改革重点任务之一。
 
按照《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》，电力交易机构不分级、互不隶属，同一地域内不重复设置开展现货交易的交易机构。交易机构可向市场主体合理收费，主要包括注册费、年费、交易手续费。
 
以依托国家电网公司组建的北京电力交易中心，及依托南方电网公司组建的广州电力交易中心为代表的区域交易中心，主要职能是落实国家计划、地方政府协议;其他区域交易机构主要开展中长期交易、现货交易;省区市交易机构主要开展省内中长期交易，有条件地探索开展现货交易。
 
该负责人表示，现有模式下的交易成本隐藏在电网购销差价中，交易机构独立后交易成本透明化，核定电网企业输配电价时将扣除该部分交易成本。
 
焦点聚集在交易机构的“独立性”上。按文件表述，交易机构可以采取电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制、会员制等组织形式，日常管理运营不受市场主体干预，接受政府监管，高级管理人员由市场管理委员会推荐，依法按组织程序聘任。
 
但从文件表述也可看出，这种“独立性”是相对的。交易机构依托电网企业现有基础条件成立，人员以电网企业现有人员为基础;组织形式以采取电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制为主;初期保持电网企业提供电费结算服务方式不变;交易、调度机构共享网络拓扑结构、安全约束。
 
“这表明，电力交易中心仍由电网企业控制，电力调度业务仍归属现有电网企业实施。除了从过去买电卖电赚‘差价’，变成了政府核定输配电价，电网企业在电改前后变化不大。以其在电力交易和调度上的绝对话语权，电网企业将继续保有其在售电市场强大的市场控制力。”一位不愿具名的业内专家表示。
 
向社会资本有序放开售电业务
 
《关于推进售电侧改革的实施意见》规定，允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区，组建售电主体直接购电;鼓励社会资本投资成立售电主体;允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易;鼓励供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务。作为改革亮点，注册认定将代替行政许可准入。
 
随着售电侧放开，发电企业、供水供热企业、燃气企业、节能服务企业、新能源企业等市场主体将进入售电侧开展业务。放开增量配电投资业务，在一定程度上也可以调动社会资本参与配网建设的积极性。
 
有业内人士表示，售电侧市场开放后的总收入是万亿元级别，切入售电领域的发电公司、地方小电网公司、转型能源服务的电力设备企业将率先“分羹”。
 
对于电网公司，本次配套文件明确规定其可以参与竞争性售电业务。电网本来就有网络垄断优势，如何保证售电公司间公平竞争?国家能源局有关负责人表示，电网企业应设置“防火墙”，从人员、资金、信息等方面确保市场化售电业务与输配电业务、调度业务、非市场化售电业务分开。
 
国务院发展研究中心资源与环境政策研究所所长助理郭焦锋建议，应适当限制单个售电公司的市场份额，避免份额过大影响市场公平竞争。

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