售电行业如何借力电力市场化改革？

 

 

售电行业也是在这样的环境下从方兴未艾到极速增长的，那么在电改缺乏研究的的当下，能充分理解一方面，国内理论界对电力改革问题缺乏深入研究，未能充分理解中国电力改革的本质和内容;另一方面，发达国家的成功电力改革经验是中国电力改革的主要借鉴对象，却常被误读和过度嫁接，反而造成更多认识误区。电力市场化改革有其普遍性规律，同时也植根于各国的制度条件，所以全世界没有任何两个电力市场完全一致。尽管我们可以找出类型相近的电力市场，但细节往往差异巨大。实际上，对中国具有不逊于发达国家借鉴意义的国际经验，反而是来自常被忽视的转型国家。这些国家大都采用过以发达国家经验为基础的标准电力市场模型，但电改的实际效果却分化明显，原因即在于电力改革政策与各自经济体制转型的协调程度不同。

 

正是这种转型，成就了售电市场的羽翼，现阶段，输配电改革、售电侧改革、交易中心建设等各项改革工作尚未得到有机结合。电网公司在输配电相关业务上仍有垄断优势，电力交易中心的探索也刚刚起步，这些因素都使售电公司业务短期看很难大规模开展，更多只表现为向大用户提供直接购售电业务。

 

同时，国家能源局提出，扩大电力直接交易规模，2016年力争达到工业用电量的30%，2018年实现工业电量全放开，2020年实现商业用电量全放开。按照这一目标，“十三五”期间，直购电规模将按照65%以上的年均增长速度扩张。因此，当前及未来一段时间内竞争性交易电量中，大用户直购电仍是现阶段售电业务的主流形式。

 

同时，根据《关于推进售电侧改革的实施意见》，明确提出向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场竞争，赋予用户更多选择权，提升售电服务质量和用户用能水平，标志着我国传统的电网公司单一售电模式将被打破。因此，配售电业务的放开会是未来电力市场改革的最终方向，大型国有新能源企业必须积极探索售电公司等创新业务形式和交易途径，进行组织变革，抓好客户资源摸底，主动探索售电业务的具体开展方式。

 

此外，2016年2月，国家能源局发布《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》，明确提出，“根据全国2020年非化石能源占一次能源消费总量比重达到15%的要求，2020年，除专门的非化石能源生产企业外，各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上。”在此背景下，各发电集团对投资可再生能源(风电、太阳能)便有巨大的内在需求，且此轮竞争将不仅取决于装机容量规模，更涉及多个方面，包括经营业绩、产业链完整程度、资本市场估值水平等。

 

10月国家发改委和国家能源局网站联合印发关于《售电公司准入与退出管理办法》和《有序放开配电网业务管理办法》，这两则文件是新一轮电改进程中的重要催化剂,为售电、配网改革红利落地创造条件。核心配套的文件下发,释放了电网公司可以参与售电成为区域龙头；配售一体、发配售一体售电模式得到政策许可；配网是稀缺资源,非电网所属配网资产将炙手可热等一系列信息，促进电改进入政策落地第二阶段。可见，在中央决策层、中央督查组等力量自上而下强力推进下,电改推进障碍正在清除。我国售电市场的大门正式向全社会开启后，再次迈向了一个新的高度。

 

两个文件对此前发布的《关于推进售电侧改革的实施意见》进行细化，对于此前配套文件发布后留下的疑问，诸如电网企业是否可以参与竞争性售电、发（配）售一体售电模式是否可行、如何界定增量配网、发电企业是否可以建专线等问题，进行了直接回答，并且两个文件内容相互呼应。

 

《售电办法》根据我国目前售电市场建设情况，对售电侧纵向改革链条中市场准入、主体权责及业务范围等各个环节均作出了明确规定。其一，售电公司准入条件更加具体，明确指出“资产总额不得低于2千万元人民币”和从业人员要求等。其二，准入程序简化，新增并细化准入程序为“一注册、一承诺、一公示”，更利于售电公司开展跨区域、全国范围内的售电业务。

 

当然，中国转型与中东欧国家转型的性质并不相同，但电力体制改革却同样是整体经济体制转型的一部分。自党的十四大确立了建立社会主义市场经济体制改革目标以后，电力体制改革也开始加速推进。这一改革不仅仅是为了解决电力行业的发展问题，更是为了适应和支撑经济体制由计划向市场的转型，因此中国电力改革同样是转型经济下的电力改革。这就意味着，电力改革的视角无法囿于电力行业，电力改革内容也不仅仅是电力行业内部的市场议题，研究中国的电力改革，必须将电力市场建设的普遍规律与中国特殊的制度背景紧密结合起来。

 

本文就是要从经济学视角系统阐释，电力体制改革必须从制度变革的角度才能明确正确的方向和路径。本文首先结合经济理论和国际经验说明构建竞争性电力市场的基本内容，即所有制改革、组织结构重组、市场机制设计、政府规制改革等方面的政策;然后剖析中国电力体制改革所处的特殊制度背景;接下来阐释中国电力体制改革的基本内容，说明国企改革红利与市场竞争红利的权衡是推动中国电力发展的驱动力量;最后评析比较了5号文和9号文的改革本质。

 

构建竞争性电力市场的基本内容

 

电力市场化改革就是令市场在电力资源配置中发挥决定性作用，准确地发现电力的社会价值，引导市场主体有效生产、有效消费和有效投资。电力难以大规模、经济性地存储，必须依托电网连接电源与负荷，生产和消费必须同时完成，系统必须保持频率和电压稳定以保证电能质量。电力商品是多种服务实时组合形成的复合商品，电力成本的变化受众多随机变量影响，具有极短时内的时变性，必须依靠集中的系统运营者才能准确且有效地发现。这些特殊性质决定了，普通商品市场的竞争逻辑无法直接嫁接到电力市场中。即便在最理想的假设条件下，充分的双边交易也难以发现真实的电力成本，也就是说，生产者和消费者即便直接见面，可以选择任何交易模式，也无法令市场价格达到有效水平，即无法等于系统边际成本，甚至无法实现市场出清。因此，系统运营者的角色和功能在电力竞争中具有关键性作用。它的作用就是代表市场供求两侧有效地发现系统边际成本，并令市场价格等于这一系统边际成本。如果系统运营者能够有效发挥这一作用，那么即便市场无法出清，也仍会实现特定均衡，是效率和福利最大化的结果。

 

因此，“市场价格等于边际成本”这一有效竞争的基本经济原理在电力市场中具有完全不同的表现形式——必须依靠系统运营机构代表所有市场主体实施电力边际成本定价，令市场价格等于系统边际成本，从而实现效率和社会福利的最大化。而问题的难点在于电力竞争不会自发形成，竞争的引入和维持必须要依赖于系统科一学的改革政策。从经济理论和国际经验来看，这些政策至少需要涉及以下几个方面。