新电改明确电网企业新定位 “躺着挣钱”时代一去不回

　　“改革是由问题倒逼而产生，又在不断解决问题中而深化”，那么，我国电力改革面对的主要矛盾和问题是什么?2002年的电改只是使得电力市场从无市场到“半市场”(或者叫不完整市场)，整个产业链条上缺乏真正的市场主体，从而导致无法建立一个真正有效的交易机制：从发电侧看，即使实现了厂网分开，发电厂绝大多数是国有企业，在价格由国家管制的情况下，对价格信号完全不敏感，发电量不能随市场波动。从售电侧和用电侧看，在输电、配电、售电等环节完全由电网垄断的前提下，普通用户完全没有任何对于电力价格进行议价、对发电侧进行选择的能力，用电端根本不可能成为真正的市场主体。而本应作为一个中立的交易平台和输送通道的电网，前面掌握着发电厂的发电计划，后面掌握着用电端的需求调配，使得电力买家和卖家无法真正见面和议价，当然不可能形成一个真正的电力市场机制。

　　因此，2002年电力体制改革所带来的红利已经差不多用完，仍旧存留：交易机制缺失、资源利用效率不高;计划电量、计划电价;输配电真实成本、交叉补贴不清;输配售一体化垄断、电网独买独卖等问题亟待解决。同时，在我国经济步入中速增长的新常态、环境治理力度加大、能源消费结构调整的背景下，电力供给除了“安全”和“经济”外，“环保”和“低碳”亦成为重要目标。再者，进入新世纪以来，分布式、智能电网、电动汽车、用户储能、需求响应和能源互联网+等各种新生事物不断涌现并得到快速发展，都需要建立一个市场机制更灵活、体制更开放的新的电力体制。于是，培育市场主体，健全完善市场机制，使市场在配置电力资源中发挥决定性作用，而非着重于现有电网拆分、调度独立以及输配分开等市场结构问题，构建一个真正有效的电力市场就成为此轮电改的主要着墨点。

　　建立市场机制的四个抓手

　　一个有效的市场机制中，至少需要以下几个条件：一是市场主体(包括买方和卖方)多元化;二是价格主要由市场供求决定;三是交易平台独立;四是交易规则健全和规范;五是政府对交易行为进行合适的监管。电力市场机制既然也属于市场机制，必须具备其共性。同时，由于电力行业牵涉到国计民生，需要提供普遍服务，具有一定的公共事业属性;而电力输配网络具有自然垄断性，需要政府加强监管，使得电力市场建设又具有一定的特性。“9号文”中所提到的7大重点任务(电价改革、电力交易体制改革、组建相对独立的电力交易机构、推进发用电计划改革、售电侧改革、建立分布式电源发展新机制、加强电力统筹规划和科学监管)、28个子任务中，其实可以提炼出以下四个主要抓手：

　　(一)市场主体

　　市场主体包括卖方和买方，对应到电力产业链条，卖方包括发电企业、售电企业，买方包括用电户和售电企业(相对于发电企业来说)。新电改(9号文)对市场主体的改变主要在以下3点：

　　1。增加市场主体数量：一是全面放开用户侧分布式电源市场。支持企业、机构、社区和家庭根据各自条件，因地制宜投资建设太阳能、风能、生物质能发电以及燃气“热电冷”联产等各类分布式电源，准许接入各电压等级的配电网络和终端用电系统。二是有序向社会资本放开配售电业务，允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区组建购电主体直接购电，并鼓励符合条件的社会资本、节能服务公司、发电企业等从事售电业务，届时电网不再是唯一的售电主体。

　　2。改变市场主体交易方式：主要体现于以双边交易市场为突破口，促进多主体、跨区域市场机制建设。一是积极发展以“自发自用、余量上网、电网调节”为运营模式的分布式电源;二是允许直购电等其他市场交易模式，售电主体可以向发电企业购电、通过集中竞价购电、向其他售电商购电等;三是允许采取中长期交易为主、临时交易为补充的交易模式，推进跨省跨区电力市场化交易，促进电力资源在更大范围优化配置。

　　3。赋予市场主体相应权责：一是售电主体可以通过多种方式在电力市场中购电，且各市场主体应通过签订合同达成购售电协议。二是除传统售电业务外，鼓励售电主体通过向用户提供包括合同能源管理、综合节能和用能咨询等增值业务。三是要求售电主体、用户、其他相关方依法签订合同，明确相应的权利义务。

　　(二)交易平台

　　电力市场的交易平台主要是通过电网和电力交易机构来实现的。新电改的思路即是如何激发电网企业的优势，使其做好其他电力企业和政府本身无法做好的事情，同时采取系统的配套的管制与激励政策措施，以及相对应的管理模式来使得电网企业的运作更公开和更有效率。以前，电网集电力输送、统购统销、调度交易为一体，内部运作封闭，成本不透明，靠吃购销差价“躺着挣钱”，企业始终存在扩大投资规模、追求过高利润的冲动。如今，新电改方案明确了电网企业的定位：电网企业未来主要从事电网投资运行、电力传输配送、负责电网系统安全，保障电网公平无歧视开放，按国家规定履行电力普遍服务义务。即从事电网投资运行、电力传输配送的平台提供商，起到“电力输送通道”作用。电网盈利模式从以往的购售电差价转变为成本和合理利润相结合的模式，由之前营利性单位变为公用事业单位，只收政府核定的输配电价，即“过路费”。

　　对于电力交易机构，9号文明确提出组建和规范运行电力交易机构，将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，实现交易机构相对独立运行，并完善电力交易机构的市场功能。只有电力交易机构独立，才能为电力供需两侧市场的有序开放以及“多买多卖”市场格局的形成创造条件，才能提高电力市场竞争公平性与效率。

　　(三)电力价格

　　电价改革是电力市场化改革的核心和先决条件。十八届三中全会通过的《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》，首次提出要让市场在资源配置中起决定性作用。在价格改革方面，提出“凡是能由市场形成价格的，都交给市场，政府不进行不当干预”;“放开竞争性环节价格，政府定价范围主要限定在重要公用事业、公益性服务、网络型自然垄断环节，提高透明度，接受社会监督。”新电改中对电价的改革明显符合上述原则和精神。

　　1。放开竞争性环节价格——分步实现公益性以外的发、售电价格由市场形成：改革方案提出积极推进发电侧和销售侧电价市场化，鼓励放开竞争性环节电力价格，把输配电价与发电、售电价在形成机制上分开。鼓励发电企业和电力用户(或市场化售电主体)开展电力交易，采用供需双方直接见面的双边合约交易模式，通过自愿协商确定电价，电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费。

　　2。监管自然垄断环节价格——单独核定输配电价：改革方案提出对电网输配电业务实行独立定价，监管电网企业的输配电总收入，输配电价将逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则，分电压等级核定。这将使得电网企业摆脱现行购销差价形成输配电收入的不确定性，更加专注电网资产运营和提高输配电服务水平。

　　3. 兼顾普遍服务——妥善处理电价交叉补贴：在我国现有国情下，交叉补贴机制的改革应循序渐进，目前完全取消交叉补贴是不现实的，更是不可行的。所以，改革方案提出，过渡期间，由电网企业申报现有各类用户电价间交叉补贴数额，通过输配电价回收。

　　(四)政府作用

　　电力行业集垄断性业务和竞争性业务于一身，电改的总体思路是如何理顺政府、企业以及市场三者之间的关系。之前电力行业之所以被人诟病，很大原因是没有理清楚三者的关系，政府错位、失位和缺位现象比较严重，例如，对电力规划编制、电力普遍服务、标准制定以及运行调度等本应由政府承担的职责，政府过度下放给电网企业;而对电源投资建设、电源运行管理、售电服务等能够由市场竞争的业务过度管制;对能够由市场形成的发电、售电价格，政府进行严格控制，等等。

　　对于政府的作用，新电改方案做了较大的变动，提出了不少新的思路：一是加强电力统筹规划。电力系统是一个连续运行系统，其电能生产、供应、使用是在瞬间完成的，并需保持平衡，因此电力行业的规划、决策与运行天然具有整体性，在规划过程中，必须保持这种天然整体性不割裂，否则不仅必然造成重复建设和资源浪费，还会严重影响电力系统的安全稳定运营。新电改方案提出要切实加强电力行业特别是电网的统筹规划，因此必须实现电源规划与电网规划统筹协调、国家电力规划与地方电力规划的有效衔接，同时提升规划的科学性和权威性。二是明确了政府责任。比如在规范市场主体准入标准、电力规划、科学监管、行政审批等方面作了具体要求。三是强化政府的科学监管。新电改方案提出，要完善电力监管组织体系，保证售电侧改革和用户电力交易的稳妥进行。

　　对地方能源企业的影响

　　对于地方能源企业来说，最大的利好就是市场主体的增加和放开管制，尤其是售电主体多元化将给其巨大的发展空间：售电侧放开将激活巨大的电力销售市场。2014年全国电力消费总量为5.5万亿度，即便一度电有1分钱的盈利空间，也将衍生550亿元的新生市场。同时，还将拉动电气自动化设备投资，带动节能服务产业的兴起。而能够进入分享这个大蛋糕，将不再仅由电网企业独享。未来，售电机构既可以来自于发电企业、电网公司，也可以是独立的民营企业，它们的利润来源可以来自于批发和零售电量的差价、合同能源管理服务等。有测算显示，专业化的能源服务公司通过用户电力需求侧管理可以带来一度电2分钱的利润空间。同时，新电改对新能源、清洁能源产业是个重大利好。发电计划放开后，各类电源竞价上网，低成本发电资产将获得竞争优势，发电企业之间预计将出现分化，环保高效的机组将得到更大的空间。国家鼓励清洁能源多发满发，加之可再生能源配额等政策的出台，新能源将成为最大的受益者。

　　上述种种变化将使得地方能源企业从单一的能源企业向综合能源企业转变，不过，由于越来越市场化，对地方能源企业的核心竞争力塑造也会带来挑战和风险，需要其改变之前的“靠政府”习惯，日益“跑客户”、“跟市场”，通过向客户提供更优质的服务和产品，以市场竞争来获得自身发展。