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如何进入万亿售电市场?

2016-01-22 17:01:00来源:20区编辑:转角遇见你

如何进入万亿售电市场?

发电企业和电网企业之间的博弈既是利益的博弈,也是规则的博弈。两者博弈的结果在很大程度上决定着售电体制,乃至整个电力体制进一步深化改革的成败得失。

9号文”明确规定“稳步推进售电侧改革,有序向社会资本放开售电业务”。各地闻风而动,已经成立了上百家售电公司,以抢占商业先机,试图瓜分据说规模可达万亿的改革红利。

但迄今为止大多数发电集团仍处“静水深流”,个中缘由,除了受限于人才、专业和营销方面的短板而有所顾虑外,更大程度上是在观望政策走向,希望有更加具体明确的市场规则来引导其投资决策。

20151130日,“9号文”6个配套文件印发;同日,国家能源局《电力市场监管办法》等3个监管规则开始征求意见。从配套文件和意见的内容来看,发电企业进入售电市场的道路可谓鲜花密布,荆棘丛生。

与电力统购统销体制相比,发电企业(包括其他社会资本)切入售电市场,无疑是对电网公司传统利益的“侵蚀”,发电企业和电网企业之间的博弈既是利益的博弈,也是规则的博弈。两者博弈的结果在很大程度上决定着售电体制,乃至整个电力体制进一步深化改革的成败得失。 

配电网运营权之博弈

配电网络具有一定的自然垄断性,配电网络的重复投资必然造成社会资源的浪费和显而易见的不经济性,无论是《电力法》还是配套文件均肯定了配电网络的自然垄断地位。

过去,《电力法》、《电力供应与使用条例》等法律、法规基于输配售不分的传统体制,确立了“一个营业区只设立一个供电营业机构”的原则,因此不会存在配电网经营权竞争问题。

《关于推进售电侧改革的实施意见》规定“拥有配电网经营权的售电公司应取得电力业务许可证(供电类)”,同时还规定:“同一供电营业区内可以有多个售电公司,但只能有一家公司拥有该配电网经营权,并提供保底供电服务。同一售电公司可在多个供电营业区内售电。”也就是说,允许增量配电业务的输配分离(即允许社会资本投资增量配电网,而输电网仍由电网企业投资运营),以及输配与售电的分离(即从事输配业务的电网企业与独立售电公司),也明确了在输配环节仍进行排他性许可管制。

问题在于,是否意味着允许电网企业与售电公司(授予配网经营权)在配网投资领域开展竞争?“同一供电营业区”应如何界定?

从目前来看,主管部门事实上允许发电企业“蚕食”电网企业的配网经营权。国家能源局在《关于推进售电侧改革的实施意见》征求意见阶段的起草说明中指出:“关于发电企业的售电公司拥有配电网经营权问题,为了调动发电企业参与售电的积极性,也不至于造成新的‘厂网不分’。《实施意见》对发电企业的售电公司拥有绝对控股增量配电网(不包括公共配电网)并未专门限制。”

显然,发电企业在本轮电改下应可以与电网企业在配网领域开展竞争。除了上述并不够细化的排他性许可限制规则,其他关于配网投资竞争性规则应及早谋划并进行法律层面的设计。 

上下游与竞争关系之博弈

9号文及配套文件保留了电网企业除发电外的全产业链功能(输配售);同时,发电企业将拥有除输电职责外(发、配、售)的产业功能,因此,电力系统将彻底转变传统的“发----用”单向的B2C电力供给体系,上下游关系将日益复杂和模糊化。

首先,发电企业面临上下游与竞争关系叠加的问题。由于暂不涉及调度分离问题,电网企业仍占据绝对优势,在电力系统中仍处于中枢指挥地位,从这种意义上说,发电企业与电网公司的仍为上下游关系。同时,售电侧放开后,电网与发电在售电领域将成为竞争关系,对电力企业利润贡献最大的工商业大用户将是电网企业和发电企业争夺的主要对象。

因此,电网企业是否会利用其在电力系统中的中枢地位,在售电领域从事不正当竞争行为,是发电企业决定是否进入售电市场的关切问题之一。

其次,发电企业面临向电网售电和自身售电关系处理问题。受经济下行影响,发电企业在电网统筹体制下虽然经营困难,但勉强能吃上“大锅饭”;如直接开展市场化直供售电,保不准还“没饭吃”。在现货市场建立前的相当长一段时间内,发电企业将面临双轨制售电体制下的艰难取舍问题。

第三,发电企业面临发电侧开放与售电侧开放双重压力。为保证售电公司能够在公平公正的市场环境下竞争,有必要对电网企业向售电公司开放(包括为售电公司与发电企业达成的购电交易提供输电服务)的接入标准、工程规范及相关管理细则进行规范,确保输配电网公平开放。 

“蛋糕”切分之博弈

电价体制是电力系统的核心管制手段。本次电改将重塑电价体制,电网企业将改变赚取购销差价的商业模式,按照政府核定的输配电价收取过网费。这对于发电企业来说,事实上面临着重新切分蛋糕的危机与挑战。

首先,发电企业投资售电公司(拥有配网经营权的)存在与电网企业争夺输配电价的问题。政府在核定输配电价时,已经将配电成本核算在输配电价当中;从已公布的试点地区输配电价改革方案来看,输配电价目前最多只能细化到分电压等级的输配电价,并不可能反映出是否包含某个末端配网(如某个园区配网)的成本。

因此,与独立售电公司相比,拥有配网的售电公司在成本上并无优势可言。发电企业投资配电网,要么能够争夺输配电价,要么另辟蹊径,以提供增值服务弥补成本的短板。

其次,批发电价与零售电价并未同步放开,发电企业要在双轨制价格体系中寻找平衡点。从配套文件及3个监管规则(征求意见稿)来看,电力批发市场价格将实现放开,但零售市场仍维持政府定价(随着电力市场准入用户范围的扩大,零售市场将会有出逐步放开的过程)。发电企业投资设立的售电公司,面对适用刚性价格(即政府定价)的用户,盈利模式如何设计课题很多。

第三,输配电价核减的利益流向,将成为发电企业、电网和用户争夺的焦点。但是,政府在核减时能够核减多少,无疑带有在电网与发电、用户侧分配利益的性质。从现行试点的大用户直购电来看,基本上是发电侧让利,用户侧得利,这也是导致发电企业对大用户直购电持保守态度的重要原因。 

售电体制改革下利益博弈的解决之道

上述众多博弈问题,既有市场机制本身与生俱来的问题,也有规则和法律不明确导致的。我们并不拒绝博弈,而是希望在公平公正、阳光透明的市场环境下,积极发挥市场主体的主观能动性,培育和发展售电市场化机制。

从理念角度来看,发电企业投身售电市场应树立以客户为中心的商业理念。客户与电源是售电市场的两条生命线。受传统经营模式的影响,发电企业长期以来把抓好安全生产、搞好项目审批和项目建设作为企业的核心工作,缺乏用户侧服务的经验。

从市场角度来看,发电企业在设立售电公司的同时,应加强新体制下商业模式的研究。从目前看,业内对于售电公司最大的期望便是可以开展客户增值服务,如从传统的发电上网转向用能信息的统计与分析、用户需求侧响应、能效提升服务、合同能源管理以及工程服务等多样化业务,从满足系统负荷需求到满足用户多样化和定制化的需求,从单纯供能到多种类电能衍生产品(如数据服务、电力保险、用能培训等)综合能源服务。

从法律角度来看,规则制定任重而道远。法律规则的可执行性往往与规则的详细程度和完善程度有关。国外成熟电力市场通常建立起了法律-监管规范-交易规则立体化多层次的制度体系。而反观我国,《电力法》修订进程严重滞后于电力市场的实际和发展趋势,监管规范尚不健全,交易规则至今处于空白状态。

在国家层面立法停滞不前的现实境况下,我们建议结合电力体制试点改革的形势,通过制定电力交易中心交易规则等途径尽快明确操作流程和规范,营造公平的售电市场竞争环境,彻底消除发电企业及其他社会资本进入售电市场的焦虑心理,推进售电侧改革。

 

附:中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见

2015315日)

为贯彻落实党的十八大和十八届三中、四中全会精神及中央财经领导小组第六次会议,国家能源委员会第一次会议精神,进一步深化电力体制改革,解决制约电力行业科学发展的突出矛盾和深层次问题,促进电力行业又好又快发展,推动结构转型和产业升级,现提出以下意见。

一、电力体制改革的重要性和紧迫性

2002年电力体制改革实施以来,在党中央、国务院领导下,电力行业破除了独家办电的体制束缚,从根本上改变了指令性计划体制和政企不分、厂网不分等问题,初步形成了电力市场主体多元化竞争格局。

一是促进了电力行业快速发展。2014年全国发电装机容量达到13.6亿千瓦,发电量达到5.5万亿千瓦时,电网220千伏及以上线路回路长度达到57.2万千米,220千伏及以上变电容量达到30.3亿千伏安,电网规模和发电能力位列世界第一。二是提高了电力普遍服务水平,通过农网改造和农电管理体制改革等工作,农村电力供应能力和管理水平明显提升,农村供电可靠性显著增强,基本实现城乡用电同网同价,无电人口用电问题基本得到了解决。三是初步形成了多元化市场体系。在发电方面,组建了多层面、多种所有制、多区域的发电企业;在电网方面,除国家电网和南方电网,组建了内蒙古电网等地方电网企业;在辅业方面,组建了中国电建、中国能建两家设计施工一体化的企业。四是电价形成机制逐步完善。在发电环节实现了发电上网标杆价,在输配环节逐步核定了大部分省的输配电价,在销售环节相继出台差别电价和惩罚性电价、居民阶梯电价等政策。五是积极探索了电力市场化交易和监管。相继开展了竞价上网、大用户与发电企业直接交易、发电权交易、跨省区电能交易等方面的试点和探索,电力市场化交易取得重要进展,电力监管积累了重要经验。

同时,电力行业发展还面临一些亟需通过改革解决的问题,主要有:

一是交易机制缺失,资源利用效率不高。售电侧有效竞争机制尚未建立,发电企业和用户之间市场交易有限,市场配置资源的决定性作用难以发挥。节能高效环保机组不能充分利用,弃水、弃风、弃光现象时有发生,个别地区窝电和缺电并存。二是价格关系没有理顺,市场化定价机制尚未完全形成。现行电价管理仍以政府定价为主,电价调整往往滞后成本变化,难以及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出。三是政府职能转变不到位,各类规划协调机制不完善。各类专项发展规划之间、电力规划的实际执行与规划偏差过大。四是发展机制不健全,新能源和可再生能源开发利用面临困难。光伏发电等新能源产业设备制造产能和建设、运营、消费需求不匹配,没有形成研发、生产、利用相互促进的良性循环,可再生能源和可再生能源发电无歧视、无障碍上网问题未得到有效解决。五是立法修法工作相对滞后,制约电力市场化和健康发展。现有的一些电力法律法规已经不能适应发展的现实需要,有的配套改革政策迟迟不能出台,亟待修订有关法律、法规、政策、标准,为电力行业发展提供依据。

深化电力体制改革是一项紧迫的任务,事关我国能源安全和经济社会发展全局。党的十八届三中全会提出,国有资本继续控股经营的垄断行业,实行以政企分开、政资分开、特许经营、政府监管为主要内容的改革。《中央全面深化改革领导小组2014年工作要点》、《国务院转批发展改革委关于2014年深化经济体制改革重点任务意见的通知》对深化电力体制改革提出了新使命、新要求。社会各界对加快电力体制改革的呼声也越来越高,推进改革的社会诉求和共识都在增加,具备了宽松的外部环境和扎实的工作基础。

二、深化电力体制改革的总体思路和基本原则

(一)总体思路

深化电力体制改革的指导思想和总体目标是:坚持社会主义市场经济改革方向,从我国国情出发,坚持清洁、高效、安全、可持续发展,全面实施国家能源战略,加快构建有效竞争的市场结构和市场体系,形成主要由市场决定能源价格的机制,转变政府对能源的监管方式,建立健全能源法制体系,为建立现代能源体系、保障国家能源安全营造良好的制度环境,充分考虑各方面诉求和电力工业发展规律,兼顾改到位和保稳定。通过改革,建立健全电力行业“有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效”的市场体制,努力降低电力成本、理顺价格形成机制,逐步打破垄断、有序放开竞争性业务,实现供应多元化,调整产业结构,提升技术水平、控制能源消费总量,提高能源利用效率、提高安全可靠性,促进公平竞争、促进节能环保。

深化电力体制改革的重点和路径是:在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上,按照管住中间、放开两头的体制架构,有序放开输配以外的竞争性环节电价,有序向社会资本开放配售电业务,有序放开公益性和调节性以外的发用电计划;推进交易机构相对独立,规范运行;继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究;进一步强化政府监管,进一步强化电力统筹规划,进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。

(二)基本原则

坚持安全可靠。体制机制设计要遵循电力商品的实时性、无形性、供求波动性和同质化等技术经济规律,保障电能的生产、输送和使用动态平衡,保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应,提高电力安全可靠水平。

坚持市场化改革。区分竞争性和垄断性环节,在发电侧和售电侧开展有效竞争,培育独立的市场主体,着力构建主体多元、竞争有序的电力交易格局,形成适应市场要求的电价机制,激发企业内在活力,使市场在资源配置中起决定性作用。

坚持保障民生。结合我国国情和电力行业发展现状,充分考虑企业和社会承受能力,保障基本公共服务的供给。妥善处理交叉补贴问题,完善阶梯价格机制,确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电价格相对平稳,切实保障民生。

坚持节能减排。从实施国家安全战略全局出发,积极开展电力需求侧管理和能效管理,完善有序用电和节约用电制度,促进经济结构调整、节能减排和产业升级。强化能源领域科技创新,推动电力行业发展方式转变和能源结构优化,提高发展质量和效率,提高可再生能源发电和分布式能源系统发电在电力供应中的比例。

坚持科学监管。更好发挥政府作用,政府管理重点放在加强发展战略、规划、政策、标准等的制定实施,加强市场监管。完善电力监管机构、措施和手段,改进政府监管方法,提高对技术、安全、交易、运行等的科学监管水平。

三、近期推进电力体制改革的重点任务

(一)有序推进电价改革,理顺电价形成机制

1、单独核定输配电价。政府定价的范围主要限定在重要公用事业、公益性服务和网络自然垄断环节。政府主要核定输配电价,并向社会公布,接受社会监督。输配电价逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则,分电压等级核定。用户或售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付费用。

2、分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成。放开竞争性环节电力价格,把输配电价与发售电价在形成机制上分开。合理确定生物质发电补贴标准。参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定。参与电力市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价(含线损)、政府性基金三部分组成。其他没有参与直接交易和竞价交易的上网电量,以及居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电,继续执行政府定价。

3、妥善处理电价交叉补贴。结合电价改革进程,配套改革不同种类电价之间的交叉补贴。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。

(二)推进电力交易体制改革,完善市场化交易机制

4、规范市场主体准入标准。按照接入电压等级,能耗水平、排放水平、产业政策以及区域差别化政策等确定并公布可参与直接交易的发电企业、售电主体和用户准入标准。按电压等级分期分批放开用户参与直接交易,参与直接交易企业的单位能耗、环保排放均应达到国家标准,不符合国家产业政策以及产品和工艺属于淘汰类的企业不得参与直接交易。进一步完善和创新制度,支持环保高效特别是超低排放机组通过直接交易和科学调度多发电。准入标准确定后,升级政府按年公布当地符合标准的发电企业和售电主体目录,对用户目录实施动态监管,进入目录的发电企业、售电主体和用户可自愿到交易机构注册成为市场主体。

5、引导市场主体开展多方直接交易。有序探索对符合标准的发电企业、售电主体和用户赋予自主选择权,确定交易对象、电量和价格,按照国家规定的输配电价向电网企业支付相应的过网费,直接洽谈合同,实现多方直接交易,短期和即时交易通过调度和交易机构实现,为工商业企业等各类用户提供更加经济、优质的电力保障。

6、鼓励建立长期稳定的交易机制。构建体现市场主体意愿、长期稳定的双边市场模式,任何部门和单位不得干预市场主体的合法交易行为。直接交易双方通过自主协商决定交易事项,依法依规签订电网企业参与的三方合同。鼓励用户与发电企业之间签订长期稳定的合同,建立并完善实现合同调整及偏差电量处理的交易平衡机制。

7、建立辅助服务分担共享新机制。适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求,完善并网发电企业辅助服务考核新机制和补偿机制。根据电网可靠性和服务质量,按照谁受益、谁承担的原则,建立用户参与的服务服务分担共享机制。用户可以结合自身负荷特性,自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同,约定各自的服务服务权利与义务,承担必要的辅助服务费用,或按照贡献获得相应的经济补偿。

8、完善跨省跨区电力交易机制。按照国家能源战略和经济、节能、环保、安全的原则,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。鼓励具备条件的区域在政府指导下建立规范的跨省跨区电力市场交易机制,促使电力富余地区更好地向缺电地区输送电力,充分发挥市场配置资源、调剂余缺的作用。积极开展跨省跨区辅助服务交易。待时机成熟时,探索开展电力期货和电力场外衍生品交易,为发电企业、售电主体和用户提供远期价格基准和风险管理手段。

(三)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

9、遵循市场经济规律和电力技术特性定位电网企业功能。改变电网企业集电力输送、电力统购统销、调度交易为一体的状况,电网企业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。继续完善主辅分离。

10、改革和规范电网企业运营模式。电网企业不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源,按照政府核定的输配电价收取过网费。确保电网企业稳定的收入来源和收益水平。规范电网企业投资和资产管理行为。

11、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。电力交易机构按照政府批准的章程和规则为电力市场交易提供服务。相关政府部门依据职责对电力交易机构实施有效监管。

12、完善电力交易机构的市场功能。电力交易机构主要负责市场交易平台的建设、运营和管理,负责市场交易组织,提供结算依据和服务,汇总用户与发电企业自主签订的双边合同,负责市场主体的注册和相应管理,披露和发布市场信息等。

(四)推进发用电计划改革,更多发挥市场机制的作用

13、有序缩减发

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