時光倥傯，轉眼間2018年已經過去了，新電改沒有淡出視野，而且持之以恒的繼續深入，在推動者的大智慧下表現出了頑強的生機。行業內通常會把三年作為一個階段， 2018年是中發9號文印發后的三年末和四年初，某種意義上講銜接了新電改第一階段的尾和第二階段的頭，是新電改的轉段之年。從歷次電改的經驗來看，第二階段之初非常關鍵，往往事關當輪改革能否繼續推進。通常，第一階段是啟動階段，全面推進、進展顯著，但到了第一階段末尾改革措施的瓶頸逐漸顯現，改革紅利遞減效應明顯；因此，若要深化電改，第二階段必須背負起“啃硬骨頭、突出重圍”的歷史責任。新電改的轉段之年也不例外：上半年增量配網試點、發用電計劃放開試點、輸配電價核定試點、交易機構相對獨立運行等試點齊頭并進，下半年則集中火力在電力現貨市場試點，尤其在工作方式上，電力現貨市場建設試點和增量配網試點組織領導力度大大增強。第二階段工作在第一階段全面推動的基礎上，產生了向重點方向、重點環節突破的趨勢，當然，第二階段任務仍然艱巨，需要繼續攻堅克難。

 

（來源：中國電力企業管理 ID:zgdlqygl 作者：谷峰）

 

“波瀾不興”的“四大行業”放開

 

2018年，據估算全年發用電計劃放開達到2.1萬億千瓦時以上，其中直接交易電量超過1.6萬億千瓦時，同比增幅在30%左右，直接交易電量占全社會用電量不到25%。經歷過三年的“規模簡單放大”式的發用電計劃放開后，2018年發用電計劃出現了“結構性”放開的新方式——建材、鋼鐵、有色、煤炭行業用電計劃自年中全面放開，這可能成為發用電計劃放開的的新特點。當時，部分行業研究者認為全面放開建材、鋼鐵、有色、煤炭行業用電計劃，可在2018年下半年增加放開發電計劃2000億千瓦時以上。從實際執行情況來看，全國各省四大行業放開進展較慢，相關通知印發較遲，地方有關部門總體采用鼓勵進入市場政策，并未強制放開相關企業用電。出現這種情況的主要原因，一方面是經過前三年發用電計劃大幅放開后，傳統的計劃調度機制難以承接進一步放開發用電計劃，因為多標準的調度優化方式造成調度機構在可再生能源消納、直接交易、系統安全穩定運行三個“雞蛋”上跳舞，負擔越來越重、顧此失彼；另一方面是對電價敏感的高耗能企業已經基本入場交易，地方政府進一步大幅擴大交易規模的原生動力減弱。

 

“兩極分化”的售電公司

 

2018年，在近半數已注冊售電公司未參加直接交易的基礎上，出現了成批量第三方售電公司退出市場交易；與此同時，發售一體化的售電公司快速成長，絕大部分發電企業（公司）注冊了一家以上的售電公司，并且基本上都參與了直接交易，“售電公司們”出現了明顯的“兩級分化”。當然，這種趨勢是正常的現象，一方面任何行業的市場化一定是有進有出，淘汰是競爭的必然結果，沒有什么企業是穩賺不虧的，有關部門對退出（售電公司）“熟視無睹”（有形之手不亂動）可以有效規避作為市場化標志的售電公司，遇到困難不找“市場”找“市長”的怪現象，是培育市場主體的必由之路。另一方面部分獨立售電公司的退出與我國的售電業務改革尚未跨越門檻（電力現貨市場背景下的售電業務）有很大關系。電力市場化國家的售電放開基本上指在現貨市場模式下的放開。目前我國電力現貨市場試點尚未完全落地，個別地區仍將市場化等同于降價，在這種大環境下，售電公司出現任何問題都不讓人吃驚。具體說來，在沒有現貨市場的情況下，各地獨立售電公司開展的“售電業務”采用的就是“吃價差”的盈利模式，與發電企業營銷人員在原直購電（優惠電）模式下開展的工作沒有大的區別，甚至與計劃體制下發電企業的營銷工作沒有區別。因此，經過三年嘗試后，獨立售電公司飽受詬病，被很多方面認為是沒有創造價值的“皮包公司”。

 

“負重前行”的輸配電價改革

 

2018年，全國范圍內輸配電價第一個監管周期的核定工作基本完成，輸配電價水平持續降低。華北、華東、華中、東北、西北區域電網2018~2019年輸電價格核定工作完成，規定了華北、華東、華中、東北、西北區域電網首個監管周期兩部制輸電價格水平。繼三年來降低一般發電企業電價后，國家發改委調低寧東直流等專項工程2018~2019年輸電價格；國家發改委印發《關于核定部分跨省跨區專項工程輸電價格有關問題的通知》，調整調低靈寶直流等21個跨省跨區專項工程輸電價格，用以繼續降低用能成本，并就降低價格形成差額資金的分配，在送受兩端及電網之間的分配比例進行了明確。各地積極落實國家降低一般工商業電價要求，各省經過努力基本完成一般工商業電價降低10%的目標。從年度來看，輸配電價改革動靜很小，但是整體性很強，步伐堅定，目標明確，在多變的宏觀經濟背景下，負重前行。

 

“懸空居多”的增量配網試點

 

2018年，增量配網試點范圍繼續擴大，已批復項目進展低于預期。第三批增量配網試點名單發布后，全國增量配網試點已達320個，基本實現全國地級市全覆蓋，如果這320個項目能夠落地，短時間之內就會與同區域原有配電企業形成同質競爭，有效提高全國配電服務水平、降低配電業務成本。增量配網試點本質上屬于電力投資體制改革，雖然2018年供區劃分取得一定突破，但是對于增量配網試點必需的“輸、配電業務分開核價”沒有提上議事日程，加之增量配網試點項目直接沖擊電網企業傳統業務領域，與傳統電網企業關系處于“磨合期”，現存各項規章制度都無操作性的規定，造成試點項目落地困難。相關部門一方面繼續啟動第四批試點選擇工作，一方面約談進展較慢的地區政府和相關電力企業，建立起與重點試點項目的部委司局直接聯系機制，加大工作力度，希望在重點項目上取得突破、摸索可復制經驗，進而通過“樣板工程”帶動其他試點項目形成“狼群效應”。

 

“平穩股改”的交易機構

 

2018年，國家啟動了交易機構股份制改造工作，新一輪電改前三年南方電網所屬6個交易機構為股份制，國家電網覆蓋范圍僅湖北、重慶、山西交易機構為股份制。相關部門印發《關于推進電力交易機構規范化建設的通知》，推進電力交易機構股份制改造。要求國家電網公司、南方電網公司和各省（區、市）按照多元制衡的原則，對北京電力交易中心、廣州電力交易中心和各省（區、市）電力交易中心進行股份制改造，非電網企業資本股比應不低于20%，鼓勵按照非電網企業資本占股50%左右完善股權結構。據了解，大部分電網全資交易機構擬按照出讓30%股份的標準，進行股份制改造。總體上講，我國的交易機構獨立運營工作是走在市場交易發展前頭的。從一般規律來說，交易機構的獨立程度與市場發育息息相關，國外交易機構一般指組織電力現貨交易的機構。這是由于集中式市場中的中長期交易帶有金融屬性，通常在金融交易機構進行，分散式市場中的中長期交易由于其實物合同屬性多由雙邊交易完成，其余金融性質的中長期交易仍由金融交易機構組織進行。因此，未來交易機構如何定義（什么是交易機構），如何獨立運營，可能還需要根據電力現貨市場建設的進展統籌予以考慮，如果分離出來不是真正的交易機構，可能會出現交易機構改革的“無用功”。

 

“星星之火”的電力現貨試點

 

2018年，醞釀已達兩年之久電力現貨市場建設試點開始呈現“星星之火”的勢頭，自8月31日南方（以廣東起步）電力現貨市場試點印發規則體系征求意見以來，我國電力市場建設終于在市場規律和電力特性結合上露出曙光。廣東進入模擬試運行階段，緊隨其后山西、甘肅也于年底完成了電力現貨市場建設試點初步方案的制定工作。雖然南方（以廣東起步）電力現貨市場啟動模擬試運行、山西和甘肅完成初步方案制定，但是電力現貨市場概念界定、市場模式選擇、調度與交易職責分工、外來電與本地協調等問題在試點過程中爭議較大，電力現貨市場與傳統計劃調度機制（有形之手）還在博弈過程之中。為此，國家發改委、國家能源局印發《關于健全完善電力現貨市場建設試點工作機制的通知》，國家部委建立起與試點省份對口聯系工作機制，加快試點建設工作進程。

 

 

2018年，繼可再生能源從三年前“貴族化的光榮孤立”（不參加市場交易）到“平民化的眾生平等”（參與市場交易）后，可再生能源的投資機制出現了大幅的改革，陸上風電項目采用競價招標業主，光伏上網補貼大幅下降，鼓勵光伏、風電平價上網。從目前的發展方向看，可再生能源要成為主力能源或者達到高比例穿透率有兩大門檻要邁過，一是要自己提供系統運行所需的輔助服務，這在歐洲現貨市場環境下已經開始了探索；二是在上一條背景下，要實現可再生能源上網現貨價格低于傳統能源。只有做到這兩點可再生能源的轉型才能依靠市場機制，才有真正的生命力。說老實話，靠拿財政補貼的項目“腰桿兒”要是還很硬氣，顯然是自尊心不夠的表現。當然，做到第二點有一些困難，如何判斷可再生能源一定會比考慮了環保成本的傳統能源便宜，是一個見仁見智的難題，急需要有個機制來量化確定環保成本。2018年，這個機制已經基本具備出臺條件，可再生能源強制配額制度開展了第二次、第三次征求意見工作，擬由電力用戶和售電公司共同承擔強制配額，企業擁有的綠證可在一定次數內允許轉讓交易，意圖將可再生能源補貼直接走到用戶側，降低新增可再生能源的財政補貼壓力。

 

 

轉段年新電改的工作方式也產生了很大變化，預示著第二階段的工作方式將有兩大特點：

 

一是從全面推動“大兵團立體作戰”到核心方向的“主力裝甲集群重點突破”。新電改第一階段基本感受是“轟轟烈烈的水銀瀉地”，主要工作方法是各個任務齊頭并進，發動方方面面的力量撬動“大船掉頭”，感性因素占比遠遠較高。然而，到了第一階段末期，行業內發現最容易做的發用電計劃放開和售電業務放開，似乎受到了某種“天花板”的限制，甚至有聲音說電力在計劃放開和售電業務放開方面并不應該做到完全市場化。實質上，發用電計劃放開和售電業務放開要以電力現貨市場建設為基石，直接交易更多表現的是電力的一般商品屬性，易做卻是“量變”，而現貨市場是將電力實時平衡的物理特性與一般商品屬性相結合的唯一環節，電力的物理運行規律是系統性的，其經濟機制必然反映出系統性特點，難做卻是“質變”。電力現貨市場對于發用電計劃徹底放開的意義自不必贅言。另外，真正的售電業務是在電力現貨市場運行后，一方面由于電力現貨價格波動（日內和日間）較為劇烈，代用戶承擔風險成為售電公司重要的業務內容，另一方面售電公司將歸集中小用戶用電需求，在批發市場里對時序電價作出反應，起到響應系統需要的作用。有了現貨市場，售電公司將擺脫目前掙價差的粗放模式，真正從事售電業務，通過自身的專業化經營擺脫“皮包公司”印象。時序電價和位置信號，將有力的促進售電公司開展以電價為觸發信號的增值服務，改變增值服務停留在“口頭”的尷尬局面。應該講新一輪電改的推動者審時度勢，及時地在2018年下半年，把工作重點轉移到電力現貨市場上來，雖然沒有明說通過電力現貨市場建設帶動更大幅計劃放開，同時培育售電主體，但是實際的工作重心已經圍繞電力現貨市場進行。無論是正在緊鑼密鼓醞釀的電力現貨市場建設試點指導意見，還是摸底推動電力現貨試點擴圍，無不證明了這一點。以電力現貨市場建設為核心，很可能貫穿整個新一輪電改的第二階段。

 

二是從“中央舉旗、地方跟進”到部委司局“一竿子”插到底。新電改第一階段，主要是“部委為帥、省為先鋒，北京指方向，地方辦事情”，具體操辦電改工作的主要是地方政府有關部門，其在第一階段擁有近乎絕對的自主權。這樣做的好處是有利于發揮地方政府的積極性，調動最了解地方具體情況的積極力量，但是經過三年的地方“自由發揮”，弊病也逐漸顯現。一是容易“撿軟柿子捏”，好做、好弄、阻力小的弄了半程，啃硬骨頭、重新分奶酪的工作，很多地方還沒有真正起步；二是部分改革內容跑偏、錯位的風險加大，例如中發9號文反復強調建立機制，而在大部分地區卻把市場機制理解成了單邊降低電價，近年燃料價格猛漲，部分地區供應出現時段偏緊，卻出現了電價不升反降的反市場怪像。特別是近來，降低電價的思維方式，演變成了“電力現貨市場應該成為降電價新手段”的怪異觀點，電力現貨市場是現代電力市場體系的核心，是新一輪電改的王冠，不容一絲一毫的松懈和偏離；三是部分地區隨著改革的深化，遇到的問題，已經觸及了部委權限范圍，是地方政府有關部門束手無策的。新電改的牽頭部門及時調整工作方式，讓最接近改革要求，最了解改革初心的部委司局與地方政府第一責任部門結對子、強互動，甚至“掛印”（牽頭）具體項目，確保新電改第二階段工作方向不變、顏色不改。

 

回望過去的轉段之年，展望新電改的第二階段，依然任重道遠、前路崎嶇，仍有諸多的任務需要完成：

 

 

 

我們要建設的電力現貨市場，是具備良好價格發現功能的電力現貨市場，不需要發現重重計劃手段干預下的“扭曲價格”。承認統一利益各方意見、形成共識是艱難的，各地的方案作出妥協也是可以理解的。但是，始終要保證市場設計方案要以市場元素為主導，確保市場設計方案的計劃妥協內容，既不是市場交易的關鍵內容，數量上又不能占市場設計方案內容的主流，并且要明確市場到何種地步，妥協內容如何減少，達到什么條件，妥協內容應當退出市場方案。因為，一旦市場方案設計中的計劃調度元素占了大頭或者關鍵內容向計劃調度機制做了妥協，就形成了通過對電力現貨市場管理模式的模仿改良計劃調度機制的模式，雖然在短期內可以迅速見效（例如有競價這個現貨之“形”），但是很大可能是計劃調度機制改良代替了電力現貨機制改革（無現貨發現價格之“神”），使電力市場建設的后發優勢成了后發劣勢，給電力市場機制長期的發展留下許多隱患，甚至導致更長期的停滯、停擺。

 

 

 

在推動各省放開發用電計劃的時候，有一塊被人忽視的發用電計劃——國家指令性計劃和政府間協議，這部分電量占全社會用電量近八分之一，主要為西電東送電量，至今基本沒有參加市場化交易，仍維持了計劃時代電網企業“統購統銷”的格局，也阻礙了電網企業向“快遞”公司轉型的速度。對于這部分電量的處理，有兩種意見，一是部分觀點認為這部分電量主要為實現國家戰略，西電東送是基本國策，并且通道已經建設完成，應當長期維持計劃，最多按照受端煤電標桿價倒推上網電價；另一種觀點則認為“言必祖制”是教條主義在作祟，市場化改革更應該倡導市場化的西電東送，尤其是兩端的現貨價差，能夠更好地引導下一步規劃。對于后一種觀點，有部分觀點堅決反對稱，西電東送多為可再生能源，從調整能源結構的角度，屬于政治意義大于經濟意義。這種觀點源于環保成本在市場中通過價格體現一直缺乏好辦法。即將出臺的配額制將很好的解決這個問題，配額制承擔主體為售電公司，而批發市場上的售電公司以發電企業背景占絕對優勢，因此在東部受電地區配額最終會成為當地常規機組的“碳稅或碳成本”，如果計及配額成本，火電價格仍然低于西部的清潔能源，則可以認為該部分清潔能源輸送已經無經濟效率。這種量化的方式，將避免籠統地談“正確”，而能使轉型變得更加經濟高效。同時，對解決發電計劃放開的“燈下黑”問題將起到關鍵作用，即建立真正的“西電東送”市場化機制，時機已經成熟。

 

 

推動輸配電價核定持續深化

 

新一輪電改前三年整體性開展工作最好的就是輸配電價改革試點，三年結束后并非像部分人士所稱輸配電價改革完成，除了交叉補貼需要解決外，實際上還有兩項工作亟待開展。一是輸、配業務分開核價，輸電網由于多是環網，按照基爾霍夫定律環網屬于并聯組件，對于接入的電氣設備均要整體使用，而配網多為饋網容易分清受益者，按照“誰受益，誰承擔”的原則，環網（輸電網）應使用“一票制”輸電價格，饋網（配電網）則應由“受益者”承擔配電價格；二是電廠和大型用戶的接入價與共用網絡價格分別核定，目前我國的輸配電價沒有區分接入價和共用網絡價格，電廠（大型用戶）接入共用網絡的距離無論長短，承擔的輸配電價僅僅按照電價等級有所區別，這樣產生了不同接入距離電廠（大型用戶）之間的交叉補貼（位置信號受到“閹割”）。 讓規劃者頭疼的是這種交叉補貼容易產生電力資源的錯配，例如，難以判斷到底應該建設坑口電源還是負荷中心電源，因為接入費交叉補貼很可能掩蓋了兩者接入成本的絕大差距。

 

2018年的新電改，有亮點、有轉變、有重擔，2018年不僅僅是新電改的轉段年，更是改革開放四十周年。改革的路從來不是平坦的，曲折和荊棘注定與先行者為伴。我們只能堅定建設現代電力市場的前進方向，守好市場化的初心，不為暫時的功利蒙住眼睛。第二階段新電改的操刀者們需要不斷地與實踐進行良性互動，不斷去除計劃因素的影響，為實現我國電力工業的可持續發展而奮斗。貴有恒，功在不舍，愿用習總書記的教導共勉：現在改革是啃硬骨頭、攻堅克難、動奶酪！

 

愿奮斗不辜負時代，磨礪能夠成就歲月。

 

版權聲明

 

本文刊載于《中國電力企業管理》2019年01期，作者系本刊特約撰稿人。