五年之功：電改持續走向縱深

　　截至今年3月份，新一輪電力體制改革已整整走過五年時間。要總結改革的進程、分析改革的成效，就需要正視改革任務的復雜性和艱巨性。

　　電力體制改革是對電力行業生產力和生產關系的一次深刻調整，是一項系統性工程，它牽動著電力系統發、輸、配、售、用各個環節，也需要政府、企業、有關院校、研究機構和社會團體等方方面面的共同參與。因此，電力體制改革絕非一時、一域之功，更不可能一蹴而就。

　　回首這五年，我們會發現，其實電改主要做了這么一件事，就是轉換電力系統的運轉方式，讓整個行業換一種“活法”，變電力行業發、輸、配、售、用的單向鏈條式結構，為以電網為基本管網通道，發電、電網、售電、用戶和新興業態之間能夠直接互動的多向網狀結構。具體說來，就是由計劃運行體制轉變為市場運行體制，變統購統銷為多買多賣，相信大家對這些說法已經聽得夠多了。那么我們不妨再直白點說，這五年主要干的事情就是，在更多環節培育更多的市場主體，確定輸配電價和電價形成機制，建立交易機構，出臺交易規則，維持交易秩序，然后再把所有市場主體拉到一起做生意的一個過程。

　　由于發電側和用電側的市場主體是天然存在的，所以，在此輪電改中，新培育的市場主體主要產生在配電側和售電側，目前全國已注冊有三四千家售電主體，部分主體早已入市，正在探索長期穩定的贏利之路;配電側先后開展了4批試點，有些增量配電企業已經投入運行。全國組建了35家電力交易機構，有關部門已經給出推進交易機構獨立規范運行的時間表。全國和各省區市都已經出臺電力中長期交易規則，8個電力現貨建設試點也已經分別出臺現貨交易規則及與之相適應的中長期交易規則，并步入結算試運行階段。在輸配電價改革方面，已經對省級電網輸配電價定價辦法和區域電網輸電價格定價辦法完成修訂，出臺正式版定價辦法。此外，發用電計劃持續放開，繼2018年放開煤炭、鋼鐵、有色、建材4個行業電力用戶發用電計劃之后，國家發展改革委在2019年6月發布的《關于全面放開經營性電力用戶發用電計劃的通知》要求，經營性電力用戶的發用電計劃原則上全部放開。在電改系列措施的共同作用下，我國電力市場化交易規模逐年擴大，到2019年，全國電力市場僅中長期直接交易電量已達到21771.4億千瓦時，占全社會用電量比重已達到30.1%。

　　總體而言，新一輪電改走向持續縱深階段。下面，我們就從幾個具體方面梳理一下五年來的電改情況。

　　輸配電價改革

　　在新一輪電改推進過程中，輸配電價改革發揮著舉足輕重的作用，自2014年深圳率先在全國開展試點以來，輸配電價改革就一直是本輪電改的排頭兵。

　　2月5日，國家發展改革委在其官方網站連續發布兩份通知，同時向全社會印發了《省級電網輸配電價定價辦法》和《區域電網輸電價格定價辦法》兩份規范性文件，以持續深化電價改革，進一步提升輸配電價核定的規范性、合理性。

　　在電改各分項改革普遍仍處于試點階段的背景下，上述兩份輸配電價格定價辦法已經由試行版本修訂成為正式版本;與之相對應，2019年5月印發的《輸配電定價成本監審辦法(試行)》也完成了修訂，出臺了正式版本。

　　新印發的《省級電網輸配電價定價辦法》和《區域電網輸電價格定價辦法》，與之前版本相比，在電價核定原則、準許收入和電價計算方法以及電價調整等方面，均進一步提升了規范性、合理性。

　　至此，輸配電價改革進入第二個成本監審周期，也進入了一個新的階段。對此，有業內人士認為，輸配電屬于政府管制環節，在未來改革過程中，輸配電價也是為數不多的由政府定價的商品價格門類之一，而隨著輸配電投資、建設、運營過程更加公開透明，以及政府對輸配電成本監審手段的不斷完善，加之我國在計劃經濟時代積累了豐富的政府定價經驗，相信未來的輸配電定價機制將會更加規范合理。而令業界憂慮的是，輸配電價在市場化交易中能否切實得到采用的問題。

　　推進電力交易機構相對獨立

　　電力交易機構是電力交易(主要是中長期交易)的場所(交易平臺)，組建電力交易機構是電力市場建設的一個重要環節，是開展電力市場化交易的重要依托。因此，推進電力交易機構獨立規范運行之于電力市場化改革的作用不言而喻。

　　2月24日，國家發展改革委和國家能源局聯合印發《關于推進電力交易機構獨立規范運行的實施意見的通知》，讓沉寂許久的“建立相對獨立的電力交易機構”改革再次進入人們的視野。

　　至2017年12月25日海南電力交易中心建立為止，全國共建成35個電力交易中心，實現了省級供電區域的全覆蓋。然而，彼時只有廣州、山西、湖北、重慶、廣東、廣西、云南、貴州、海南9個電力交易中心為股份制公司，其他26個電力交易中心仍然為電網企業的全資子公司。時間來到2019年底與2020年初，包括北京電力交易中心在內，國網供區的電力交易機構有7家先后進行了股份制改造。至此，全國包括內蒙古電力交易中心在內還有19家省級電力交易機構沒有進行股份制改造，也就是說，很多交易機構并沒有實現“相對獨立”，如此一來也就很難做到規范運行。

　　對電力交易中心實施股份制改造，是中發9號文“三放開、一獨立、三加強”總體思路中“一獨立”的改革任務。那么這個“獨立”到底要獨立到什么程度呢?2018年9月，國家發展改革委和國家能源局聯合印發的《關于推進電力交易機構規范化建設的通知》要求，“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”。而此番兩部門對這個“獨立”的程度又提出了更高的要求——《關于推進電力交易機構獨立規范運行的實施意見》明確，“2020年上半年，北京、廣州2家區域性交易機構和省(自治區、直轄市)交易機構中電網企業持股比例全部降至80%以下，2020年底前電網企業持股比例降至50%以下。”可見，推進電力交易機構獨立規范運行的動作正在變得越來越迫切。

　　售電側改革

　　非電網企業售電主體的出現，是本輪電力市場化改革“有序向社會資本放開配售電業務”直接產生的結果之一，是本輪電改的重點任務之一。

　　2019年，我國全社會用電量達到72255億千瓦時，比上年增長4.5%，據此推算，全國售電量和市場化銷售電量會有一個更大幅度的提升。人所共知，本輪電改之初，業界就對我國售電市場有著萬億電量級別、千百億利潤級別的預期，而隨著發用電計劃的不斷放開，這個預期將會更加清晰地照進現實。是以，之后在短短不到3年的時間內，全國在交易機構注冊的售電公司就增加到3000多家，社會資本渴望分售電市場一杯羹的熱情令人咋舌。

　　但在這火熱的背后，有相當一部分售電主體單純受短期利益驅使，并沒有做好長期入市的準備，終究擺脫不了“被拍在沙灘上”的命運。經歷了短暫的“黃金期”后，隨著用戶側對市場了解加深、發電側讓利的收窄，售電側的利潤明顯受到擠壓，比如，2018年廣東電力市場共有30家售電公司收益為負，整體虧損面為20.3%。

　　在全國范圍內，情況也是大同小異，有相當一部分售電公司選擇了退市，售電市場也從開始的頭腦發熱逐漸回歸了理性。

　　電力作為一種特殊商品，其發輸配售用的即時性以及同質化特性，決定了售電和售普通商品存在巨大區別，獨立售電商并不具備普通商品銷售商那種集物流、渠道、倉儲、歸集、展示、銷售于一身的特性，因此，售電商賺取商品差價的邏輯依據遠不如普通商品銷售商來的那么有底氣，尤其是在發電企業也可以和用戶直接交易的情況下。如此看來，售電企業僅剩下偏差管理這一個贏利抓手，而僅靠這一個抓手所能獲得的銷售價差注定十分微薄，自身生存恐怕都難以為繼。

　　因此，選擇留下來的企業也需要冷靜思考售電路在何方了。作為立足廣東的一家售電企業——九州能源有限公司董事長張傳名認為，售電企業未來必須在“售電+”上做文章，充分利用客戶的資源、設備以及金融手段，發現新的贏利點，“當然這一切還有待深入探索和論證，目前還沒有哪一家企業敢說自己探索出了真正的贏利模式。”而九州能源當前正在開展的業務包括四大塊：一是市場化購售電服務，二是能源互聯網服務(研發云平臺)，三是能源投資服務(主要是投資充電站和光伏電站)，四是“EPC+F”服務。在張傳名看來，前兩塊業務才是售電公司應有的贏利模式，后兩塊不過是“茍且”的手段，然而，短期來看，“應有”的模式“贏利前景渺茫”，而“茍且”的手段尚可以聊以“生存”。

　　無論如何，選擇堅強的售電企業還是頑強地生存了下來，把近期經常用在抗“疫”戰線上的一句話送給售電行業，那就是“沒有一個冬天不會過去，沒有一個春天不會到來”。

　　增量配電業務改革

　　在“中發九號文”及其配套文件中，增量配電業務改革被放置在“配售電改革”的大范疇中，并未被單列，直到國家發展改革委和國家能源局關于印發《售電公司準入與退出管理辦法》和《有序放開配電網業務管理辦法》的通知出現，才暴露出售電側改革和配電側改革若合若離的關系，前一份管理辦法還將兩項改革放在一起，而后一份管理辦法則很明顯地將配電側改革單獨“放飛”了。

　　其實，二者合有合的邏輯，分有分的理由，“合”是因為，售電側改革和配電側改革都是產生新興市場主體的改革門類，一個產生的是售電企業，一個產生的是增量配電企業，將二者的準入與退出等內容放在一起，顯得比較完整;而“分”是因為，除了增量配電主體天然屬于售電主體之外，這兩個分項改革在推進過程中，并沒有必然的同步性和關聯性。

　　增量配電業務改革的意義在于，能夠提升地方政府在配電網建設運營方面的主導作用，有利于擴大配電網投資、提高配電網的運營效率和服務水平，并降低配電網運營成本和用戶用電成本，同時還能為適合我國國情的輸配體制研究提供實踐經驗。

　　配電側改革正式開始于2016年11月兩部門發布《關于規范開展增量配電業務改革試點的通知》，而最近與增量配電業務改革有關的動作則是第五批增量配電業務改革試點申報工作啟動。截至目前，兩部門已經分4批在全國范圍內批復了404個增量配電業務改革試點項目。

　　然而，增量配電業務改革畢竟是一個新生事物，此項改革所催生的增量配電項目及增量配電主體在面世之初就要遇到許多阻礙，因為這其中畢竟牽扯到新舊主體之間的利益切割問題，其中包括配電區域劃分協議書(意見)獲取難度較大、試點范圍內已有資產難以處置、接入公共電網存在阻礙等問題;另外，增量配電項目和市場主體本身也存在一定的問題，比如，部分非電網企業存量配電項目審批手續不齊全，以及新增配電企業實力參差不齊、部分企業對改革認識不全面等問題也是存在的;此外，增量配電價格核定及計算標準也暫不明確。上述問題的存在導致試點項目進展緩慢，甚至在部分項目中業主確定都成了問題。由于部分試點項目存在這樣那樣的問題，2019年9月國家發展改革委辦公廳、國家能源局綜合司聯合發布通知，宣布取消了24個增量配電業務改革試點項目，也因如此，目前全國已經發布的增量配電業務改革試點項目總數減為380個。

　　不過，改革本身就是一個見招拆招的過程，針對配電區域劃分和存量資產處置問題，國家發展改革委、國家能源局制定了《增量配電業務配電區域劃分實施辦法(試行)》;針對部分非電網企業存量配電項目審批手續不齊全問題，國家能源局綜合司于2018年7月印發《關于簡化優化許可條件、加快推進增量配電項目電力業務許可工作的通知》;對于接入公共電網存在阻礙，配電網規劃編制公平性有待提高等問題，國家發展改革委于2019年8月就修訂《供電監管辦法》開始征求意見;針對試點項目進展緩慢、新增配電企業實力參差不齊、部分企業對改革認識不全面等問題，有關部門更是先后祭出了現場督導調研、面對面約談、文件通報、點對點直接聯系、要求地方部門定期上報等措施和手段。

　　國家能源局有關人士曾經介紹，現階段的配電業務改革只是處在項目規劃的階段，相信到實際運營階段還會有新的問題出現，后期還會有配套的制度安排。

　　電力現貨市場建設試點

　　自2017年8月啟動試點以來，我國電力現貨市場建設工作已經開展了兩年半的時間，最初確定的8個試點均已經啟動了模擬試運行，并且普遍開展了連續結算試運行。這標志著我國電力現貨市場建設邁出了關鍵一步，也為我國早日正式開啟現貨市場交易打下了堅實基礎。

　　2019年11月召開的全國電力現貨市場建設推進會認為，各試點在結算試運行期間，市場運行總體平穩有序，市場主體申報積極主動，市場出清價格基本合理，技術支持系統運行正常，電網運行安全可控，市場方案及規則設計驗證有效，總體情況符合預期目標。

　　作為電力市場的重要組成部分，業內甚至不惜用“無現貨不市場”來標示現貨市場之于電力市場建設的重要地位。可以這么說，建設電力現貨市場體現的是電力市場化改革的總成，要建成電力現貨市場，就必須對傳統的電力生產關系進行一次徹底重構。這個所謂的重構就體現在新一輪電力體制改革的方方面面。

　　在新一輪電力體制改革進程中，配售電業務以及發用電計劃的放開、市場主體的培育、定價機制的形成、相對獨立交易機構的組建、交易規則的編制、交易技術支持系統的設計、信息披露機制的建立、市場監管能力建設等等，這一系列分項改革任務推進得順暢與否、成功與否，無不左右著現貨市場建設的成效。

　　除此之外，電力現貨市場建設本身也存在著一系列亟待解決的問題，這些問題如果得不到妥善解決，也會阻礙這一分項改革任務的順利推進。2019年11月召開的全國電力現貨市場建設推進會還指出，在各試點開展結算試運行的過程中，暴露出在市場規則體系、市場力、不平衡資金、信息披露等方面存在的問題，需要分步驟、有重點地解決。例如，南方(以廣東起步)電力現貨市場建設試點還需要進一步研究討論價格機制、中長期與現貨銜接機制、電源側成本補貼機制、合同轉換以及偏差考核等關鍵機制的問題，以進一步完善推進2020年的結算試運行工作，深入檢驗市場長期結算條件，為正式結算做好準備。總體來看，未來的電力現貨市場建設還有很長的路要走。

　　而從上個月剛剛印發的《關于推進電力交易機構獨立規范運行的實施意見》提出，“2020年底前，區域性交易機構和省(自治區、直轄市)交易機構的股權結構進一步優化、交易規則有效銜接，與調度機構職能劃分清晰、業務配合有序;2022年底前，各地結合實際情況進一步規范完善市場框架、交易規則、交易品種等，京津冀、長三角、珠三角等地區的交易機構相互融合，適應區域經濟一體化要求的電力市場初步形成;2025年底前，基本建成主體規范、功能完備、品種齊全、高效協同、全國統一的電力交易組織體系。”其中的“交易規則有效銜接”“適應區域經濟一體化要求的電力市場初步形成”及“基本建成主體規范、功能完備、品種齊全、高效協同、全國統一的電力交易組織體系”等幾項具體要求，無不涉及到電力市場建設，盡管指向目標是各電力交易機構，主要涉及的是中長期電力市場，但我們知道，現貨市場是需要和中長期市場配合運行的，因此，上述目標要求也對各電力現貨市場建設試點推進提出了新的更高的要求。