新电改已至“三年级”，未来“升学”还有何硬骨头

2018-03-16 14:02:18 南方能源观察　点击量：评论 (0)

谷峰2015年3月15日，中发9号文的印发启动了新一轮的电力体制改革，至此新一轮电改就三年级了。新一轮电改蹒跚起步，客观上取得了很大进展，...

谷峰

2015年3月15日，中发9号文的印发启动了新一轮的电力体制改革，至此新一轮电改就“三年级”了。新一轮电改蹒跚起步，客观上取得了很大进展，实践过程充分暴露了问题。改革永远在路上，三年时间仅仅是新一轮电改的序篇，是第一阶段。站在承上启下的时刻，有必要总结新一轮电改取得成绩，分析负重前行的原因，展望进一步推动新一轮电改下阶段的工作安排。

1新一轮电改取得的成绩

中发9号文内容非常丰富，从规划到价格，从运行到市场化均有纲领性的描述，业界把新一轮电改的要求具体化为“三放开、一独立、三加强”，新一轮电改的组织工作由各地政府按照行政管辖权先行先试，国家部委予以指导协调，在社会各界的关注下，经过努力取得了很大的成绩。

一是电力是商品的观念深入人心。电力在我国一直扮演着经济调控手段、民生保障品、公共事业等多重角色。新一轮电改开始以来，首先，社会各界普遍理解了电力虽然有特殊的物理属性，但是可以和一般商品一样交易，可以选择供货商和服务商，核定电价并不能保证准确反映电力的成本和价值，电力作为商品价格可以谈判，燃料价格的涨跌将带来电价的变动；其次，社会各界认识到由于电力即时平衡和不能大规模经济存储的物理特性，电力现货市场是电力市场建设的核心，电力中长期交易是市场主体平抑现货价格波动风险或锁定收益的重要手段，这一认识也直接推动了电力市场现货试点工作在部分地区开始筹备；最后，社会各界特别是电力用户认识到“电力部门”本质是电力生产、输送、分配、销售的企业，而非政府组成部门，用户才是真正的甲方和衣食父母，按照商业习惯属于“上帝”，社会各界还了解到发电企业和电网企业不是隶属同一个企业，发电企业还分很多投资主体。剥去了电力神秘的面纱之后，社会各界特别是电力的消费者们，主体意识开始觉醒，逐步开始追求自己应得的合法权益，这成为新一轮电改持续推动电力交易市场化的根本性动力，也是本轮电改区别于之前历次改革的显著特征之一。针对电力的商品属性，市场主体普遍达成共识：包括电力投资、运行、定价在内的电力市场化，是我国电力工业发展的必然方向，解决了改革深化的方向性问题。

二是电力市场化人才快速成长。新一轮电改开始前，持续关注国际电力市场建设经验，持续进行电力经济理论研究的专家学者屈指可数。新一轮电改开始后，针对现代电力市场体系、电力投资体制、电力监管机制的研究成果层出不穷，海外专家回国创业或从业数量大大增加，大量的国内从业人员开始面向市场化寻求本职工作中遇到问题的答案。各种涉及电力市场化交易、售电业务、增量配网投资的论坛培训层出不穷。经过三年的培养沉淀，电力市场领域的“明白人”越来越多，为改革的进一步深化提供了一定的人才储备，准备了人才基础条件。市场化的头脑风暴，必将持续推动电力市场建设。

三是电力的圈子里多了一些新面孔。售电业务放开和增量配网投资主体多元化开始落地，为几十年不变的电力分配、销售圈子带来了很多熟悉的“陌生人”。目前，全国在交易机构公示的售电公司已达3000余家，除了发电企业、电力用户、传统电网企业背景的售电公司外，以传统涉电涉能（源）行业企业为母体的售电公司也已大量出现，部分售电公司还由一些“跨界”的投资主体设立。电网、发电厂、用户为背景的售电公司大多已经开展竞争性的直接交易业务，其他售电公司开展业务的占比较低。售电公司的进入，活跃了直接交易，带动了各种营销方式的出现。截止目前，国家已经批准了两批增量配网项目试点。按照国家的计划，今年上半年要全国各地市全覆盖，中国的配电网项目投资第一次向社会主体开放。配售电业务引进的这些新主体，带有明显的“负熵”特点，没有电力系统的固有思维和历史负担，拒绝接受一些“潜在的排序和规则”，要求对等的经济地位和公平合理的商业秩序，成为了电力交易市场化过程中要求打破计划运行和管理体制最为坚决的一个群体。如同古诗所说的“问渠那得清如许，唯有源头活水来”，新主体为电力行业的持续健康发展带来新鲜血液。新主体加入电力圈，为电力行业带来的新的思维方式，成为新一轮电改持续深化的新动力。

四是部分公权力开始由新机构采用市场化方式执行。电力系统运行权与发电计划制定权均属于公权力。所谓的发电计划制定权，是指由于电力系统运行需要，要求电力电量平衡按照年、月、周、日进行提前安排的职责。在计划体制下，发电计划制定权表现为发电计划由政府和调度机构分配形成，年以下的发电计划制定权长期由电网企业代行；市场化方式下，发电计划特别是日以上的发电计划，由发用双方按照交易关系形成，也就是通常所说的电力中长期交易。新一轮电改要求组建相对独立交易机构，作为交易平台，由发用双方通过中长期电力交易形成日以上的发电计划，电网企业代行的“部分发电计划制定权”逐步向交易平台转移。在过去的三年里，我国出现了第一个电网企业相对控股的交易中心、第一个收取交易费为运营发展费用的交易中心。虽然全国范围内到底需要多少交易中心尚无定论，各交易中心独立程度的争议很大，但是可以确定的是这些交易机构将成为未来中国现代电力市场体系运营机构的萌芽，为电力市场化运营机构进行了组织准备。

五是传统政府电力计划部门职能开始转变。传统电力计划制度分为规划、核价、计划分配三大制度。规划管理可以保证整个系统的冗余度，确保一定时间内系统可用电源容量的充裕，其有效发挥作用的前提条件，是负荷预测的高准确性以及经济结构（增长方式）不发生大的改变；价格核定可以保证规划内的电源项目获得稳定的回报，在寿命周期内回收投资和收益，并给电源投资带来稳定的回报预期，有助于鼓励电源投资，其有效发挥作用受到测算利用小时和实际利用小时数偏离的挑战，一旦实际利用小时低于预计利用小时，则会大大影响价格管理手段有效性；计划分配有助于公平的将规划、价格核定的目标落实，是以上两个管制职能落地的手段和保障制度，这三大制度就是我国电力工业在过去十年跨越式发展的制度保障。新一轮电改开始后，各级政府执行这三大制度的部门，在认识到我国经济发展进入了转换发展动能的新阶段后，都在不同程度进行“职能退坡”，规划部门加快放权，尽力缩小核准的范围；价格部门对“放开的两头”不再核价，对于以往“拍板”方式协调的主体间价格矛盾，改为“提供平台、双方协商”，对于需要管住的“中间”（电网环节），核定了省级电网输配电价和区域输电价；计划分配部门在三年里，已经在全国范围内平均放开发电计划达到四分之一左右。电力计划部门对于市场化方向要求其从计划方式过渡为市场监管形成共识，自不自愿的都在寻找未来市场体系下自身职能的定位，这种共识与寻找实际上很大程度减少了新一轮电改的管理职能障碍。

六是传统电力企业主动或被动地开始转型。新一轮电改，首当其冲承受利益调整的是发电企业，发电企业逐步习惯了由跑政府要计划，改为“政府计划+跑用户”的生存模式，燃料管理、生产管理的效率都得到进一步提高，售电业务、增量配网业务、综合能源服务都成为发电转型的努力方向，发电企业交流这三项业务成为“时尚”。作为电力行业“龙头老大”的电网企业，虽然由于“电网物理上天然垄断”的特性，没直接受到市场竞争的冲击，但是在增量配网企业和售电企业以“鲶鱼”方式入场，积极开展“同质竞争”的压力之下，供电服务水平显著提高，表现在供电公司高管联络用户频度加大、报装接电时间缩短、抢修及时性提高，特别是过去停滞不前的用户电网接收工作和发电企业垫资建设的送出工程接收工作明显提速。“市场竞争将带来最好的用户感受”这句话描述的情况，正在逐步出现。

此外，新电改有力的促进了分布式能源、智慧微网、储能技术、多能互补技术的发展。新一轮电改在取得成绩的同时，实践中也遇到了很大的阻力和障碍，各项改革工作并非一帆风顺。

2新一轮电改阶段性困难及原因分析

比尔·盖茨曾经说过：我们通常低估了十年的发展，却高估了一、二年的发展。这句话完全适用于新一轮电改的进展预计，部分地区综合试点方案曾经设想今年进行电力市场建设总结，2019年就开始运行现代电力市场体系。现实表明，新一轮的电改经过三年努力，仍然处于现代电力市场门槛阶段，重分蛋糕的难度远远大于高速发展过程中解决问题，因而存在电改发展不充分、不均衡的问题。总结新一轮电改工作遇到阶段性困难，主要有以下四方面原因：

一是新一轮电改的顶层设计工作需要加强。顶层设计在工程学中的本义是统筹考虑项目各层次和各要素，追根溯源，统揽全局，在最高层次上寻求问题的解决之道。电力系统是人类迄今为止建造的最大一台机器，内部层次众多，要素复杂，系统性非常强，牵一发而动全身，遑论电力作为社会经济的基础从产业，涉及社会经济运行的方方面面，寄希望于局部突破，出现电力市场化改革的“小岗村”是不现实的，由于各个环节的阻力，局部突破必然寸步难行。目前我国电力市场建设规划尚未完成，市场如何布局，未来何地应建设区域市场，何地可以建设省级市场，市场的地理边界极限在何处，这些都应由电力市场建设规划明确回应的问题，尚无权威答案，以往市场建设积累经验得到的有效传承非常有限。地方政府在电改实践过程中妥协不断、变形走样问题与顶层设计工作不完善有很大关系。特别是没有完善的顶层设计，很多问题会得到似是而非的答案。例如，久已被人诟病的“省间壁垒”，涉及送电省和受电省多年的“纠葛”，到底是受电省政府因为保护省内电力工业，还是因为外来电价格过高，到底怎么衡量环保成本，是否清洁能源远程消纳就一定合理，这些都难以从地方政府牵头的的局部市场建设试点得到答案。因此，必须要通过达到一定颗粒度的顶层设计，在全局高度考虑改革的影响，市场模式设计的利弊，合理设置市场范围，才能代价最小的推动改革。

二是新一轮电改各项内容亟需系统性设计。新一轮电改发用电计划放开、输配电价核定、电力市场建设、增量配网放开，售电业务放开等内容，采用的是各项改革工作齐头并进的办法。这种做法确实在初期声势很大，发动了整个行业参与改革。但是，这些改革内容是存在内在逻辑的，换句话说改革工作是具有系统性的。例如，在成熟的电力市场国家，售电业务放开大部分都安排在电力批发市场建成之后，因为电力市场的优化红利主要来自电力批发侧，同时电力批发市场是零售交易的上游，上游不放水，实质上售电公司很难开展零售业务，特别是零售业务的主体又大多被优先购电制度所覆盖，缺乏自由选择权。部分申报售电侧改革专项试点的省份，把主要精力都放在批发侧市场化交易上就是最好的证明。市场建设规律性的东西自然而然的就会发挥作用，综合试点省和售电专项试点省所做工作基本相同就说明了这一点。再如发电计划放开到底能不能够仅用直接交易来承接的问题，从目前各地的情况看，不改变计划调度方式，仅通过电量的直接交易并不能实现发电计划的彻底放开，发电计划放开比例较大地区已经出现了诸如偏差增加，计划调度方式执行交易结果困难，大量交易结果无法通过安全校核等问题。这是由于发电计划分配职能本身就由政府的年度电量平衡计划制定和调度逐日执行的发电计划分配构成，仅放开一部分发电计划分配职能而非进行系统设计，自然难以实现最初目标。又如，输配电价按照什么范围进行核定与电力市场规划息息相关，应当进行电力市场规划后，才能确定按照区域邮票制核定，还是采用其他方式核定，否则已经核定的输配电价伴随市场范围的变化很有可能还要来一次返工。

三是对电力市场本质的定位问题并不足够清晰。电力市场的本质是电力系统的“效率倍增器”，并不是降低电价的“大杀器”。通过电力市场，特别是电力现货市场形成的时序电价和位置信号，不但可以引导负荷移峰填谷，提高设备利用率，还可以提高电力规划的科学性。例如，日内负荷高峰时段电价很高，传递的信号是规划能够尖峰提供支撑的燃机等灵活电源，电网某两分区之间联络线长期阻塞则需要规划输电线路，依据两分区的成交价差能够大致计算出输电线路的收益，这样能够使规划变得更有的放矢，避免“水多加面、面多加水”甚至出现“晒太阳工程”的尴尬局面。当然，市场化带来的激烈竞争也必然促进电力企业提高效率，产生红利。然而，必须说明的是电力市场可能带来电价的下降，但并非是针对全部用户的电价普降，对于间歇用电、用电量较小的用户，电价有所上升的可能更大，因此在发电机组构成不变、燃料成本不发生剧烈变化的情况下，电力市场可能会带来结构性的电价调整。如果改变用能结构，引进成本目前相对较高的清洁能源，则电价上升会具有显然的大概率。从国际经验来看，成熟电力市场基本上没有实现电价大幅下降，甚至部分电力市场还有所上升，部分成熟电力市场覆盖地区电价下降往往是由于页岩气等廉价一次能源出现造成的。但是，我们也应看到成熟的电力市场均创造了更多的就业岗位，如独立的市场运营机构、售电公司（或电力“保姆”公司）等，促进了电储能等新技术发展，实现了可再生能源的高比例消纳。如果把这些因素折成价格计入电力市场价格的评价，那么可以认为经过转换的价格有所降低，但是用户感受的电价没有出现直接降低。目前，部分地区直接交易机制无论电力供需紧张与否、燃料价格如何上涨，都能实现发电企业降价，这种与计划体制下“优惠电”有近似之处的交易机制，设计失误的思想根源，很大程度就是将电力市场作为降低电力用户电价工具的指导思想所造成的。

四是监管能力建设滞后导致“市场监管”出现计划特征加强的趋势。由于我国电力市场建设刚刚起步，全行业都是摸着石头过河，出现了很多“换汤不换药”的所谓“监管”。其实就是原来的计划管制职能换了件“监管”的衣服，甚至通过电改强化原来的计划职能。例如，原来的“管理部门拍板”变成了“监管部门协调”，其实还是那个部门，做的还是那件直接干预经济活动的事。真正市场监管需要与市场建设阶段相适应的投入，其直接目的就是维护市场公平，换句通俗的话讲就是“搭台唱戏”，规则制定好，台子搭起来，市场主体公平竞争，谁在里头“兴风作浪”并且违反规则，监管机构才能出手予以惩戒，至于市场里的问题一切按市场规则解决，任何人或单位并不能直接干预市场规则范围内的经营活动。

综合上述原因，现代电力市场体系建设很可能需要抱有战略定力，按照十年左右的时间跨度进行设计。

3新一轮电改的展望

当然，任何人都不能否认新一轮电改第一阶段取得的成绩，不能苛责推动该项工作的部门，毕竟改革的道路必然是螺旋式上升的。面对新一轮电改的转段时刻，有必要分析第一阶段的得与失，对看清楚的事情要保证“不两次掉入同一条河流”，才能推动新一轮电改持续深化。

一是让电改成为不可逆的大势所趋。电力体制改革本质是以电力市场化为目标导向的综合性改革，局部调整仅仅是一定程度的计划体制改良，单兵突进难免被其他未参与调整的计划职能绊住手脚、停滞不前。改革过程中存在各式各样的困难与羁绊并不可怕，最让人担心的是如同上一轮改革那般戛然而止。如何让电改成为不可逆的大势所趋呢？系统性思维的顶层设计必不可少。首先，加快电力法、电力调度管理条例等电力行业根本行法律法规的修订工作，将建立现代电力市场体系、允许配电网投资多元化写入法律法规，避免合乎文件不合法的尴尬情况出现；其次，成立专门的电力体制改革办公室承担改革日常工作责任，办公室可设置在国家能源局，给予足够的授权：对于试点地区电改问题可在征求有关部委意见情况下，作为最后下决心者，并承担相应责任；再次，尽快完成电力市场规划的编制工作，明确我国的电力市场体系具体如何组成，电力市场建设的具体目标和评价指标；然后，以系统思维协调各项改革内容，梳理不同改革内容之间的逻辑关系，形成树形改革内容的体系和分阶段目标；最后，在实践过程中对于发现的阻碍改革的体制问题，应敢于快刀斩乱麻，该改就改、该分就分。

二是建立新一轮电改的考核与追责制度。在新一轮电改实操过程中，出现了这样一种现象，对于不符合部门职能的工作，往往以“不具备条件”、“有某某不良影响”为借口，肯定改革工作本身是正确的，但是目前不做或者放到下阶段做，这是“中梗阻”的一种典型表现，还有部分企业对于不符合企业利益的改革措施，在反对无效的情况下，“关上耳朵”只当没听到，既不反对、也不落实。这些“打左灯、往右转”的行为，大大迟滞了新一轮改革的进程，甚至个别地区个别单位“摸着石头上了瘾不肯过河”。针对这种情况要尽快建立新一轮电改的考核与追责制度，并且采用终身问责的方式。由前文所述的电力体制改革办公室将中发9号文设计的“三放开、一独立、三加强”进行细化，明确子项目、子目标、子进度、子标准，在避免部委文件与中央文件“上下一边粗”的同时，整体设计、系统性思考的具体任务分解与评价指标，甚至可以落实到相关部委有关司局，该破的破，该放的放，该收的收，该立的立，并且按时进行考核，鼓励职能部门、责任单位敢于碰硬。对于延误“工期”，又不能说出客观原因的，进行严肃问责。只有建立了考核和追责机制，才能避免新一轮电改出现“脚踩西瓜皮，滑到哪里算哪里”的糟糕局面出现。

三是“央地分工”各自试点。新一轮电改经过梳理就会发现电力市场建设是诸多改革措施的中轴线，而这条中轴线的核心是电力现货市场建设。由于电力现货市场建设会改变目前我国的计划调度机制，历史上除了浙江省和华东区域曾经短时运行过电力现货市场外，我们缺乏足够的实践经验。因此，期望现代电力市场建设快速大范围铺开是不现实的奢望，必须通过试点，那么就要解决试点由谁牵头问题。显然，地方政府牵头会进一步加强省间壁垒的制度基础。如何避免这种情况，并充分发挥地方政府的作用，答案就是央地政府职能进行分工，互不交叉、相互促进。考虑到发、输、配、售在市场功能上的不同，有利于电力工业持续发展的电力管理职能分工应当是：电力现货市场建设试点和监管职能应交由天然跨行政区的主管部委直接统一负责；对于作为地方基础设施的配电网与供水供热等公用行业一样，服从地方规划，配电、售电服务质量监管等工作，增量配网放开试点应完全交于地方政府。这样就改变了中央部委和地方政府电力管理职能简单的 “大和小”、管理权限“高和低”的关系，实现了电力市场建设试点不同环节规划和监管的“平铺式” 设计，部委直接负责电力批发市场，地方政府直接负责零售市场。既可以消除地方政府制度性的“天然省间壁垒”，又可以推动地方政府放弃将电力作为调控产业发展的手段。

（作者为资深电力从业人员，本文不代表本刊立场）