专家畅谈电改新动向

　　新电改重塑发电企业

　　■陈宗法

　　国家发改委6个电改配套文件的出台，同时批复云、贵两省开展电改综合试点，京、广组建电力交易中心，标志着新电改建章立制、顶层设计初步完成、正式进入实际操作阶段，对电力企业、工商用户、经济发展的影响将进一步显现。因此，面对电力市场的普遍过剩，发电企业如何主动借力新电改，趋利避害，挖潜商机，转型发展，实现“变革再平衡”，成为“十三五”期间的一个重大课题。

　　新电改突出开放多元的“民主革命”和电力市场化改革，通过发电则、售电侧的放开，让电力行业从半封闭走向更开放，从集中单一走向分散多元，让电力消费者拥有选择权、参与权，利好社会，但对发电企业实质是“双刃剑”：做好是机遇，挑战是常态，比拚的是市场竞争力，将重塑发电企业，对经营理念、安全管理、发展空间、商业模式、客户服务等产生重大而又深刻的影响。          

　　今后发电企业除了投资运营电厂外，还可以进入售电侧、新增配电领域、跨省跨区域输电项目，全产业链经营，发展空间更大，配售电业务将成为新的产业板块与效益增长点。分布式能源、新能源、微电网发展更有配套激励措施保障。风电、光电、生物质能发电，电网调频调峰电量，热电联产“以热定电”电量；跨省跨区送受电量中的国家计划、地方政府协议电量，水电、核电、余热余压余气发电，超低排放燃煤机组等“六类电”拥有一、二类优先发电权。技术经济指标处于区域电力市场平均先进水平或短缺区域的发电企业，将会抢得商机。

　　目前，我国电力市场普遍过剩，地方政府为稳增长主动参与电改的积极性高，今后电力市场竞争将更加充分、直接、激烈，发电企业“打折让利”成新常态，“降价潮”将席卷全国；电价机制仍双轨运行，只保留少量政府定价电量，直接交易、市场化定价电量比重大幅度增加，电价信号变得敏感，电力需求侧反映将会变得积极；逐步取消电价交叉补贴，电价结构更趋合理，但电价水平将明显下降；突破计划电量、政府定价的传统模式，影响发电企业盈亏的因素更加复杂多变，不确定性大幅增加；发电人将告别单纯发电时代，进入横向多源互补、纵向源-网-荷-储-用协调的能源互联网时代，工作更富挑战与激情。

　　从长远看，随着电力装机刚性增长与电力需求迅速下降矛盾的日益尖锐，电力市场化竞争将进一步加剧，发电行业未来有可能出现盈亏分化，优胜劣汰，兼并重组，发电企业从目前的“同甘共苦”到未来的“贫富分化”，从“一群肉猪”分化为“大象蚂蚁”，实现电力产业的“转型升级”和电力市场的“变革再平衡”。

　　2002年电改以来，发电企业经历了煤电矛盾、环保风暴两次大的“劫难”，进入了经营业绩最好时期，也处在一个新的历史起点。能否经受新电改带来的市场化“冲击”，关键在于能否趋利避害，综合施策：要高度关注新电改，密切跟踪试点动向，做到未雨绸缪；提高对市场竞争残酷性的认识，控制电力发展节奏，建立一个基本平衡的电力市场。当然，也要做好优胜劣汰、兼并重组的心理准备；提升发电设备可靠性，抓紧建立营销体系，强化区域公司主体责任；开拓优质电力用户，探索参与电能直接交易，抢先布局售电市场；运作好售电平台，促进需求侧响应，建立一个绿色低碳、节能减排、安全可靠、资源优化配置的新型电力运营体系。

　　（作者系中国能源研究会理事、华电集团企法部主任）

　　

　　新电改将实质利好可再生能源发展

　　■秦海岩

　　社会各界对新一轮电改工作的进一步推进充满期待。对六个电改配套文件进行梳理后可以看出，相关细则不但直面我国能源结构调整所面临的挑战，并且在目前我国电力市场机制还未建立健全的情况下，将成为我国电力行业进一步落实《可再生能源法》、解决弃风弃光难题、保障可再生能源电力优先上网的重要措施。

　　《关于有序放开发用电计划的实施意见》和《关于推进电力市场建设的实施意见》明确要求有序放开发用电计划，坚持风能、太阳能、生物质能等清洁可再生能源优先上网和认真落实可再生能源发电保障性收购制度，并明确提出可再生能源发电的年度安排原则，使可再生能源电力拥有了类似于火电的“计划电量”，是对可再生能源优先发电权的承认和保障。事实上，虽然《可再生能源法》和《节能调度管理办法》等法律法规都明确规定了可再生能源的优先调度、全额保障性收购等原则，但很长一段时间以来，这些保障措施往往都只停留在纸面上。而且，在现有电力体制下，火电项目由政府审批，电价由政府确定，电量有计划保证，这三者一方面赋予了火电事实上的优先权，另一方面又确保了火电的收益水平。一路在这种“保护”中走来，使火电企业认为只要项目建成就会受到“保护”。这可以部分解释为什么在火电已经严重过剩的情况下，各地火电项目还在“大干快上”。统计显示，2015年上半年火电新增装机2343万千瓦，同比2014年上半年增长高达55.9%，与此相反，2015年我国弃风电量或将达400亿千瓦时。解决这一问题已刻不容缓。取消上述保护，可以让企业投资决策更趋于理性，对“疯狂”的火电是一种抑制，对扭转不断加剧的弃风、弃光现象也是必要的举措。

　　此外，《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》还提出推动可再生能源替代燃煤自备电厂发电，要求自备电厂根据自身负荷和机组特性提供调峰等辅助服务，并在风、光、水等资源富集地区，采用市场化机制引导拥有燃煤自备电厂的企业减少自发自用电量，增加市场购电量，逐步实现可再生能源替代燃煤发电。燃煤必备电厂与普通燃煤电厂一样，并不拥有优先特权，理应参与调峰，平等履行社会责任，为节能减排做贡献。

　　期待这些细则能够尽快落地，使目前困扰我国可再生能源产业发展的体制机制障碍等关键核心问题早日得到真正解决。

　　（作者系中国可再生能源学会风能专委会秘书长、鉴衡认证中心主任）

　　

　　新一轮电改更应看清深层体制难题

　　■冯永晟

　　细读9号文及配套文件后会发现，相比5号文取得明显进步的同时，局限性也很明显，真实的改革困难远比想象中复杂。

　　新一轮电改在最大限度保持厂网分离以来市场组织结构的前提下，寻求了与现行结构相配套的交易体制调整，从而使改革带有明显的利益调整色彩。尽管放开售电侧、构建电力交易市场、改变电网赢利模式等改革举措具有创新意义，但在面临原有国企体制及市场组织结构的约束下，竞争红利的释放通道很难说会通畅。

　　具体而言，9号文及配套文件确定了一种计划加市场的双轨机制，在这种安排下，竞争仅能在部分电量市场中实现。除少数地区外，可放开竞争的市场份额均是有限，而这些市场的集中度又往往较高，国有发电集团占有明显优势，竞争效率令人担忧。同时，双轨制也给构建电力交易市场增加了难度，因为难以有效阻止市场主体，特别是拥有众多发电资产的国有发电集团在计划与市场份额之间套利，也无法有效制约政府的自由裁量权。而且，双轨制会带来一种非对称的影响，可能使现货市场设计产生严重缺陷，因为计划份额会影响竞争份额，但竞争份额不会影响计划份额。此外，独立输配电价在双轨制下的实施难度也非常大，售电放开也很难为系统层面资源配置机制的建立提供直接帮助。

　　之所以面临这些困难，是因为9号文及配套文件在上述约束条件下对电力市场改革的核心，即电网环节采取了体外手术的策略，反映出未能理解让市场机制释放竞争红利所需要的结构支撑。通过法人分离模式在电网环节实现售电功能的分离是推进各项改革的制度前提，然而这却涉及现行电力国企体制的较大变化，从而形成改革阻力。目前，只能寄希望于通过试点中的问题和经验总结来向正确改革方向逼近。

　　（作者系中国社会科学院财经战略研究院能源经济研究中心副主任）

　　

　　希望电改同供给侧改革联动

　　■曹寅

　　“供给侧改革”是指从供给、生产端入手，通过解放生产力，提升竞争力促进经济发展。其核心在于提高全要素生产率,消除阻碍市场调节的因素。最典型的供给学派理论出自19世纪经济学家萨伊提出的“萨伊定律”：经济一般不会发生任何生产过剩危机，供给会创造自己的需求。以电力为例，按照供给理论，当电力供给过剩后，剩余部分会在市场廉价销售，促进用电消费，所以不会存在生产过剩。

　　对我国电力行业来说，目前正面临供给过剩、结构畸形、竞争缺乏、清洁转型等迫切矛盾，供给侧改革显得尤其重要，而本次电改虽在供给侧改革正式提出前就已经开始设计，但仍同供给侧改革目标和精神不谋而合：  

　　建立有效交易机制，实现市场配置资源核心作用：通过多层次电力市场建设，调整电力产品和资源要素在不同部门的相对价格，引导各种要素在不同部门重新配置，实现电量平衡从以计划为主平稳过渡到以市场为主。

　　解放生产力，放开供给侧：鼓励多元主体成立售电公司，同时放开发电和用电计划，以售电侧竞争带动发电侧竞争，促进过剩电力产能有效化解，实现优势资源往优势产能集中。

　　维护公平竞争，淘汰落后产能：规范自备电厂监督管理，推进自备电厂与公用电厂同等管理，淘汰一部分高排放低参数的自备燃煤电厂。

　　还原电力商品属性，降低全社会用能成本：建立独立的输配电价体系，降低企业和社会用电成本，发挥价格调节供需的作用，规范电网企业运营模式，实现基础设施的充分开放.。

　　在现阶段，电力行业供给侧对市场信号反应存在较大阻力与干扰，由于电力生产和电力消费价值环节的割裂，以及缺乏电力交易市场和基于供需情况的价格形成机制，市场供给无法对需求做出有效反应，无法达到市场平衡的状态，继而产生了目前所面临的严重问题，希望电改能同供给侧改革形成联动效应，共同加速中国能源革命的成功。

　　（作者系信达证券能源互联网首席研究员）

　　

　　构建电力交易市场是新电改核心内容

　　■薛静

　　纵观6个配套文件，《关于推进输配电电价改革的实施意见》是电力改革、电力市场建设的前奏和售电侧改革的必要条件，《关于推进电力市场建设的实施意见》是6个文件的总纲，其余文件是其补充，下一步还会有引申文件出台。

　　电力市场改革最重要的是构建电力交易市场。中国为了保证平稳过渡，建立以中长期为主、现货为辅的交易机制。

　　配套文件主线涉及电力市场主体、模式、品种、交易方式、交易周期、平衡机制、交易机构、电价、规避风险方式、市场监管以及自备电厂等。与以往不同，产业链设置亦考虑了用电侧，涉及需求侧管理和用电效率提高。

　　其中关于交易主体，发电侧包括增量部分和存量部分，增量部分基本要进入电力市场交易，存量部分由于历史原因可选择进入。供电侧既包括电网公司的供电局、地方电网，民间资本也可以进入。就供电企业而言，虽未提发放售电牌照，但有市场化准入要求，在履行其公用服务的职能基础上，要售电就要有业务许可证。从配套文件来看，最大的亮点是成立售电公司，售电公司是做好用户侧服务的中间机制，可以是独立的，也可以由电网公司售电，但电网公司售电要和配电网分开。

　　关于交易，分长期和现货、分散式交易模式和集中式交易模式，“分散式”是中长期交易模式，稳定电量和价格，保证80%的交易，且以直接交易实物为主。而集中式交易，是通过挂牌竞价交易，具备金融属性。现货又分日前和日中两种，日前要求对发电、用电侧的波动进行匹配，日中则是短时间内自动完成，5分钟以下的交易由调度中心和交易中心协调完成，短时间内来不及交易的由调度中心进行调度。所以交易中心要相对独立，调度中心则由电网负责。

　　从配套文件看，电力交易市场分全国、区域、省级。其中以省级市场为核心，基本实现电力平衡，区域是补充，全国是跨区电量的平衡和交易，跨区部分又可通过交易落实在省级市场。三者没有上下级之分，互相融通。省级交易平台则需引入第三方管委会进行监管。

　　从交易机制看，设置了优先权，发电优先和供电优先。供电优先是没有竞价能力的满足，发电优先包括分布式发电足额收购，鼓励非电网发展，清洁能源在前，然后跨区，再是本地，有序放开，最终实现市场化交易。

　　关于辅助服务，主要提供了调峰、调频、备用的期权，是电力市场交易上更高层次的博弈，不仅是电力交易，也是金融交易的过程，其会促进电网提升消纳能力。 

　　关于新能源的参与，鼓励竞价，或者优先进入，但会有市场容量。当然，市场容量会小于发电量，所以就有新能源内部的竞价问题，会推动价格波动，或者上升，或者下降。

　　（作者系中国电力企业联合会电力经济运行分析专家）

　　

　　能源服务公司发展有了政策保障

　　■冯江华

　　6个电改配套文件与近期国家对天然气价格市场化调整的文件相呼应，为天然气分布式能源及能源互联网在“十三五”期间规模发展奠定了战略性基础。

　　我们认为最合理的能源互联网投资和经营模式是以开发区的能源负荷为基础，建立一体化的能源服务公司（可采用PPP的模式，能源系统的投资者和开发区政府，或电网公司参与），采用区域智慧能源系统和能源互联网技术，统一投资、建设和管理园区内的能源供应系统。能源服务公司的功能将包括电力、天然气和其他能源的采购以及向用户直接销售能源产品，也就是说应该具有电力销售的职能，这样的公司最好同时是区域电网的投资者和经营者。配套文件中规定“社会资本投资增量配电网拥有配电网的经营权”，可以成为售电公司，这就为能源服务公司获得此方面的经营权提供了重要保障。

　　事实上，没有电网的参与和配合，很难实现真正意义上的能源互联网。目前看来，我国增量配电网建设规模有限，所以大规模发展能源互联网项目多需要在电网公司已建配电网区域中进行，这就需要当地电网公司参与到能源服务公司中来。配套文件规定电网公司可以相对控股电力交易机构，也可以成立售电公司，因此电网参与能源服务公司的可能性是存在的。但事实上，电网公司从现在“既买电又卖电”转变成只收过网费还需要相当长时间。能源服务公司将以“为用户节能和提高经济性”作为经营目标，这与改革前电网公司的主营目标相违背，也意味着能源服务公司在实际操作中还需要处理很多矛盾。

　　由于天然气分布式能源可中断、可调节，其可在能源互联网中起到调节可再生能源、用户和全系统的重要作用。文件中提出的“建立辅助服务交易机制”将有可能使分布式能源的优势得到充分体现。

　　电改要经历一个艰苦和长期的历程，配套文件制定了电改分步实施的路线图，使我们看到了分布式能源及能源互联网巨大的发展空间，希望进一步出台的改革文件将会给出明确的时间表。

　　（作者系北京恩耐特分布式能源技术有限公司总经理）

 

　　新电改助推电为中心的能源格局形成

　　■司贺秋

　　能源消费需求中电力比重上升，能源清洁化的主要途径是可再生能源发电，能源互联网主要基于电力互联网，这些决定了未来我国电力发展在能源发展中处于中心地位。新电改涵盖电力发展各个方面，为我国电力发展注入强劲动力和活力，有利于形成以电力为中心的能源发展格局。

　　以电力为中心，要在终端能源消费方面“以电代煤，以电代油”，未来还将“以电代气”。当前，我国煤炭、油气领域的市场化程度远远大于电力领域的市场化程度，显然从资源配置效率方面来看，替代市场煤、市场油的应该是市场电，不应是计划电。新电改的核心，即让供需在市场见面、用价格对话，必然会进一步提高电力配置效率。

　　以电力为中心，要广泛动员社会资本积极投身电力事业。新电改所追求的发电、售电、辅助服务价格市场化，可以使各类社会主体根据供需做出科学决策，促进电力事业投资；通过政府严格监管，实现输配电成本合理化、电网开放无歧视，有利于提高电力与替代能源的价格竞争力并使各类发电顺利上网，促进电力生产投资。

　　以电力为中心，在提高从电力生产到消费全过程、各环节效率、降低成本的同时，还要保障电力普遍服务。在非垄断环节，市场最有效率，新电改体现了能市场化的环节都市场化的思路，并提出了循序渐进、多层次推进市场建设的可行措施；尊重输配环节自然垄断属性，防止效率流失。同时，通过优先购电、保底供电机制，兼顾社会公平。

　　以电力为中心，要提高电力发展的清洁性，降低能源整体排放水平。新电改坚持清洁能源优先上网，是电力市场机制下、可再生能源还不具备竞争力时促进可再生能源发展的重要保障。此外，调节性电源优先发电上网、鼓励跨省跨区消纳可再生能源、建立辅助服务交易机制、推动可再生能源替代燃煤自备电厂发电等举措，都有利于可再生能源全额保障性收购制度的落实。鼓励可再生能源参与电力市场，则指明了可再生能源降低成本、提高竞争力的发展方向，这也是可再生能源规模化发展的必由之路。

　　（作者系能源行业高级经济师）