《研究报告》2016年第81期 电力行业供给侧结构性改革方向及对策建议

  • 时间:2016-12-08
  • 来源:中国国际经济交流中心

【摘要】电力行业供给侧结构性改革的目标是建立公平开放、高效透明的电力市场体系。电力体制改革政策仍存在一些争议,规则仍待明晰。部分地区行政干预仍然较多,省间壁垒依然存在。“十三五”时期,应加快推进电力供给侧结构性改革。建议:健全顶层设计,打破省间壁垒;总结试点经验,及时调整细化改革方案,确保利益相关方在市场框架下博弈;加快建设现货市场,形成市场化定价体系;加快配售电领域改革,进一步放开配电市场;建立过剩电力产能有效退出机制,预防系统性风险;妥善处理交叉补贴和过渡时期价格双轨制,做好民生用电保障;优化电力市场信用环境,健全市场主体信用体系。

 

“十三五”是电力工业加快转型发展的重要机遇期。面对供应宽松常态化、电源结构清洁化、体制机制市场化等一系列新形势新挑战,电力行业需要深入推进供给侧结构性改革,落实电力体制改革方案,完善电力市场体系,通过改革整体提升电力行业运行效率,促进清洁能源发展。

一、电力行业供给侧结构性改革的目标和重点任务

目前,电力供需环境总体宽松,为化解电力行业长期存在的深层次矛盾提供了良好的外部环境。电力结构优化调整和新能源消纳难题为建立公平开放、高效透明的电力市场体系提供了强大动力。在电力行业发展新形势下,抓住时机推进电力体制改革,增强电力市场活力,从而实现能源资源的有效配置,释放改革红利,培育新的增长点,是电力供给侧结构性改革的核心要义。

(一)电力供给侧改革的目标是建立公平开放、高效透明的电力市场体系。2015年3月,中共中央、国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见(中发[2015]9号》(以下简称“中发9号文”),拉开了新一轮电力体制改革的大幕。经过近两年的试点、示范、总结经验,目前已进入全面推进阶段,各省改革方案和配套细则陆续发布,部分省份如广东、云南等走在了改革的前列。中发9号文对新一轮电力体制改革做出了总体部署,目标就是建立公平开放、高效透明的电力市场体系。

(二)推进电力供给侧改革的主要方向。一是理顺电价形成机制,构建科学合理的输配电价体系。理顺输配电价形成机制是电力市场放开的基础,按照“准许成本加合理收益”原则,构建科学合理的输配电价体系。二是电力配置从计划为主逐步过渡到以市场为主,推动形成竞争充分、开放有序的多层次电力市场体系。电力市场包括区域和省(区、市)电力市场,市场之间应不分级别,差别只是资源配置范围不同。三是在配售电环节引入竞争,向社会资本开放配售电业务。四是构建相对独立的交易机构,形成规范运行的交易平台。交易机构作为市场运行的依托平台,须从制度设计上保证其独立性和公正性。

二、改革面临的主要问题

(一)电力体制改革政策仍存争议,规则有待明晰。争议焦点一:增量配电业务的界定以及投资许可范围。配网是一种稀缺资源,关系到解决电力供应“最后一公里”问题;发售配售一体化售电模式相比单纯“购售电”具有竞争力,是多方希望进入的领域。增量配电业务的界定存在“资产归属”和“建设时序”两种提议,从目前部分省份发布的配套文件看,倾向于以产权归属来划分存量和增量,而不是以建设时间来划分。如果按此方案推广至全国,“增量配电”的范围将大幅扩大,很多拥有专线、专变的大用户都会成为“增量”,配电市场放开的规模将会成倍地扩大。

争议焦点二:电费结算权和开票权仍放在电网,还是转换到售电公司。电费结算权和开票权事关售电公司的营业收入和现金流,是重要的资金池。目前,大部分省区由电网企业提供电费结算服务的方式没有变化,给新进入的售电企业开展业务、资金结算等带来了困难。近期政策明确了拥有配电网运营权的售电公司可向其供电的用户收费,并开具电费发票;独立的售电公司,保持电网企业向用户收费并开具发票的方式不变。随着改革的推进,应逐步过渡到由交易机构依据交易结果出具电量结算依据,按照“谁销售谁开票、向谁销售对谁开票、对谁开票与谁结算”的原则开展结算工作。

争议焦点三:交易机构由电网绝对控股还是相对控股。在目前成立的33家电力交易中心中,除了南方电网公司区域内的5家交易中心为电网控股外,国家电网先后成立的28家电力交易中心(1家国家级,27家省级)中27家为国家电网全资子公司,只有重庆电力交易中心股权包括了发电、输电、售电等企业,其中非电网市场主体合计持股30%。但从近期各省发布的改革配套文件看,交易中心股份制改造将全面铺开,电网独资或一家独大的局面有望逐步打破。

(二)部分地区行政干预仍然较多,省间壁垒依然存在。地方政府行政干预过多,改革目标被简化为降电价。建立市场体系、发挥市场配置资源的决定性作用是本轮改革的核心,但实际执行中地方政府主管部门干预仍然较多,行政指令与市场交易混为一体,干扰了市场主体参与交易的自主权,挫伤了积极性。以云南为例,由于水电过剩,政府在实际操作中,为避免电价涨跌失控,制定了交易“最低限价”,导致所有发电企业普遍降至该电价,电量则仍延续行政分配方式,使得“最低限价”变成了由政府制定的新的上网电价,定价部门由国家发改委变相转变为地方省份的经信部门。

省间壁垒导致跨区域大范围市场配置仍然困难。目前电力改革主要以省为实体推进,当省内利益与全网利益发生矛盾时,省级市场倾向于运用行政手段维护省内利益。从全国大用户直购电交易发展来看,地方政府从方案编制、规则制订、用户和发电企业选择、交易电量和电价等方面表现出较多行政干预,例如在电力供应总体过剩的情况下,为了保证本省电量空间,优先采用本省的自发电量,导致区外富余清洁能源和低价电力难以进入本地市场交易。

三、加快推进电力供给侧结构性改革的有关建议

(一)健全顶层设计,打破省间壁垒。从顶层设计上打破以省为主体的电改落地模式,积极推进区域和全国电力市场建设,发挥区域市场大范围配置资源的效率优势、成本优势,促进电力系统高效运行,调动市场主体的参与积极性。在具备条件时,力争形成统一的区域现货市场,联合出清电力电量,真正优化区域统一运行。目前,京津冀区域电力市场建设已经启动,下一步应结合试点的具体情况,进一步完善治理结构、交易规则、现货市场运行机制等。

(二)总结试点经验,及时调整细化改革方案,确保利益相关方在市场框架下博弈。在电力改革红利吸引下,目前各利益相关方在配售电准入、交易中心股权等方面激烈博弈。尤其是政府作为利益方之一,出于地方实际诉求,很可能出现“裁判与运动员同场竞技”情况。国家能源主管部门应根据改革试点经验,及时调整优化改革细则。要坚定改革信心,防止既得利益者借改革之名阻碍改革的进程;也要防止新的市场参与者滥用权力或规则。通过建立合理规范的规则体系,确保电力改革各方在市场框架下博弈,真正实现电力改革,优化电力资源配置,提高电力系统运行效率。

(三)加快建设现货市场,形成市场化定价体系。电力市场包括现货市场和远期市场,其中现货市场具有实时平衡、价格发现的重要功能,是电力市场体系建设必不可少的一环。但目前现货市场建设推动仍然较慢,仅在《关于做好京津冀电力市场建设有关工作的通知》等文件中提出2018年底前启动现货交易试点。从相关条件看,目前开展电力现货交易并无技术难题。国内外大量理论和实践经验说明,只要制定合理交易规则,系统安全稳定性完全可以得到保障。改革初期为确保平稳过渡,保留了发电计划等计划调配模式,在现货市场未建立时有助于电力稳定运行以及兼顾节能环保目标。随着电力改革推进,应逐步取消电力计划,加快推进现货交易市场建设,具备条件的省份2017年即可启动现货市场试点。交易电量比例根据改革进程逐步扩大,形成现货市场和远期市场并行的市场体系。

(四)加大配售电领域改革力度,进一步放开配电市场。放开增量配网和售电市场是本轮电改的亮点。在目前推进过程中,售电改革进程领先增量配网市场放开。下一步,应加快放开增量配电业务,鼓励配售一体经营模式,实现电力终端配售环节市场化,使新进入者更多享受改革红利。增量配电网放开应以用户利益为核心,避免形成新的垄断。实施时需要统筹考虑投资回报、民生保障、电网安全有序运行等多种因素,在制定相关配套细则的基础上有序推进。

在存量配电业务上,也要优化改革方案。在确保电力安全供应前提下,通过混合所有制形式引入社会资本,参与配电网改造和升级等工作,形成全面市场化竞争局面。

(五)建立过剩电力产能有效退出机制,预防系统性风险。从目前电源投产及核准情况看,若不采取有力措施,未来五年煤电装机很可能超过12亿千瓦,远超电力“十三五”规划制定的11亿千瓦目标,可能会加剧电力供大于求的局面。随着电力改革推进,将有部分电力过剩产能面临淘汰风险。为避免出现大量企业破产、倒闭的风险,政府及监管部门应建立有效的落后产能退出机制,消除恶性竞争,优化供给结构。可建立电力企业重组平台和金融支撑平台,为优势电力企业兼并重组提供条件,鼓励资本市场多渠道参与电力企业的重组、退出。通过电力发展规划及电力市场分析,建立供需平衡预警机制,遏止各地方和发电企业从本位出发带来无序和无度发展,防止电力供应过剩情况进一步恶化。

(六)妥善处理交叉补贴和过渡时期价格双轨制,做好民生用电保障。妥善处理电价交叉补贴问题,保证改革过程中居民、农业等用户电价平稳。一是在核定输配电价时,通过厘清各用户类别、各电压等级输配电真实成本,逐步将交叉补贴由“暗补”改为“明补”。以明晰的输配电价回收补贴成本,稳定电价补贴来源和销售电价水平。二是妥善处理市场竞价与政府定价的衔接关系,防止价格双轨制带来的套利风险和不公平竞争。同时,加快推进政府定价改革,逐步取消计划定价,全部放开非民生保障类用电,改由市场定价,最终形成市场化定价的新机制。

(七)培育电力市场信用环境,健全市场主体信用体系。建立健全市场主体信用体系是保障电力市场顺利运行的基本条件。在电力市场化改革初期,应建设完善市场信用机制,并严格打击“失信”行为,为后续改革推进奠定基础;特别要杜绝和防止政府、企业及各参与方在市场不成熟期滥用规则、破坏市场环境的行为,保障电力改革公平有序推进,减少市场运行风险。可采取政府和市场共建信用体系的模式,政府监管以事中、事后为主,充分发挥第三方征信机构的作用,与其他信用征集体系挂钩,有效约束市场主体行为。

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