新一轮电力改革以引入售电端竞争机制拉开帷幕

　　本报记者 张子鹏 发自北京

　　2006年的夏末秋初，中国电力体制改革雷声阵阵。

　　8月21日，来自电力体制改革部门的一位人士向《第一财经日报》透露，“十一五”期间的电力体制改革的规划，已经于两周前报到了国务院，如果该文件得到批准，那么中国的新一轮电力体制改革就将正式启幕。

　　据介绍，该规划坚持以原有的2002年的5号文件为基础，推动下一步的改革。然而，随着规划上报到国务院，对于电力体制改革的论争，也已经被推到了一个博弈的顶峰。

　　“区域电力市场建设绝不能动摇”

　　决策层对新启动的第二轮电力体制改革非常重视。

　　国家电力体制改革领导小组办公室原来只有2人，现在则充实到了18人。而来自发改委、国资委、

财政部的官员也被列为办公室的副主任，增强了该机构的力量，这显然是为了使这场改革更加兼顾各方的利益，以使改革更加顺利。

　　然而，改革是一个系统工程。有消息人士透露，仅仅是“

十一五”期间再次对厂网分开进行核查梳理的项目就超过了100项，这源自厂网分开过程中，许多资产的划分存在争议等问题。而这只是该规划八个方面内容其中的一项。

　　输配分开的序幕即将拉开，有关方面希望将涉及上万亿资产的电网公司被拆分，这显然是一个浩大的工程。

　　“其实，如果国家要分，一句话就可以分了。”一位电力研究人士说，“但是考虑到电网安全和各个利益集团博弈的复杂性，输配分开需要谨慎而行。”

　　日前，国家电监会的人士已经明确提出，将在“十一五”期间，展开输配分开的试点。业界专业人士告诉记者，试点是看看输配资产分开过程中和分开后，会有哪些具体的问题需要解决，然后再决定何时全部分开。

　　“可以考虑在四川等西南部省份先进行试点。”一位电力集团的人士对《第一财经日报》分析，“因为四川等地的输电配电本来就没有完全合到一起，存在着地方的电力局，资产归属地方，在那里搞试点会减少一些资产划分上的麻烦。”

　　事实上，输配是否能够顺利分开，还关系到电监会正在努力推进的区域电力市场建设的未来。

　　国家电监会主席柴松岳在2006年7月20日召开的电监会年中工作会议上强调说，建立区域电力市场是电力体制改革的重要任务和重要方向，绝不能动摇。柴松岳的讲话让业界一震。他说，对区域电力市场建设运行中遇到的困难和存在的问题，要正确看待。他强调，区域市场建设本身不是目的，关键是要形成和确立电力资源的市场配置机制。

　　“实际上，目前区域电力市场推进的困难之一，是以区域电力市场为主体推进电力改革，还是以省为主体推进电力改革。在这个方面，还存在着争论。”一位业界专家告诉记者。

　　另外，由于“十五”期间，电力体制改革任务没有完成，输配分开没有开始试点，区域电力市场建设，虽然开展了模拟运行和试运行，但是这种在发电企业之间的发电侧推动竞价上网的竞争，仍然只能算作单边市场。

　　由于面对最终用户的销售电价是受到价格主管部门严格控制的。上网电价涨或者跌不能传导到销售电价上。因此，没有销售电价随行就市的涨或者跌，整体的电力市场的价格链条就没有形成。这是推行区域电力市场改革中面临的一个大问题。

　　引入售电端竞争机制

　　虽然一些地方在试点大用户直购电，但是，一位监管人士认为，从改革的角度讲，仅仅是引入多个大用户直购电还是不够的，因为大用户在与省电力公司谈判的话，谈判地位不对等。“再大的用户，与一个省电网公司相比也是一个弱势群体。这就需要开放其他的供电企业直接和大用户进行购电交易。”

　　具体的改革可能会是，县级供电公司也有权利与用户直接签订用电合同。这样，市场主体就比较分散了，而这也可能是输配分开的一个组成部分。

　　中国能源网CIO韩晓平认为，电力改革的关键就是要建立“买家”，让供电公司代表地方没有直接交易能力的电力用户与发电企业和输电企业进行交易，双方根据用电量、负荷规律和相应的设备利用率，以及供电保障水平商定结构性电价，并签订有量、有质、有时间、有负荷的购售电协议。

　　双方互相承担责任，并将责任和利益向上游的煤炭供应企业和运输企业，以及水资源交易机构和环保排放管理机构；向中游的输电企业；向下游的电力用户进行传导，并将上中下游通过长期协议机制变为利益相关共同体。将电力供应变为一种连接各种资源的长线交易，将长线交易以外的需求拿到现货市场进行短线交易。

　　这样不仅可以有效促进消费者参与节约用电和电力负荷控制，实现有效的电力需求侧管理；而且可以彻底解决煤炭企业生产行为短期化造成的安全投入不足的问题。

　　一位监管研究人士告诉记者，电改后，一种可能的情况是，任何用户都可以参与市场的竞争。每个用户都有自己的选择权，届时包括普通百姓的用电，都可以去找一家发电公司去谈。

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　　“大力推进”大用户直购电

　　2005年3月，吉林炭素有限责任公司、吉林龙华热电股份有限公司、吉林省电力有限公司正式签订了《电量直接购售合同》和《委托输电服务合同》，中国首例电力用户向发电企业直接购电试点工作正式启动。

　　通过参加试点，吉林炭素公司降低了用电成本；吉林龙华热电公司增加了一定的发电量，使其机组利用小时数提高，总收益高于原发电计划的收入水平；吉林省电力公司向直购电试点电量收取0.127元/千瓦时的输电费，既保证了输电服务收入不低于该电压等级用户平均销售收益，又起到了增供扩销的作用。

　　一年来的实践表明，直购电是优化资源配置、提高资源利用效率、促进企业降低成本的有效途径和办法，也是缓解电力供需矛盾的有效途径和办法。

　　但是，由于牵涉到各方的利益，而且目前

国家发改委核算的过网费用比较高，这种形式一直没能推广开来。而且，吉林的直购电是单对单进行政府专门审批的价格，只适用于这个企业，不适用于其他用户参与。

　　对于大用户直购电，存在的争论是，是否应该由企业用户，自己架设一条从电厂直达企业的专供线路。因为按照一般的核算，自己建设输电线路，单纯从建造成本长期计算，会低于使用电网公司的供电线路。

　　然而，有监管研究人士认为，不应该这样简单看待这个问题。因为，虽然发电厂距离吉林炭素集团之间的距离很近，但是，整个电网却需要为其解决备用电力等辅助服务。

　　如果没有整个电力系统的支持，发电企业直接向用户供电，一旦直购电的电厂或者输电线路出现问题，则电力持续的安全供给则不能保证，如果电力中断，对用电企业的损失会比较大。另外，还有保证电压等级，以及有功无功的平衡等，都需要电网系统性的提供支持。

　　这位人士认为，在开展大用户直购电的时候，应该坚决反对自设专供线路。因为专用线路本身是一种资源的浪费。

　　2006年3月10日，国家电监会副主席史玉波在北京召开的大用户直购电试点工作会议强调说，开展大用户向发电企业直接购电试点工作，是深化电力体制改革的重要内容。

　　而国家电监会主席柴松岳在7月年中会议上表示，要“大力推进”大用户直购电试点，并且扩大试点范围。