新电改成败要迈三道坎儿

　　文/王秀强 (微信公号：能源观察energyobservation)

　　能源管理机构和部门对计划性指令和公权力的迷恋，将是电改推进首先要越过的一道门槛。公权力与寻租空间相伴相生，改革的目的是将资源配置的权力推向市场，市场无形之手取代有形之手干预。

新电改成败要迈三道坎儿

　　电改是一场利益再分配，国家能源管理部门、发电企业、电网企业、电力用户、地方政府参与其中。

　　对于能源管理部门而言，需要从事无巨细的价格管理、发电计划中抽身，转而服务市场、服务大局。根据改革方案，电网被定位为电力服务商，盈利模式将受到限定，电网将出让部分配售电利益，配售电市场重构是电改的关键一环。这其中，地方政府正在深度参与。

　　对公权力迷恋是电改第一障碍

　　能源管理机构和部门对计划性指令和公权力的迷恋，将是电改推进首先要越过的一道门槛。公权力与寻租空间相伴相生，改革的目的是将资源配置的权力推向市场，市场无形之手取代有形之手干预。

　　电价管理权和电力调度权是电力领域两项重要权力。现阶段，发电企业每年发电小时数仍由计划管理的方式决定，每年初电网企业、地方经信委向电厂分配发电量，电量分配多寡决定企业利润。发电企业也将抢指标、要电量、跑政府作为一项重要工作，公关力度大小与企业盈利正相关。

　　电价管理权(输配电价核定、上网电价及销售电价调整)更是电力行业管理的核心职能。2014年全国电力消费总量为5.5万亿度，销售电价每调整1分钱就是550亿元的财富空间。由于资源禀赋和地理位置差异，不同地区、不同电源上网电价不尽相同。

　　按照“有序放开输配以外的竞争性环节电价”的改革路径，发电侧和售电侧市场竞争将逐步形成，上网电价、销售电价均由发电企业或售电主体与用户决定，政府管理部门除对具有自然垄断的输配电价、公用事业和公益服务用电价格进行管理外，将在电价管理的序列中退出。

　　按照电改九号文安排，国家也将推进发用电计划改革，有序缩减发用电计划，更多发挥市场机制的作用。鼓励新增工业用户和新核准的发电机组积极参与电力市场交易，其电量尽快实现以市场交易为主。也就是说，未来政府部门和电网企业也将从电力计划中退出。

　　但是，如果仍迷恋于公权力、维护部门利益，则有可能人为设置障碍，增加改革交易成本。能不能转变角色、转变管理方式、告别权力崇拜，考验能源管理部门的智慧和决心。退一步讲，价格管理部门一直是纪委组织调查和关注的重点。

　　除价格管理部门外，参与电力体制改革的部门还有体制改革、经济运行、基础建设、电力、新能源、市场监管等多个部门。

　　地方追逐红利，自下而上倒逼改革

　　地方政府自下而上式的改革成为本轮电改的新动力。无论是资源所在地，还是电力消费市场，对改革红利追逐的热情和积极性更高。

　　以输配电价改革试点为例，在深圳试点率先获批后，国内已有蒙西、安徽、湖北、宁夏、云南等七个省市开展试点。改革试点的核心约束电网成本，在“准许成本加合理收益”的原则下核定输配电价，为发电、售电实现市场定价打下基础。

　　输配电改革只是电力体制改革中的一环，改革还包括电力市场建设试点、配售电改革试点、售电主体培育、跨省跨区电力交易机制试点等方面。与某一个领域的试点相比，电力综合改革试点更有吸引力。近期，已经有地方政府官员进京拜会国家发改委，恳请将其列入全国电力体制改革综合试点范围。

　　新一轮改革已经从中央主导、自上而下推进改革，演化为中央与地方协同，地方自下而上倒逼改革进程加速。对于地方省份而言，参与改革试点最直接的诉求是通过改革降低输配电价，扩大大用户直接交易的规模，降低本地工商业用户电费支出，稳定本地经济。说到底，地方政府希望分享电改红利，用低电价为本地高耗能产业服务。

　　目前看，成为综改试点的流程复杂，先需要申报省份制定电力体制综合试点方案并向国家申报，再由国家发改委会同国家能源局及电力体制改革部际联席会议成员单位审核，审核合格后即可开展试点工作。

　　但是，即便地方试点得到批复，电改也未必一定带来低电价，电改未必只有红利。比如，一些地区电网前期投入成本高，重新核算后的成本可能高于改革前，降电价预期可能落空；电力市场化交易规则设计不完备，甚至有可能影响电力供应稳定性，更有可能使高耗能产业重生，不利于产业结构调整。

　　电网再定位，重构输配售电市场

　　在本轮改革中，电网企业“一家独大、统购统销”的地位将受到颠覆，电网功能定位、运营模式也随之改变。基于电力运营体制和历史原因，我国电网企业集电力输送、电力统购统销、调度交易为一体。他们既是电力市场交易参与者，又在一定程度上决定电力调度流向，同时承担电网投资、输配安全、电力普遍服务等社会责任。

　　新一轮电改选择“管住中间、放开两头”的体制架构，未对输配电领域进行拆分，这合乎电网企业利益诉求。电网企业被定位为公共服务机构，不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源，按照政府核定的输配电价收取过网费。

　　电网企业传统的输配售电市场将被重新划分，尤其是电力配售市场为社会资本敞开窗口。电力系统外部的资金可以走进去，电力系统内部主体(发电企业、电网企业)也可以走出来组建配售电主体，参与市场竞争。目前，深圳、山东等地已经由多家售电服务公司注册，等待配套政策完善后参与售电市场。

　　按照电改九号文框定的范围，高新产业园区、社会资本、分布式电源、市政公共服务行业、节能服务公司等将成为售电业务的新生主体。但是问题在于，这些新兴主体既不是电力供应商、又不掌握电力配网系统，其运营模式和盈利方法有着天然的劣势。

　　与此相比，电网企业拥有成熟的配网系统、庞大的上下游用户资源、丰富的电网运营经验，与其他市场主体相比，电网比较优势明显。笔者认为，在自由竞争、资源优化配置、降低成本、提高服务质量、保证用电可靠性等前提下，电网参与售电未尝不可。

　　对于发电企业而言，发电侧的竞争使其失去体制的庇护，发电企业被推向市场。尤其是在当前电力供需形势宽松、市场竞争加剧的条件下，发电企业尤其是燃煤电厂对于售电牌照的需求更为迫切。他们的优势是拥有富足的电力资源，一旦政策闸门放开，他们有可能率先参与售电竞争。(作者系《能源观察》创办人、中国能源研究会研究员)

　　(本文作者介绍：21世纪经济报道能源记者。微信公共号：能源观察（Enenrgyobservation）)

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