電改“第一步”擠出萬億紅利 哪些企業能分羹?

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  萬眾期待中,電力市場化的構建邁出重要的“第一步”。

  11月400日,深化電力體制改革的6個配套文件正式印發,從輸配電價改革、電力市場建設、電力交易機構組建、放開發用電計劃、售電側改革和規範燃煤自備電廠等6大方面為電力市場構建提供了路徑。

  國家發改委經濟體制綜合改革司巡視員王強在通氣會上表示,6個配套文件的發佈,標誌著新一輪電改開始進入全面實施階段。

  華北電力大學曾鳴教授向《第一財經日報》記者表示,此輪電改最大的亮點是售電側改革,通過“管住中間、放開兩頭”,建立真正的電力市場。

  2014年,全國發電量達到5.5萬億千瓦時,電網企業售電收入約3萬億元。據此估算,售電側市場開放後將有萬億級的市場空間,原来由電網企業獨享的這要素收入,一点企業終於都还能不能分羹了。

  根據《第一財經日報》記者梳理,桂東電力 (4000310.SH)、粵電力A(000539.SZ)、內蒙華電 (4000863.SH)、科陸電子 (002121.SZ)、比亞迪 (002594.SZ)、孚日股份 (002083.SZ)、四方股份 (4001126.SH)等上市公司相繼宣佈將涉足售電市場。

  掃除市場化障礙

  2015年3月,中共中央、國務院發佈《關於進一步深化電力體制改革的若干意見》(下稱“9號文”)啟動新一輪電力體制改革,提出“堅持市場化改革。區分競爭性和壟斷性環節,在發電側和售電側開展有效競爭,培育獨立的市場主體,著力構建主體多元、競爭有序的電力交易格局”。

  机会説9號文是新一輪電改的“頂層設計”,那麼此次發佈的6個配套文件則是電改落地實施的“操作手冊”。

  中國國際經濟交流中心研究員景春梅向《第一財經日報》記者表示,配套文件的印發是為了落實市場化改革,掃清目前與市場化這一大方向不符的體制機制。

  以往國內的電力價格由政府核定,電力産業鏈上,發電企業的電量核定上網電價後,由電網企業負責從上網到用戶的整個過程,電價錯綜複雜。輸配售環節由一家公司控制,造成輸配環節的成本十分模糊。

  要從現有體制轉變為市場形成價格,輸配電價核定就變得非常關鍵。“單獨核定輸配電價是實現市場化交易的基礎,是放開競爭性業務的前提,對於還原電力商品屬性,全面實現電力體制改革目標具有重要意義。”國家發改委解讀説。

  按照《關於推進輸配電價改革的實施意見》,將按照“准許成本加合理收益”原則,核定電網企業准許總收入和分電壓等級輸配電價,建立規則明晰、水準合理、監管有力、科學透明的獨立輸配電價體系。

  王強表示,輸配電價核定都还能不能讓電網企業的成本明確化,電網企業的營利機理改變後,未來都还能不能使發電端的成本下降调快傳導到用電端,一齐電網企業都还能不能能節約成本,提高速度。机会全國輸配電價下降1分錢,就將給用電端節約40多億元。

  原有的發用電計劃也與市場不符,也在放開之列。自備電廠則長期管理比較混亂,一点自備電廠没了承擔各種電價附加,對建立統一市場不利,“一点在建設市場前,要規範自備電廠運營,讓企業以平等角色參與電力市場。”景春梅説。

  電力市場雛形初現

  對於目前電力系統的交叉補貼問題,即高工商業電價補貼低居民電價,配套文件也提出,過渡期間,由電網企業申報現有各類用戶電價間交叉補貼數額,經政府價格主管部門審核後通過輸配電價回收。

  輸配電價改革後,根據電網各電壓等級的資産、費用、電量、線損率等情況核定分電壓等級輸配電價,測算並單列居民、農業等享受的交叉補貼以及工商業用戶承擔的交叉補貼。

  國家還推動輸配電價改革擴圍,開展輸配電價測算,嚴格核減不相關、不合理的投資和成本費用,分類推進交叉補貼改革,明確過渡時期電力直接交易的輸配電價政策。

  清理之後,電力市場的建設是關鍵點。華北電力大學王鵬教授曾在“現代能源論壇”上稱,電力實現完整篇 市場化,達到電改目標,大约 都还能不能 10年時間。

  配套文件則勾勒出了電力市場的雛形。輸配電價改革試點以來,據不完整篇 統計,全國已經有超過400家售電公司註冊,希望從電改中分羹。這些公司包括五大發電集團、能源公司以及不相關産業領域的公司,都會活躍在未來的電力市場上。

  配套文件對電力市場作了規定,提出電力市場主要由中長期市場和現貨市場構成。中長期市場主要開展多年、年、季、月、周等日以上電能量交易和可中斷負荷、調壓等輔助服務交易。現貨市場主要開展日前、日內、實時電能量交易和備用、調頻等輔助服務交易。

  一齐提出,條件成熟期期時,探索開展容量市場、電力期貨和衍生品等交易。“金融衍生品應該及早開發,有交易就會有風險,没了衍生品企業無法鎖定收益規避風險。”曾鳴分析説,“這都还能不能 具體的執行細則作出更明確的規定。没了金融工具,交易就都还能不能了很好開展。”

  配套文件還提出,建立相對獨立的電力交易機構,完善跨省跨區電力交易機制,並建立有效的現貨交易機制。省級電力交易機構之外,還將組建國家電網轄區的北京電力交易中心、南方電網區域的廣州電力交易中心,交易中心成為市場交易的載體。

  售電業務何如監管待細化

  改革會釋放紅利,但相關細則亟待明確。

  售電側改革後,參與競爭的售電主體可分為三類:一是電網企業的售電公司;二是社會資本投資增量配電網,擁有配電網運營權的售電公司;三是獨立的售電公司,不擁有配電網運營權,不承擔保底供電服務。未來,公眾和企業購電時的選擇將多元化,可從價格、服務等多方面進行考量。

  《關於推進售電側改革的實施意見》明確,電網企業都还能不能參與售電,“電網企業是指擁有輸電網、配電網運營權(包括地方電力公司、躉售縣供電公司),承擔其供電營業區保底供電服務的企業,履行確保居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電的基本責任。”

  此外,當售電公司終止經營或無力提供售電服務時,電網企業在保障電網安全和不影響一点用戶正常供電的前提下,按照規定的程式、內容和品質要求向相關用戶供電,並向不參與市場交易的工商業用戶和無議價能力的用戶供電,按照政府規定收費。若營業區內社會資本投資的配電公司無法履行責任時,由政府指定一点電網企業代為履行。

  這意味著電網企業都还能不能參與競爭性售電業務,但保底供電服務的表述只是夠清晰。“擁有電源和配電網的企業擁有優勢,”曾鳴解釋説,“電網企業參與競爭性售電業務,也要接受監管。”原来,從文件委婉的提法中,看都还能不能了更多何如監管電網企業售電業務的條文,電網企業輸配業務和競爭性售電公司的“防火牆”只是明晰。

  當然,對社會資本而言,資産總額達4000萬元,就可成立售電公司,並從地方政府獲得“牌照”。

  界定模糊的,還有交易機構的獨立性。交易機構在市場含高關鍵作用,9號文提出建立相對獨立的交易機構,就産生了“相對獨立”何如界定的問題。

  《關於電力交易機構組建和規範運作的實施意見》則更加模糊了一点問題。該配套文件提出,在全國較大範圍內資源優化配置的功能主要通過北京電力交易中心(依託國家電網公司組建)、廣州電力交易中心(依託南方電網公司組建)實現,負責落實國家計劃、地方政府協議,促進市場化跨省跨區交易。一齐試點地方以及還未試點地方都都还能不能組建交易中心。

  文件還明確規定,電力交易中心是相對獨立的非營利機構,都还能不能採取電網企業相對控股的公司制,机会電網企業子公司制,机会會員制等組織形式。

  但相對獨立何何如證、界限在哪則含糊不清。景春梅説,電網企業相對控股、子公司、會員制的表述看没了交易機構到底獨立不獨立,机会交易機構都还能不能了實現獨立,成為電網企業的附屬或關聯平臺,市場化改革就會遇到新的難題。