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电改大幕开启 电网企业“独家买卖”被分食
发布时间 : 2016-01-12 14:45:26
浏览次数:383

2002年,《电力体制改革方案》(业内称之为“5号文”)公布,掀起了中国电力体制改革的浪潮。其提出的“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”四大改革任务,在仅完成“厂网分开”一项后,电改便陷入停滞局面。

跌宕13年之后,2015年,中国启动了新一轮电力改革。

2015年3月,国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(即电改9号文),提出了新电改的重点和路径:放开竞争性环节电价,向社会资本开放配售电业务,放开发用电计划;推进交易机构相对独立规范运行;深化区域电网建设和输配体制研究,强化电力统筹规划。

随着国家发改委先后批复深圳、蒙西、湖北、安徽、宁夏、云南和贵州等地进行输配电价改革试点,轰轰烈烈地拉开了新一轮电改的序幕。

为了贯彻落实电改,2015年11月30日,国家发改委和能源局公布了6个电改配套文件,共同描绘出本轮电改的“路线图”,电改进入实施操作阶段。

作为电改的重要参与者,这次电网公司成为了“被改革”的对象:新一轮电改明确,电网企业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。同时,原本被电网垄断的配售电业务也向社会资本敞开了大门,其承担的交易业务也被独立出来组建为被政府监管的电力交易机构。

本轮电改刚刚起步,电网企业难言“赢家”或被“割肉”,未来或更多定位于公共服务运营商。

电网盈利模式改变

电力改革的核心,是电价的改革。在9号文中,“有序推进电价改革,理顺电价形成机制”,成为推进电力体制改革的首要任务。

长期以来,中国的电价成本构成模糊不清。这其中电网企业的输配电价更是一笔“糊涂账”。

原国家电监会曾在《电力监管年度报告(2011)》中提到,国家电网的输配环节电价为157.2元/兆瓦时,南方电网的输配环节电价为93.96元/兆瓦时,两家公司输配电价成本差距巨大。而在电网企业的输配电成本构成中,折旧、工资、材料费、财务费用、输电费、维护费等支出更是不透明,无监管。

输配电价不明,一定程度上阻碍了电网企业的发展。早在2002年,南方电网就开始筹划上市,并在2006年引入中国人寿加速上市进程。但由于输配成本不透明等多种问题,上市计划亦一再搁浅。

而在本轮电改中,电网企业的盈利模式发生了根本的变化:从以往依靠买电卖电赚“差价”,变成了只收取“过网费”即输配电价。按照电改的要求,输配电价按照“准许成本加合理收益”计算,政府进行核定,并向社会公开。

2014年11月,深圳率先在全国进行输配电价改革试点。2015年初,南方电网旗下的深圳市供电局公布的2015年~2017年的输配电价为0.1435元、0.1433元和0.1428元。2015年水平比2014年深圳电网实际购电、售电价差每千瓦时0.1558元下降1.23分,按照深圳市2014年的售电量计算,降价金额9亿元。

2015年10月,第二个进行输配电价改革的内蒙古蒙西电网,向外界公布了输配电价改革方案,其确定的输配电价为每千瓦时0.1184元。在核算成本的过程中,内蒙古发改委对蒙西电网2012年~2014年的财务数据进行了成本监审,核减与输配电业务无关的固定资产原值约22.8亿元,核减折旧费、运行维护费等不合理成本费用约25.79亿元。

据内蒙古自治区发改委副主任王金豹介绍,由于内蒙古经济下行压力较大,自治区决定将核减的约26亿元成本全部用于大工业用电降价,电价每千瓦时降低2.65分。

除了深圳和内蒙古外,安徽、湖北、宁夏、云南和贵州五省份也都在2015年列入输配电价改革试点。

“单独核定输配电价是实现市场化交易的基础,是放开竞争性业务的前提,对于还原电力商品属性和实现电改目标有着重要意义。”国家发改委相关负责人认为,输配电价改革不仅能够降低企业和社会用电成本,发挥价格调价供需作用,另一方面也能够规范电网企业运营模式,加强对电网企业的成本约束,抑制电网企业的不合理投资。

售电侧面临激烈竞争

国家发改委电力体制改革专家咨询组专家、华北电力大学教授曾鸣在接受《中国经营报》记者采访时表示,除了构建独立的输配电价体系,改变电网企业盈利模式外,允许社会资本进入售电侧,是本次电改的另一大亮点。

9号文甫一发布,申万宏源公共事业研究员刘晓宁的一句“全国5.5 万亿度售电对应的万亿元级别市场即将开启”,让业内惊呼售电侧改革的巨大市场。而电网公司是否参与售电业务也成为电力行业人讨论的焦点。

11月30日公布的《关于推进售电侧改革的实施意见》中指出,向社会资本开放售电业务,多途径培育售电侧市场竞争主体。并明确售电公司分三类:第一类是电网企业的售电公司;第二类是社会资本投资增量配电网,拥有配电网运营权的售电公司;第三类是独立的售电公司,不拥有配电网运营权,不承担保底供电服务。

同时规定,同一供电营业区内可以有多个售电公司,但只能有一家公司拥有该配电网经营权,并提供保底供电服务。同一售电公司可在多个供电营业区内售电。

在售电公司的资产要求上,资产总额在2000万至1亿元的,每年可售电量6亿至30亿千瓦时。资产总额在1亿至2亿元的,年售电量为30亿至60亿千瓦时。资产总额在2亿元人民币以上的,不限制其售电量。

“在本轮电改的意见讨论阶段,开始有人曾提出电网公司只做输电和配电,将竞争性售电业务彻底独立出去,但电网公司自然不愿意放弃这块‘蛋糕’。”中电联一位人士指出,电网公司也有着售电的人才、技术、信息系统优势。现在明确参与售电业务后,电网企业在售电上无疑最有竞争力。

2015年以来,涉及发电、新能源、仪表设备等多行业的企业宣布组建售电公司。记者通过查询全国企业信用信息公示系统后发现,2015年下半年以来,全国各地已经成立了上百家独立的售电企业。

这些企业未来将如何与电网进行竞争,怎样获得电力资源、争取客户,后期也将逐渐进入操作阶段。

2015年12月8日,国家发改委、能源局批准了广东、重庆两地进行售电侧改革试点。

长期以来,售电业务为电网公司独占。售电侧已经开始向社会资本放开,曾经的“独买独卖”格局变为“多买多卖”,未来必然将对电网公司构成激烈竞争。

正如国家电网能源研究院经济师所言,售电公司比拼的不仅仅是售电,更应该比拼全方位、综合性的能源服务

“电价的市场化和放开售电侧绝不是电改的最终目标。”在曾鸣看来,通过建立电力改革的市场化机制,在电力各产业链引入竞争,提高中国能源利用效率,促进能源行业的节能环保,这些都是本轮电改需要完成的任务。

从美国、德国的电力体制改革成功经验来看,都经历了8~10年的过程,中国的电改才刚刚起步。如今,电力市场化的大幕已然拉开,身处改革大戏中的电网企业下一步如何转型,仍值得密切关注。(王力凝)

                                                                                                                                                                                                                                                          来源:中国经营报

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