电力体制改革进程加快售电企业利益如何保障？

　　2015年的3到8月，中共中央国务院、发改委、国家能源局等部门发布了系列与新电改相关政策，稳步推进新一轮电力体制改革。其中，关于清洁能源电价市场化、电力需求侧管理试点城市、输配电价格改革等政策，无疑都是在为售电侧的放开、新成立售电公司业务的展开铺设道路。

　　在目前全国电力市场普遍过剩、加剧竞争的形势下，组建众多售电公司有可能出现争夺用户、竞相压价的现象;用户违约欠费、用户服务投诉、售电成本增加等市场风险也必须承担。

　　今年3月中旬，新的电改方案9号文一推出，立即引起了业内外专家学者、社会媒体的高度关注，并对新电改的背景、内容纷纷作出解读。时至今日，新电改已过去近半年，国家发改委又陆续出台了部分配套文件，并增加了新电改的五个试点省份，在贵州、云南、内蒙、宁夏等省区已进入实操阶段。

　　那么，用户直购电的市场准入、售电公司的责任权力、交易中心的具体职责及其监管问题、信息发布与结算程序、分布式发电市场准入与责任权利问题、规划的组织与实施及其运行机制的制定情况以及对参与企业有哪些要求及建议?带着这些问题，我们来听听国家发改委能源研究所姜克隽主任怎么说?

　　记者：9号文件中指出，要放开输配以外的经营性电价;放开公益性调节以外的发电计划;放开新增配售电市场以及交易机构相对独立，并未提出具体工作的执行思路，近期相继又出台了一些文件，其可执行度情况是怎样的?

　　姜克隽：中国现在的电改肯定是要加速地往前推进，近期文件出台是其中的一个步骤。从总的进程上来讲，等于是落实习总书记能源革命第四条：恢复能源的商品属性。现在来看，我们国家现在就是卡在电价和热价上了，都是政府控制的。电改和气改，是从去年紧锣密鼓开始要推进的事情，所以继九号文件的出台之后，一些配套措施会根据市场需要相继出台。

　　记者：您认为电力进入市场，会不会引起电价的价格战?从而收起恶性循环，导致电力企业为追求低成本，而执行环保投入的力度减弱?

　　姜克隽：能源革命本来就是要恢复能源的商品属性，在这个前提下，原来国家对能源价格过多干预，导致了能源价格的制定变得很低效，这不是我们想要做的。所以从总体上来讲，会产生竞争，并且我们也希望他们产生竞争，在竞争的情况下，才能培养或培育一个很好的能源市场。目前，居民能源价格过于便宜，将来通过这种形式，可能居民用电价格会提高，从而提升居民用电的节约，降低对环境的损害。

　　售电公司盈利模式初始阶段一定是微利阶段，主要依靠价格来竞争，价格手段是初期的盈利手段，中后期会延伸很多增值服务，比如通过配网侧技术改造实现购电成本下降，后期就是技术竞争和服务竞争。

　　售电公司未来的盈利模式应该是能够促进用户提高用电效率，优化用电模式，并且能够促进可再生能源等清洁能源多使用，在这些前提条件下，通过各个售电公司竞争来盈利，不能变成像普通商品那样降价促销手段来盈利，因为电力是特殊商品，售电公司不管是民营还是国有，在市场上的要求还是要在下一步的细则上确定。

　　记者：目前利用清洁能源发电的价格较燃煤发电高，放开发电计划会不会使清洁能源失去市场?

　　姜克隽：不会。我们在电改中会有一些清洁电力的机制，如现在的节能调度制度，以后也可以推出绿色调度。也就是说，在做电力采购的时候，将清洁能源的定价变为 0，而不是按照实际的价格来决定的。和欧盟类似，虽然可再生能源很贵，但是将可再生能源的定价变为0，在竞价排序的时候，它永远排在最前面，所以大家都来竞争，当可再生能源竞争结束之后再竞争其他能源，所以政策总是用方式来鼓励可再生能源来发展的。

　　其中，为吸引用户主动减少高峰用电负荷并自愿参与需求响应，可以制定、完善尖峰电价或季节电价。而且，要加强电力需求侧管理平台建设，引导和鼓励用户实现用电在线监测，鼓励和支持发展电能服务业，吸引全国乃至全球的优秀电能服务企业参与试点工作。

　　记者：放开公益性以外的发电计划，允许新型企业进入售电市场，是对电力行业的利好，但是各大企业似乎没有想象中的那么积极?您认为是什么原因?

　　姜克隽：其实对企业来讲，这有可能在竞价过程中产生很大的压力。并且很多发电企业已经认可目前的这种格局，所以电改对其影响不是很大，有可能因为参与电改反而把握不住未来的格局，所以电力企业的不积极也是可以理解的。

　　从现在的情况来看，电改首先是打开售电端，原来是国家电网[微博]和各地的供电公司来负责输电配电和电力销售，现在至少其他企业也可以参与其中了，这就是开了一个口，这个口开的有多大，到底有多少其他企业能参加到这个行业里面，需要很长一段时间来培养，并不是每一个企业很容易就可以做到“卖电”。

　　原来的国家电网和售电企业合作模式已很成熟，其他企业想要加入进来也是有一定难度的。目前这几个文件的出台已经把通路给打开了，深圳就做了一个很好的示范，任何一个企业都可以在电厂买电，交过网费，然后再销售到其他地方。再比如说最开始允许如北京亦庄这样的产业园成立自己的售电公司，这样进入产业园的电就可以自己来卖。

　　记者：深圳、内蒙古试点，未来可能安徽、宁夏、湖北、云南也纳入试点中，这些试点是怎样选择的?首先进入电力系统的企业需要具备什么样的素质?

　　姜克隽：深圳属于南网，内蒙古试点属于蒙西电网，这样的选择都绕开了国家电网的经营区域，而后续纳入了3个国网辖区试点，可以说是一次突破性的进展。这4个试点省份的共同点是电力供需都比较宽松，而且都有一定的外送能力，避免由于电荒而阻碍电改的进程。这四省分处于华东、华中、西北、南方4个不同的电网区域内，电源类型各异，具备一定的代表性。如果试点顺利，那未来的电改推广很有可能以这四省为基础大范围铺开。

　　现在来说，很难要求企业有什么样的素质，售电公司要有能力找到稳定的需求方，并说服发电厂愿意和其合作，否则任何一个电厂都不愿脱离国家电网。

　　这并不是说找到了用户找到了发电厂就可以去做，中间需要很多配套。如果在未来的电力需求不足的情况下，对售电企业的影响还是很大的。因为电是瞬时的，不可存的。比如一个售电公司最开始肯定要和发电公司来签约，售出和购买要匹配。但是，真正能卖出多少电呢?电力公司愿意被牵着走吗?一旦售电公司没有卖出预计的电量，而在该体系下发电厂又失去了国家电网的保护，这对于电厂来说也是有一定风险的。

　　记者：如果一旦试点失败了，国家有没有一些措施来保护这些率先进入的企业?

　　姜克隽：处在试点阶段，国家现在只是允许进入，通过约束原有企业，要求当地原有的电力企业不能对新加入的公司加以歧视，采取正当的手段竞争。未来的趋势一定是要这么走的。尽早地学习，尽早地适应，尽早地加入是有好处的。要打破原有的机制，引进竞争，控制电网的收益，这是未来的一个走向。售电企业需要一段时间去摸索去学习。比如像亦庄这样生产活动较好、用电比较稳定的大的产业园区，就是电厂很愿意去合作的。但是这个量不会特别大，怎么样才能更多的拓展，需要一段时间使企业来慢慢了解这个流程，使更多新型的电力公司来参与其中。

　　记者：别的国家在改革过程中应该也会遇到相似的困境吧?

　　姜克隽：如果一定要这样说的话，我们就要讨论到一个最终的市场格局了。当燃煤电站发展到为可再生能源调峰的阶段时，整个电价的定价机制都要发生变化。像德国目前燃煤发电量每年只有不到2000小时，如果只按照发电量来付钱的话，是非常亏的，因为一个正常的发电站要达到每年5500小时才能维持正常的盈利水平。所以在美国或是其他国家，都是按照发电的容量来付钱的。就是说，不管电站发不发电都会向其付钱，因为发电站的存在是为了电网安全。但是目前我国新型可再生能源站能源使用比重还很小，当再生能源发电占到一半的情况下，煤电就完全进入到一个调风的角色。这个时候，就必须进入到一个竞争的售电体制上。所以说，我们目前的政策调整也是在为将来的政策调整做准备。形成一个完全竞争的售电市场，需要新加入的企业的售电量占总售电量一定的比重。

　　记者：请谈谈您对下一步电改工作的建议?

　　姜克隽：完善配套政策至关重要。我的建议一是进一步完善各项机制，如绿色调度，加快电改进程，要尽快完成电改，打破政府对电价的控制，交由市场定价，能够反映绿色发展的需要，能够传递碳税、环境税、碳交易的价格信号。

　　二是鼓励和引导社会资本参与配电网投资。通过增量配电网、售电侧投资的放开，投资渠道的拓展，鼓励和引导社会资本参与电网建设投资，加快配电网发展，促进配电网运营效率和服务提升。

　　新电改的时机分析

　　随着我国经济发展进入“新常态”，对电力行业的影响是深远的、系统性的，从近期看有利有弊。目前，发电行业呈现以下6个阶段性特征：(1)全国电力市场普遍过剩，发电量竞争加剧;(2)煤价持续低迷，发电业绩大幅提升，“电盈煤亏”格局更趋明显;(3)非电产业盈亏分化，煤炭、煤化工、铝业等盈利普遍下降甚至亏损，资产负债率仍偏高，转方式、调结构面临新挑战;(4)资源环境承载能力减弱，节能减排压力剧增，电源结构清洁发展、区域空间布局转换提速;(5) 发电侧过去政府定电价、批项目、核计划电量——“半计划、半市场”运行的局面正在改变;(6)能源领域“四个革命、一个合作”，国资国企改革，新一轮电改风起云涌，机遇与挑战并存，创新体制机制正当时。面对未来的新常态、新电改、新任务，2015-2020年(新6年)，发电行业要通过深化改革、科技创新、管理提升、转型发展，实现新超越、新突破，进一步打造发电行业“升级版”——洁净高效，绿色低碳;价值提升，风险可控;科技支撑，法治保障;市场化运作，资源配置优化;主营业务突出，产业链价值链完善;国际化经营水平高，可持续发展能力强。

　　可见，目前发电行业正处在一个新的更高的历史起点，也处在2002年电改以来形势最好时期，但全行业整体并非发展“到了极点”，而是在积极打造“升级版”，创建国际一流企业。

　　“穷则变，变则通，通则久”是改革的一般规律。显然，按照上述逻辑，尽管发电企业经受过电煤市场洗礼，较之长期处于垄断、优势地位的电网企业，对新电改有较强的心理预期和承受能力，但谁乐意在“最好时期”去接受“非自主性”的外部变革、迎接一个“不确定”的未来呢?因为9号文与目前发电行业阶段性特征一结合，如全国电力市场普遍过剩，煤炭市场持续低迷，再加各地经济稳增长的压力加大，工商业用户对电价下调有强烈诉求，中央政府简政放权，地方政府希望借力电改，分享改革红利，新电改的时机对发电企业整体并不利，对未来发电企业的影响更不确定、更具挑战!

　　电改如何继续?

　　电力行业诸多专家对地方政府于电改中的作用素来持负面态度，认为地方政府通常借市场之名行反市场之实，反而扰乱了市场秩序，冲击了市场化进程。目前的种种冲动迹象，更是加深了电力专家对地方政府猛推电改试点的忧虑。

　　尽管有各种质疑，应意识到，还是应该看到地方政府在推进直接交易上的努力，客观上促进了形成多买多卖的市场格局，这一格局对于建设竞争有序的电力市场将有所裨益。如果脱离地方来谈建立市场，恐怕依然是十分无奈的局面。这正是现行体制的真实写照——必须倚重地方，却对地方的反市场行为无可奈何。构建一种怎么样的央地关系，依然是今天推进改革的最大挑战。

　　据专家介绍，电改配套文件中提出，如果在直接交易实施过程中，出现指定交易对象、电量、价格的情况，一经核实，能源局将暂停该地区试点工作或改革工作。也许，这是改革者展示决心和力量的时候。由地方履新能源局的官员对此应该有足够的智慧和经验。

　　面对电改浪潮售电企业的应对措施

　　1、积极研究新电改，密切跟踪配套文件出台、试点区域电改动向，提出应对举措。近一个时期，发电侧要通过集中学习、专题培训、座谈讨论、实地调研、课题研究等多种方式，积极开展新电改方案及其影响的研究，深入分析对经营理念、安全生产、运营管理、发展空间、盈利模式、投资决策、业绩考核、人才队伍等带来的影响，提出应对举措。同时，密切跟踪区域试点电改动向，如深圳、蒙西，安徽、湖北、宁夏、云南、贵州等输配电价改革试点，北京、苏州、佛山、唐山、上海等城市的电力需求侧响应试点，努力做到胸中有数。五大发电集团作为发电行业的代表，列席电改部际联席会议，参与三个工作小组，应抓住机会，积极反映发电侧的合理诉求。近期重点就推进输配电价改革、促进电力市场建设、组建并规范运行交易机构、放开发用电计划、推进售电侧改革、加强燃煤自备电厂监管等配套文件发表意见、提出建议，与其他各方进行讨论、协商、交锋，争取相对有利的政策环境。

　　2、提高对过剩市场竞争残酷性的认识，控制电力发展节奏，建立一个基本平衡的电力市场。我国经济转型似乎让电力需求过剩时代提前到来。专家估计，我国发电机组的富余度已经达到35%，相当一部分机组处于停备状态。即使现有的核准电源项目都不开工，满足“十三五”期间的电力需求也没问题。东北电网装机突破1.16亿千瓦，但全网最大负荷仅600万千瓦，电源负荷比达到两倍。但这并没有能够放缓电力大规模建设的步伐。2015年上半年，全国新增装机4338万千瓦，大大超过2014年同期数3670万千瓦，且火电占一半以上。近两年被视为火电最后一轮的发展机遇期。随着电力项目审批权的下放和火电效益三年多来的好转，以及各地稳增长政治压力的加大，预计还会有一个容量增长的“小高峰”。今年上半年，全国火电新投产2343万千瓦，核准加在建规模1.9亿千瓦，创近年来新高。殊不知，这一举一动将决定着发电企业在未来市场竞争中的“生”与“死”。目前，市场过剩单纯表现为电量减少，电价因政府定价基本不变。新电改推行市场化改革后，电量由市场分配，电价由竞争决定，在供求规律的作用下，将会导致“量价齐跌”。仅仅经历了电煤市场洗礼的发电企业，还没有像煤炭、钢铁企业一样真正体会过剩市场竞争的残酷。因此，各发电企业要从规模思维转向价值思维，既要符合国家能源发展总体战略，更要符合市场规律，控制电力发展节奏，加强造价控制和对标管理，着力提高发展质量与效益，着力清洁发展、节能减排、转型升级，防止继续盲目扩张、陷入“囚徒困境”，防止“十三五”规划编制过大，防止电力产能过剩的继续恶化，建立一个基本平衡的电力市场，保证投资项目的合理回报，保持电力行业的可持续发展。当然，发电企业也要加强同类企业的对标管理，建立平均建设造价、平均运营成本的概念，做好优胜劣汰、兼并重组的心理准备。

　　3、摸清发电企业的资产家底，抓紧建立营销体系，努力做到稳发满发。面对即将到来的售电侧放开，各发电企业要作谋划和打算，摸清全部发电机组家底，加大设备投入，杜绝设备“漏检”、“欠修”，努力减少非停，提升设备可靠性，真正做到“度电必争、稳发满发”。同时，加强电力市场营销工作，开发竞争报价信息系统，特别在新电改试点省区，要抓紧抽调专业人员设立营销机构和充实营销队伍，建立“以市场为导向，以客户需求为中心”的“区域一体化”营销体系和协调机制，明确区域公司市场竞争的主体责任，统一分配区域内发电企业的竞价电量，统筹优化各种电源资源，发挥区域整体优势，提高巿场相对竞争力。另外，根据政策导向，努力增加优先发电量的比重：风光电、生物质能;核电;余热余压发电;以热定电电量;跨省跨区指令性送受电量;调频调峰电量。

　　4、主动开拓、储备优质电力用户，探索参与电能直接交易，筹建售电公司，布局售电市场。各发电企业要转变工作重心，由过去“跑政府”转为“跑市场、跑政府相结合”，主动加强与电力用户、政府部门、竞争对手、调度交易机构的沟通协调，探索参与电能直接交易，加强市场联盟，防止恶性竞争或操纵市场，实现多方共赢。在抓紧开展售电公司业务范围、运营模式、交易策略等内容研究的基础上，要深入周边区域，努力挖掘优质大用户，提前上门沟通交流，建立用户档案，储备用户资源，建立长期稳定的合作关系，为筹建售电公司做好前期准备。在方法上，拟先在直供电量大、大用户集中的区域或新电改试点省区组建售电公司、布局售电市场，并参与新增配电网、跨区域输电通道的投资建设，呼吁建立电力容量市场，做到产销衔接，全产业链经营。

　　5、运作好售电公司平台，促进电力需求侧响应，让社会用户拥有更多的选择权。根据国际经验，售电公司重点围绕电力购销、配电网开发运营、综合能源解决方案、其他增值服务开展工作，建立一个绿色低碳、节能减排和更加安全可靠、实现综合资源优化配置的新型电力运营体系。具体讲，要通过自有电量调配、外部电量采购等组织电量资源;通过大用户优选、客户分级管理、特色供电套餐设计等开拓销售渠道。对距离适中、客户优质的大用户，可以因地制宜开发自营配电网项目，扩展业务范围。通过配置分布式能源、下游终端用电设备建设，以及供应燃气、热力、冷能等多种能源形式，为用户提供一站式多种能源供应方案，增强综合竞争力。另外，通过为用户提供包括代理售电、用能信息、电量回购、综合节能咨询服务、综合低碳能源解决方案、合同能源管理等增值服务，实现售电公司运营模式的创新。