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電改內蒙古樣本:算清楚電網那筆糊塗賬

來源: http://www.infzm.com/content/106990

沒有人知道電網輸配電成本究竟是多少錢,這筆糊塗賬不算清楚,電力體制就很難真正走向市場化。新一輪電力改革,正是要對這個關鍵環節“動刀”。圖為電力工人正在檢修電網。 (CFP/圖)

遲滯12年後,新一輪電改拉開序幕。

電力體制改革的方向是市場化,核心是電價改革,而電價改革的最關鍵一環就在輸配電價。只有根據電網實際成本算清楚了輸配電價,電力才能公益的歸公益,市場的歸市場。

擁有唯一一張省級獨立電網的內蒙古,成為新的試點。改革之後,電價會漲還是會跌?內蒙古將提供一個有效的觀察樣本。

元旦前一周,內蒙古自治區發改委副主任王金豹等來了一紙批文——國家發改委同意內蒙古進行輸配電價改革試點,並要求其盡快拿出具體方案上報。這意味著內蒙古自治區將成為繼深圳之後,全國第二個進行輸配電價改革的試驗田。

將要進行輸配電價改革的主要電網是內蒙古電力(集團)有限責任公司,該公司是全國唯一一家隸屬於地方政府的省級電力公司,在2002年中國上一輪的電力體制改革過程中保留下來。業內慣稱之為“蒙西電網”,以此區別開隸屬於國家電網之下的內蒙古東部電力有限公司(簡稱“蒙東電網”),蒙東電網主要負責呼倫貝爾、興安盟、通遼、赤峰、錫林郭勒盟五盟市的電網業務。

批複來得很快,內蒙古發改委是12月初上報的,不到一個月就獲得了基本肯定。“因為蒙西電網是比較獨立的省級電網,雖然改起來比深圳要難一些,但放在全國來看,還是比較簡單。”王金豹分析。

2014年11月,深圳輸配電價改革試點方案獲批。改革之前,電網公司的所謂輸配電價基本就是“購銷差”——銷售電價減去上網電價;改革後,或將按照電網的實際成本來核定一個相對公開透明的輸配電價。簡言之,電網將告別吃價差的盈利模式,變為類似於高速公路收“過路費”。

至於兩者之差異,內蒙古經濟與信息化委員會電力處處長張德向南方周末記者指出其中的一個關鍵點,“現在蒙西電網一年的利潤大概在三十億元左右,將來電網作為服務性公益性的企業,不需要那麽多利潤。”在他看來,新一輪電力改革重啟大幕之下,“輸配電價改革非常非常重要”。

華北電力大學教授曾鳴點出了其重要之處:核定輸配電價是電價體制改革的關鍵。下一步實行的大用戶直購電試點,競價上網,聯動形成銷售電價,逐步開放輸配電網,允許獨立售電商參與市場競爭等改革,均需要制定獨立、規範、合理的輸配電價。自2010年起,內蒙古就真正開始了多邊電力交易市場和大用戶直購電的試點,其間多次起伏,遭遇多種阻滯,但在這個問題上,提供了一個有效的觀察樣本。

“十年前該做沒做的事”

2014年6月13日,國家主席習近平在中央財經工作領導小組會議上提出“今年年底前拿出新電改方案”,由此真正拉開新一輪電改的序幕。根據目前業內流傳出來的電改方案來看,新方案重點是“四放開、一獨立、一加強”,即:輸配電以外的經營性電價放開、售電業務放開、增量配電業務放開、公益性和調節性以外的發供電計劃放開,交易平臺獨立,加強電網規劃。

早在12年前,中國啟動第一輪電力體制改革之時,即已確定了類似的市場化大方向,2002年的電改綱領性文件“五號文”定調電改方向為“廠網分開、主輔分離、輸配分離、競價上網”。但除了廠網分開,後三步基本擱置至今。

第一輪電改後,國家電力公司被拆分成五大發電集團和兩大電網——國家電網(以下簡稱國網)和南方電網。後來國網逐步發展成為集買電、輸電、配電、售電一體化的“巨無霸”,同時還負責電力調度等,在全國擁有58家控股公司,超過184萬員工,營業收入達1.8萬億,凈利潤高達517億元。

“電網公司最大的問題就是成本不透明,其中輸配電價到底多少沒有人知道,其中包括了很多錢和補貼,這是一筆糊塗賬。”中國能源網首席信息官韓曉平說。

身為地方實操官員,王金豹認同韓的說法,過去輸配電價包含了很多政策性因素、交叉補貼,現在這些要不要抽離出來,抽多少,確實不是很好解決的。

不好解決也要解決。“輸配電價的核定是為電力體制改革做一個鋪墊,以進一步市場化,放開上網電價(發電企業賣給電網公司的價格)和銷售電價。”包括廈門大學中國能源經濟研究中心主任林伯強在內的多位電力專家認為,電力體制改革的方向是市場化、核心是電價改革,而電價改革的最關鍵一環就在輸配電價。

2015年1月1日,深圳開始正式實施輸配電價改革試點,首吃螃蟹。在深圳電改方案中寫明,獨立的輸配電價體系建立後,就要積極推進發電側和銷售電側電價市場化。

“深圳極其特殊,他們只有城市用電,沒有複雜的用電方。我們還有農電,包括各種交叉補貼。”王金豹指出這是深圳成為第一家試點的優勢。內蒙古能成為第二家試驗田的優勢是,一半的電網由地方政府直接管轄,其改革的阻力相對較小,“他們自己也意識到這是將來改革的趨勢,有意見也得服從”。

據南方周末記者了解,內蒙古下一步核定輸配電價,也類似於和深圳模式一樣,包括各種成本在內,資產總額、人員狀況,綜合成本等,然後再保證你電網維護、建設的問題,維持其再生產的功能。“這個過程肯定是動態平衡,可能做到一年重新核定一次。”

至於核定輸配電價到底能在多大程度上改變電網的盈利模式,電力專家王冬容分析,“核定輸配電價本身並不能改變電網盈利模式,因為即使是輸配電價核定了,但是購售電業務仍在電網公司內部。這件事情本身是有積極意義的,但這只是在做十年前該做而沒做的事(2005年就有類似試點方案,且範圍更大)。”

肯定能降下來

究竟改革之後,輸配電價會漲還是會跌?

南方周末記者采訪的多位電力專家表示,有可能漲也有可能跌。“各省的實際情況不一樣,在發改委對上網電價、輸配電價、銷售電價的3個電價管理辦法指導下,原來電網公司所得的購銷差價在各省的核定就不一樣。因此,估計有的省核定下來利潤空間肯定會壓縮,有些省則情況可能相反。”曾鳴具體分析道。

王金豹肯定,至少在內蒙古,核定輸配電價之後,電網相比原來的收益空間肯定會壓縮。在內蒙古經信委電力處工作了近7年的張德也認為,“從內蒙電網的實際情況看,輸配電價只要按照‘準許成本加合理利潤’的原則,保證電網建設和發展的需要,輸配電價格是肯定能降下來的。”

事實上,在輸配電價改革機制尚未成行的條件下,內蒙古就已經開始試驗了一種特殊的電力市場化模式。

這項名為“電力多邊市場交易”的模式,由“發電、用戶、電網”三方共同參與,在“發電側和用戶側”兩端引入市場化,通過電網公司搭建的交易平臺,形成“多買多賣”的市場格局。這一模式,主要目的是讓發電廠和大用戶直接見面,發電廠可以選擇多個用戶,用戶也可以選擇多個發電廠。

原本因為沒有獨立清晰的輸配電價,售電端和發電端的市場化競爭很難推行,而內蒙古這一有限的市場化能夠推行,得益於蒙西電網歸屬於地方政府管理。

回憶起電力多邊交易市場的出臺過程,張德難掩興奮,“從2006年開始申請到批下來經歷了兩年的時間,2008年我們一個月至少有兩三次要去北京開會。”

但其真正走進公眾視野是在2010年5月6日。他說,“當時規模很大,還專門買了一個股票交易所的那種鑼,電監會主席和自治區主席一起敲的。”

運行三個月時,國家發改委因其有違節能減排目標而被叫停。此後重啟,又被叫停,直到2012年重啟後才連續運行至今。

內蒙古自治區政府的積極促成,很大程度上源於地方經濟的發展需要。2008年時,經濟危機爆發,此舉意在降低企業的用電成本,進而穩定工業增長。與此同時,內蒙古也有發電結構多樣、電力資源豐富的獨特性。直到2009年,內蒙古的電力始終是供遠大於求的局面,當地發電廠的機組平均發電利用小時數僅為4044小時,低於全國平均水平。

內蒙古呼倫貝爾市伊敏發電廠。 (CFP/圖)

有限的市場化

內蒙古的電力多邊交易市場試點最終被放在自治區政府直接管轄的蒙西電網里面管理和運作。

不過,電網作為中間方,仍然坐收之前的輸配電價——“購銷差”。只是在價格機制形成方面,根據“多買價低”的市場原則,發電企業會適當降低銷售價格促成交易。

“說白了,並沒有觸碰到真正的體制改革。”張德坦言。在多邊電力市場交易中,發電廠和用電方雖然直接見面進行交易,但電網公司在其中收取的“過路費”並沒有改變,“保持電網的購銷差,它原來得多少利益,現在還得多少利益。”

即便是有限的市場化,也確實滿足了內蒙古當地電廠一定的現實需求。

當地一家大型電廠的工作人員告訴南方周末記者,現在煤炭價格低,發電廠的上網電價每度又被降低了1分2,發電廠必須要保證年發電小時數達到4500-5000小時才能保證不虧損,但是內蒙古電力資源供過於求,正常來說通過電網根本不可能發那麽多電,發電廠希望通過直接跟大用戶談一個更低的電價,來提高交易量,從而保證不虧損。

但一位不願意具名的電力市場人士指出,在內蒙古現有多邊電力交易市場模式下,價格優惠是從電廠傳導到了用戶,但參與交易的用戶電價目錄繁多,最終的用電價格還是很複雜,是企業的各種執行電價加上價差再加輸配電價及政府補貼基金。“如果能對輸配電價按照成本核定,發電企業就可直接與用電企業達成一個交易電價,此時再計算企業的用電價格就變得非常簡單,即輸配價格加交易電價和政府補貼基金。”

更關鍵的是,按照內蒙古業內人士的預計,這一重新核定的電價肯定能有所下降,這對用電企業和電廠都是個好消息。

據一位業內資深人士透露,在內蒙古地區大部分企業對電價成本較為敏感,每年調整電價,稍有不合理就可能會造成一些企業用電成本上升從而面臨倒閉。

繞不開的輸配電改革

在試行內蒙古獨有的多邊電力市場交易5年後,2014年6月,蒙東電網開始啟動另一項“大用戶直購電”改革試點,這是一個正在全國鋪開的電力市場化模式。到2014年11月份,已有吉林、廣東、黑龍江、山西、甘肅等12省份進行大用戶直購電試點。

大用戶直購電,亦稱電力直接交易,是指較高電壓等級、大用電量的用戶或獨立的配電企業直接向發電企業購電,同時不排除從電網購電,兩方購電的機制增加了用戶選擇權,經過電網的輸電通道,支付合理的輸電費用。

王金豹覺得沒啥區別,“蒙東直供也好,蒙西多邊交易也好,事實上就是電價市場化的趨勢,就是供需嘛,雙方至少有了一個談判的機制。”

“通過這樣一套機制讓投資者看到我們目前有一個電的價格窪地,希望吸引更多的投資者過來,有新的投資進來,直接加入多邊交易也好,大用戶直供也好,這就是用電的增量。”王金豹說。

數據顯示,2013年,蒙西電網大用戶直接交易電量累計成交262.1億千瓦時,平均成交價差約0.0194元/千瓦時。以電價占生產成本47%的電解鋁行業來說,通過多邊電力市場交易每度電最高能給企業節省4分錢的成本,一年用電量大概60億千瓦時,那一年便可為電解鋁企業節省2.4億的成本。

大用戶直購電,最早也是在2002年出臺的“電改五號文”中就有提及,但也是多次起落,直到2013年5月,國務院發布《關於2013年深化經濟體制改革重點工作的意見》,明確提出“推進大用戶直購電和售電側電力體制改革試點”。

阻礙大用戶直購電改革最重要的因素同樣是輸配電價定價。目前以購銷差為主的輸配電價並不合理。黃少中撰文分析稱,對於大用戶而言,電量較高,未經過輸、配、售所有的環節,上網電價和輸配電價都應該降低,居民用電則經過了所有輸配售營銷等環節,實際成本則更高。而目前的情況是居民電價大大低於大用戶電價,實行了交叉補貼的方法。

此前,前電監會副主席邵秉仁在接受媒體采訪時稱,“整體電力體制不改革,搞任何一項改革都會遇到阻力問題。直購電就是一個典型的例子。直購電里,發電方和用戶雖然談好了,但必然還要經過輸電,可輸電價格仍是一筆糊塗賬。直購電仍然繞不過輸配分開的難關。”

亦有專家持反對意見,王冬容認為大用戶直購電無法承擔起一個完整意義上的改革,且有地方政府幹預,基本就是發電降價讓利,它是不可持續的。“改革就相當於操作系統的更換,從DOS系統到WINDOS系統;而大用戶直購電只是不換操作系統下的一個升級!整個操作系統不換,基本由電網獨家買賣的大框架不改變,這個口子是開不大的,無法實現真正意義上的市場化改革。”

南方周末記者采訪的專家普遍提出來這種擔心。對於高耗能產業的“變相扶持”與國家節能減排的大方向相悖。但張德分析稱,內蒙古是能源大省,而諸如電解鋁等能源資源密集型產業應該落戶內蒙古,這樣從大的方面來說反而有利於形成一個產業鏈條,從而實現節能減排的目標。

另外,他說,“高耗能產品在中國需不需要?不管在哪兒生產,都需要耗能。內蒙古是國家重要的能源原材料基地,發展能源資源密集型產業具有得天獨厚的優勢和條件,符合國家產業轉移和調整產業空間布局的要求。”

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