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電改十年記:改革重啟需自上而下推進

http://www.21cbh.com/HTML/2012-4-28/yMNDE3XzQyNjEyMw.html

轉眼,電改步入了第十個年頭。

2002年2月,國務院下發《關於印發電力體制改革方案的通知》(亦稱「五號文件」)。電力體制第二輪改革啟動,確定政企分開、廠網分開、主輔分離、輸配分開和競價上網五大任務。

如今,五項改革仍然在繼續,然而10年光陰終究沒磨出一把好劍,電力市場並沒有最終形成。

現存的市場格局讓外界甚為感慨:政企分開不到位,廠網分開不徹底,主輔分離形成新壟斷,輸配分開陷入停滯,電網統購統銷,電力調度不獨立,發電企業與大用戶不能直接交易,電力市場監管乏力……

以至於國家電監會第一任主席柴松岳在2012年「兩會」期間連連擺手,「電改沒有達到當初(2002年) 中央設計的目標」。

國研中心產業部部長馮飛直言不諱地指出,「目前電力體制非計劃、非市場,最為糟糕。」因改革滯後,電力市場化改革與計劃體制交疊,電力工業矛盾重重。「猶如一個壯漢,被捆住手腳,限制自主發展。」一位電力改革派專家說。

是什麼讓電力改革如此步履艱難?

一位體制內官員如是對本報記者評價,「目前,無論項目建設、電量交易、電價形成、發電量分配都掌握在政府部門或壟斷企業手中,根本沒有電力市場。如果不加緊推進改革,再過十年,仍是現在的格局。」

多位接受採訪的專家一致認為,未來的電改需要高層自上而下強有力的推進,否則又將進入下一個徘徊期。

改革的與未改革的

電改的成就之一是讓經濟告別「硬缺電」,但「軟缺電」揮之不去。

2002年廠網分開以來,國內發電裝機快速增長,到2011年底,9年時間新增裝機7億千瓦,相當於1949——2002年53年全部裝機容量3.5億千瓦的2倍。

廠網分開使電源建設由計劃轉向市場競爭,競爭降低火電工程造價。國家電監會《「十一五」期間投產電力工程項目造價監管情況》專項通報稱,「十一五」期間新建火電工程決算一項可減少投資約196億元。

與此相比,電網企業造價控制的內在動力有差距。報告顯示,「十一五」期間投產交流輸電線路工程單位造價比「十五」上漲17.93%。

同樣來自電監會的統計顯示,2010年主要電網企業輸配成本合計4222.41億元,較上年同期增長20.92%。而2006年,這一數據是2000億元左右。

在電改過程中,外部經濟環境發生較大變化。「以煤炭、石油為代表的一次能源價格出現大幅上漲。這是改革之初沒有預料到的。」原能源部政策法規司副司長朱成章說。朱本人深度參與第二輪電改思路論證。

基於煤價快速上漲,作為過渡方案,2004年我國出台煤電聯動政策。但該政策並沒有執行到位,自改革至今煤炭價格出現2.5倍以上的上漲,但電力銷售價格僅增長30%——40%。

改革十年來,煤價大幅上漲、輸配電成本提高,但上網電價與銷售電價卻由政府管制。基於此,火電企業盈利能力走弱,甚至虧損。

華電集團政策法律部主任陳宗法提供的數據顯示,從2008年到2011年,五大發電集團火電板塊連虧4年,累計虧損達923億元。同期,五大發電集團平均資產負債率也超過國資委85%的高限。

與多元的發電端不同,電網環節始終集中度高且透明度不足。「電網輸配電價實際上是購銷差價,是壟斷、粗

放的經營方式。」發改委內部官員說。

在電量交易中,電網統購統銷,並掌握電力調度權,這種模式使電網和電廠處於不對等的地位。正因此,發電企業尤其是火電企業改革重啟的呼聲大。

中國電力發展促進會專職顧問姜紹俊說:「應放開發電市場和售電市場,改進中間輸配電網環節的監管,建立M個賣點、N個買點的格局,多買多賣。這才叫真正的電力市場。現階段,電網統購統銷只是一個過渡階段。」

「電網公司應變成輸電公司,擔當電力輸送責任,國家核定輸電價格。電網在電力交易中獨立出來,由供需雙方自主談判。」姜紹俊說。

但現實的問題是,電網企業不斷逆勢擴張。2002年,國家設立華北、東北、西北、華東、華中五大電網公司。但目前,國家電網上收區域電網權限,區域電網被架空。此外,以國家電網收購許繼等兩家電氣設備為標誌事件,電力體制改革陷入尷尬境地。

一位不願具名的專家說:「這一輪電改,中央定了規則,有頂層設計。但企業不執行,甚至走回頭路。即便出現了問題,也沒有人被問責,這種狀況讓各個方面很尷尬。」

競價上網尚難實施

五號文件確定「競價上網」的改革思路,但實施與否仍有懸念。

2004年5月到2006年,國家在東北區域、華東四省一市曾實行競價上網改革試點,並建立多個電力交易中心。但這一期間,我國出現嚴重電荒,競價上網宣告擱淺。

國家電監會市場監管部主任劉寶華說:「競價上網是電力交易的高級形式,可以實時發現價格信號,調節實時供需,引導長期電量合同和投資。但前提條件是電力供需基本平衡,或者略有富餘不會出現大幅盈虧。」

2000年美國加州爆發電力危機,危機過後,2001年3月,美國開始實行雙邊合同主導的新交易規則。英國也用雙邊交易為主的新市場機制,取代實施10年之久的競價交易模式。

朱成章介紹,世銀出具的一份名為《美國加州電力改革與危機:發展中國家電力市場應汲取的教訓》的報告認為,電力體制引入競爭需四條件:一、是否有足夠的裝機容量;二、電網是否覆蓋全國各地;三、是否有完整的電價體系;四、電力監管機構是否有經驗。

「競爭性電力市場必須有合理的電價形成機制、電網輸送能力有較大富裕、有健全的電力法規體系等,中國不具備這些條件。」朱成章說。

取代競價上網,電力行業希望明確獨立輸配電價,開展大用戶直接交易。目前,大用戶直接交易僅在福建、江蘇等少數地方試點,交易電量僅佔全社會用電量千分之幾。

目前,大用戶直接交易難以規模化推進。主要受兩方面掣肘:一是獨立的輸配電價機制沒有形成,二是國家部門之間尚未達成共識。

輸配分開走什麼路徑?

廠網分開、主輔分離後,電改進入深水區。輸配到底分,還是不分?兩大陣營各有說辭。

4月10日,國家電網公司總經理劉振亞《中國電力與能源》一書發佈。在書中,國家電網公開表示堅持輸配電一體化和電網調度一體化。這一表態讓輸配分開再添懸疑。

中電聯人士告訴本報記者,協會內部討論認為,現階段輸配沒有必要分開。可以選擇地區做輸配分開試點,對比輸配分開的優劣,然後下定改革的決心。

「此外,若輸配分開,配電網交給地方,不利於地方電網建設、投資、運營和農網改造,有礙電網發展。」上述中電聯人士說。

作為電力行業專家,姜紹俊親身參與並見證電力體制改革全程,其認為廠網分開、主輔分離後,必須堅持輸配分開。「電網可以繼續橫向切分,形成北中南三個勢力相當的電網。配電公司下放地方後,可以調動地方發展的積極性。」

輸配到底如何分開?國家電監會選擇在蘇州和深圳開展輸配財務獨立核算試點,但這被指不是改革的核心領域。

「有一點要注意,必須放開配電網,接納新能源,鼓勵建微電廠。全世界都是這種運營模式,而我國在項目審批上設置障礙。當輸電系統和配電系統建立後,探索合同供電模式,使電力調度中立。」前述發改委內部專家說。

姜紹俊提出更為審慎的方案,作為過渡方案,在輸配分開前可逐步放開大用戶,與發電企業直接交易。「但輸配要分開核算,成本公開。」姜紹俊說。

首先,放開年用電1億千瓦時,用電負荷大約2萬千瓦用戶;兩年後放開年用電1000萬千瓦時,用電負荷2000千瓦及以上用戶;再過1~2年,放開年用電100萬千瓦時,用電負荷200千瓦及以上的用戶。

在此基礎上,實施輸配分開,成立配電公司參與市場交易,代表小用戶及居民進場購電,統銷給低壓小戶和居民。


電改 改十 十年 年記 改革 重啟 需自 自上 而下 推進
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http://magazine.caixin.com/2012-08-03/100419136.html

[對話背景]

  電力體制改革在今年邁入了第十個年頭,業界不乏回顧與展望。在肯定成果的同時,應該不無憂慮地看到,改革進程與當初的規劃仍有差距,改革前景尚 不明朗。

  2002年2月,在經歷了兩年爭論、博弈和妥協之後,國務院出台《關於印發電力體制改革方案的通知》(國發[2002]5號,下稱五號文件), 揭開了電改序幕。

  落實五號文件充滿曲折。2002年底五大發電集團成立,廠網分開基本實現,但是主輔分離此後九年躊躇不前,到2011年9月方才有所進展,此時 電網企業又生長出電力設備生產製造等新的輔業。與此同時,其他改革措施只見醞釀,未見行動。業內人士甚至擔心,長此下去原有的改革成果都有可能變質。

  如何評價上一輪電改?新一輪電改應該如何著手?煤電矛盾到底應該如何化解⋯⋯這是本期財新記者蒲俊與國務院研究室綜合經濟司范必副司長對話的主 要話題。

  國務院研究室是承擔綜合性政策研究和決策諮詢任務的國務院辦事機構,綜合司負責包括中長期規劃、經濟體制改革等問題的調查研究和政策建議。擔任 綜合經濟司副司長的范必主要從事宏觀經濟、能源、環保等公共政策方面的研究。近年來,他圍繞著電力改革、煤電矛盾等進行的一系列重大課題研究很有影響,亦 頗為決策層所關注。

[對話摘登]

新一輪電力改革

  蒲俊:在討論新一輪電力改革之前,你對上一輪自2002年 啟動的電力改革的成果與不足有何評價?

  范必:上一輪電改主要是對國有電力資產進行了重組,成立兩大電網公司、五大發電集團和四個輔業公司,組建了 國家電監會。打破了原來國家電力公司發、輸、配、售一體,垂直運營、高度集中的體制。實行了政企分開、廠網分開。發電領域引入了競爭機制,裝機能力得到了 很大提升。

  改革前,一年新增發電裝機2000萬千瓦就是很好的成績,改革十年,很多年份一年就可以新增裝機1億千瓦,極大地緩解了電力短缺問題。同時,改 革使電力工程造價大幅降低。改革前火電每千瓦造價要七八千塊錢,現在降到了3000多塊錢。

  當然,五號文件確定的一些重要改革任務還沒有落實,比如輸配分開沒有實行,區域電力市場建設受阻,電價改革滯後,積累了一些新的矛盾和問題。

  蒲俊:關於電力企業的效率,有與一組電網相關的數據。根據 電監會《電力監管年度報告(2011)》的數據估算,國家電網公司、南方電網公司的電力業務利潤率分別為2.00%、1.68%。這些數字能否說明電網企 業的效率還有待提高?

  范必:電網企業確實存在高價差、低收益的問題。全國火電企業上網電價一般是0.3元/千瓦時-0.4元/千 瓦時,而工業企業實際用電成本一般要比上網電價高1-2倍,東部地區商業企業大都在1.2元以上,中間的差價基本留在了電網。電網企業真實的資產收益其實 很難說清,主要是由於主輔不分、輸配不分。他們有「三產」「多經」,有新收購的裝備製造企業,「走出去」投資國外的電網,還有交叉補貼,補了多少也不清 楚。這些都算在成本裡的話,利潤率當然就不高了。

  蒲俊:那你對接下來的電力改革方向怎麼看?從哪裡進行突 破?

  范必:我認為新一輪電力體制改革,首先要完成上一輪主輔分離沒完成的任務。對近年來各級電網企業新收購的裝 備製造企業,仍然保留的輔助性業務單位,比如輸變電施工企業等,以及「三產」「多經」企業,進行產權剝離,並且嚴格規範電網企業不再從事輸變電主業以外的 業務。

  與此同時,可以考慮調度和財務獨立。電力調度在組織和協調電力系統運行和電力市場交易中,有很大的影響力,也是電網企業維繫「獨買獨賣」地位的 主要手段。

  應當將調度機構從電網企業中分離出來,組建獨立的調度交易結算中心,負責電力市場平台建設和電力交易、計量與結算,組織和協調電力系統運行,確 保電力調度交易的公開、公平、公正,還有電網的無歧視公平開放。

  蒲俊:這些主要是從電網企業的組織架構和業務上著手,另一 個比較受關注的就是電價的問題。這一塊如何改?

  范必:改革的基本方向是「放開兩頭,管住中間」,建立多買多賣的電力市場。也就是說輸配電價格由政府制定, 上網電價和銷售電價放開。

  具體步驟可以是,除了用電量佔全社會用電量15%的居民生活和農業生產用電仍實行政府直接定價,對工業和商業用戶,按電壓等級從高到低,逐級、 限期實行與發電企業直接交易,自行商定交易電量和電價,用電方向電網企業支付規定的輸配電價。

  蒲俊:你認為如果推進新一輪電改會取得什麼樣的成效?

  范必:新一輪電改的時機已經成熟,條件基本具備。預計改革後,發電企業的售電價格會有所上升,工商企業的用 電價格會有所下降。這將有助於減輕企業負擔,提高競爭力。在目前經濟增長速度下行壓力較大的情況下,這一改革尤為迫切。

破解煤電矛盾

  蒲俊:與此相關的話題是煤電聯動。現在有觀點認為按照煤電 聯動的思路,煤價走低電價也應該往下調才對,這對現在比較困難的一些生產企業也會有好處。這種調整的可能性有多大?

  范必:煤電聯動政策是2004年煤電矛盾比較突出的時候提出的,主要是解決煤價大幅上漲與上網電價調整滯後 的問題,在設計時沒有考慮煤價大幅下降怎麼辦。這一政策要求每次聯動時發電企業要消化30%的煤價上漲因素,已經連續消化了近八年。

  如果現在要求上網電價向下聯動,發電企業就會提出,這些年聯動滯後的損失、因消化漲價因素帶來的虧損誰來彌補?目前的聯動定價機制無法解決這個 問題。煤電聯動是一種人為裁量和操作的定價機制,具有明顯的被動性和滯後性。如果煤價和電價完全由市場決定,就不會出現這個問題。

  蒲俊:已經有部委在研究要把計劃內的電煤和市場煤並軌,現 在做這件事的時機是否成熟?

  范必:並軌是必要的,但難度很大。在計劃經濟時期,煤、電、運這個產業鏈是國家計劃管理最嚴格的領域,現在 很多環節的計劃色彩仍然很濃。煤炭市場中有計劃煤,運力環節有計劃車皮,發電環節有電量計劃,整個產業鏈是一個雙軌制的產業鏈。如果說把一個環節計劃內、 計劃外並軌了,其他環節都不動,會造成新的矛盾。比如,有的國有發電企業原本可以拿到便宜的計劃煤,並軌後可能價格就貴了;計劃煤一直同計劃運力掛鉤,取 消了計劃煤以後拿運力可能又是一筆增加的支出。這樣改革未必對發電企業有利。如果要改革,就應當對煤炭、運力、電力進行一攬子的市場化改革設計。

  蒲俊:提到計劃問題,發電領域每年都有一個發電量計劃,這 是否應當取消?

  范必:應當取消。目前,各地下達的發電量計劃沒有法律依據和政策依據,國家電力主管部門也沒有下達過這一計 劃。地方政府在制定發電量計劃時,基本上是按機組戶頭平均分配發電時間。火電機組一年可以發電6000多小時,往往只給4000小時至5000小時。對這 部分計劃內電量,電網企業按國家規定的上網電價進行收購,計劃外電量則降價收購。當電煤價格大幅上漲時,火電廠超計劃發電甚至造成虧損。越是煤電矛盾突出 的時候,企業的發電積極性越低。因此,發電量計劃應該廢止。改革開放都三十多年了,發電企業的產量和價格都由行政決定,這種情況在其他行業是很少見到的。


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改革接踵而至:煤炭資源稅終正式宣布,新電改或出臺在即

來源: http://wallstreetcn.com/node/208823

據新華網,中國國務院總理李克強29日主持召開國務院常務會議決定,今年12月1日起,在全國將煤炭資源稅從量計征改為從價計征。內人士指出,煤炭資源稅改革的啟動再次傳遞出全面深化財稅體制改革的信號,這項改革也將進一步完善資源產品價格形成機制。

中國資源稅改革早在2007年就醞釀推行,但迫於當時通脹壓力未能啟動,而不期而至的金融危機又使得資源稅改革再次擱淺。

2010年5月,石油天然氣資源稅改革正式在新疆破冰試點,2011年,改革正式在全國推行。然而由於煤炭在中國能源、發電中廣泛利用,相比石油價格與國際接軌和天然氣統一定價,煤炭資源稅改革無疑將會對資源價格產生更大影響,需要選擇更佳的改革窗口期。

這次會議決定,在做好清費工作的基礎上,從今年12月1日起,在全國將煤炭資源稅由從量計征改為從價計征,稅率由省級政府在規定幅度內確定。一些業內人士也指出,資源稅作為一個地方稅種,確定具體適用稅率的權限確應下放給地方政府。

煤炭資源稅改革推出的一大難點,就是要理順較為繁多的煤炭領域的收費,正費清稅,提稅減費。今年以來,山西、陜西、內蒙古等煤炭主產地已經先後出臺規定,集中清理規範涉煤收費,著手為煤炭資源稅的改革進行準備。

國務院常務會議要求,要立即著手清理涉煤收費基金,停止征收煤炭價格調節基金,取消原生礦產品生態補償費、煤炭資源地方經濟發展費等,取締省以下地方政府違規設立的涉煤收費基金,嚴肅查處違規收費行為,確保不增加煤炭企業總體負擔。

與此同時,一份新的深化電力改革的意見方案近日也已起草完成,並遞交到國務院。據《財經國家周刊》記者了解,新電改方案由國家發改委牽頭負責,有望於近期獲批出臺。

此前,2002年“大一統”的國家電力公司被拆成“5+2+4”電企新格局,電力“一家人”從此歸屬、命運各不同。這場改革,拆分了當時的國家電力公司,提出政企分開、廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網的電力工業改革方向,要求打破壟斷,引入競爭,建立社會主義電力市場經濟體制。

堅硬的現實是,這場大改革構想僅僅走到主輔分離便戛然而止——政企分開不到位,廠網分開不徹底,主輔分離形成新壟斷,輸配分開陷入停滯,電網統購統銷,電力調度不獨立,發電企業與大用戶直接交易不順暢,電力市場監管乏力。

參與本次電改方案討論的人士告訴《財經國家周刊》記者,在征求意定發電計劃。同時,將允許民營資本進入配電和售電領域等。見稿中提到推動大用戶直供電,允許發電廠和用戶之間直接制定電價進行交易,政府將不再制(定發電計劃。)

中國電力企業聯合會副秘書長歐陽昌裕對《財經國家周刊》記者說:“如果實行,意味著中國電力工業的市場競爭性環節全面放開。”

 

改革 接踵 而至 煤炭 資源稅 資源 正式 宣布 新電 電改 改或 或出 出臺 在即
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新電改方案落定 配電側和售電側增量部分將放開

來源: http://wallstreetcn.com/node/211158

2014917161749258222

中國證券網從知情人士處獲悉,新電改方案已基本落定,方案核心內容是確立電網企業新的盈利模式,不再以上網及銷售電價差作為收入來源,而是按照政府核定的輸配電價收取過網費。同時,放開配電側和售電側的增量部分,允許民間資本進入。

知情人士向中國證券網表示,因涉及複雜的成本核算,僅核定電價就需要一個過程。而核定完後原本要推“交易獨立”,但目前的草案只提到“交易平臺相對獨立”。盡管如此,新電改仍較以往推進了一大步。

今年以來,發改委已多次召開新電改方案征求意見會。部分受邀參加的電力專家透露,未來電改將進行頂層設計,或成立獨立於電力行政主管部門和電力企業及組織以外的專業化電改委員會。經過改革後,電網將實現公用事業化。

方正證券一位分析師認為,售電放開後,有三類公司有可能加入這個領域的競爭。第一類是從電網剝離出來的供電局,對人員和資產改制後成為單獨的售電公司。第二類是以五大發電集團為代表的火電企業,直購電試點時,發電公司就已經具備了售電功能。第三類則是做電力工程或設備的公司,甚至另一些離電力行業更遠的第三方資本,包括PE也有可能參與。

申銀萬國認為,電網不以上網及銷售電價差作為收入來源有助於使低成本、低度電能耗、高效率的電力企業獲益(長江電力、國投電力、桂冠電力)。而售電業務的放開將使得已有配電資源的企業和區域性的發電企業受益,因為它們的競爭優勢較大(文山電力、郴電國際、樂山電力、天富能源)。

按照2013年出版的《深化中國電力體制改革綠皮書·綱要》,中國電改的總體發展目標是:十年之內,在能源領域特別是電力產業,以社會主義市場經濟的主導模式取代電力壟斷經濟體系;以生態文明的管理方式取代高碳、高排放的粗放生產方式;實現從不平等的電力公社模式轉向柔性生態化的電力社會模式;實現自上世紀80年代我國農村體制改革以來的第二次生產力的大解放;為電力工業向生態文明的轉變提供助推動力。

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新電 電改 方案 落定 配電 側和 和售 售電 電側 增量 部分 放開
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新電改方案通過 或與“深圳模式”相去甚遠

來源: http://wallstreetcn.com/node/212462

本文來源:財經網 授權華爾街見聞轉載

中國能源行業今年最大的懸念——“新版電力體制改革方案”終於揭曉。

自從6月13日國家主席習近平在中央財經領導小組會議上要求在今年年底前拿出新電改方案之後,該方案即成為業內焦點。而國家發改委也在新年到來前如期交卷。

昨日(12月24日),國務院總理李克強主持召開今年第39次常務會議,根據新華社的通稿,此次會議主要討論了“加大金融企業走出去”、“進一步盤活財政存量資金”以及“保障和改善殘疾人民生的措施”等議題,新華社通稿最後稱“會議還研究了其他事項”。

據《財經》記者多方求證得知,本次會議討論的“其他事項”中,重頭戲即為“新電改”方案——該方案獲常務會議原則性通過,將擇機向社會發布。

接近決策層的人士對《財經》記者表示,新電改方案“並無太大新意”,將不會對電網企業進行橫向拆分,但明確了電網企業的公共服務屬性、改變了電網“吃差價”的盈利模式,最大的亮點在於網售分開,培育多種售電主體。

此前多家媒體報道,新電改方案重點是“四放開、一獨立、一加強”,即輸配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,加強規劃。多位業內人士向《財經》記者確認,以上內容出現在了新電改方案中。

不過,這份改革方案可能會令大多數主張電力市場化改革的人士失望。有接近決策的人士稱,“不要對新電改保有太大希望,雖然有新東西,但整體而言沒有讓人眼前一亮的東西,卻有讓人眼前一黑的東西”。

據《財經》記者了解,售電業務放開,增量配電業務放開,鼓勵民營資本進入等市場化方向的改革內容雖然不出意料被寫入方案,但“都是原則性的表述,沒有具體的操作方案”。

國家主席習近平在今年六月曾指出目前的電力體制“調度和輸配電合二為一,既當裁判員,又當運動員,是政企不分的典型體現”。但據《財經》記者了解,新電改方案中沒有“調度獨立”的內容。

此外,業內曾預期,新電改方案將與“深圳電改試點”的模式保持一致,但據了解,新電改方案與深圳模式相距甚遠。

將於2015年1月1日正式推行試點的深圳電改模式,意在通過國際通行的準許收入模式,確定獨立的輸配電價,進而在發電側和銷售側實現電價市場化,電網企業則按照政府核定的輸配電價收取過網費。

新一輪電力體制改革從2013年起已預熱多時,今年6月習近平針對電改的表態使得新電改全面加速,在那次會議上,習要求發改委在今年年底前拿出方案。

上一輪電力體制改革發端於2002年,以國務院“五號文”為綱領,確定了“廠網分開,輸配分離、主輔分離,競價上網”等四大目標,將原國家電力公司拆分為五大發電集團和兩大電網公司,但此後改革逡巡不前,除“廠網分開”基本實現之外,其他三大目標全部踏空。此後十年,煤電矛盾激烈,新能源發展受阻,電力行業幾乎所有的矛盾都最終指向體制性問題。

2013年新一屆政府組成之後,重啟電改呼聲再起,此間各利益方博弈多日,至今日新電改方案終塵埃落定。但與上一輪改革相比,新電改趨於保守和溫和,改革力度遠遜於“五號文”,改革能否實現成效,依然有待觀察。

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新電 電改 方案 通過 或與 深圳 模式 相去 甚遠
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【重磅!消息稱國務院週三通過新電改方案 有東西讓人眼前一黑】 上兵伐謀zgz

來源: http://xueqiu.com/6078380931/34507352

【重磅!消息稱國務院周三通過新電改方案 有東西讓人眼前一黑】昨日李克強主持國務院常務會議,據《財經》多方求證, 會議“其他事項”中,重頭戲即為新電改方案——該方案獲常務會議原則性通過,將擇機發布。接近決策人士稱,“不要對電改保有太大希望,有讓人眼前一黑的東西”。

新電改將不會對電網企業進行橫向拆分,但明確了電網企業的公共服務屬性、改變了電網“吃差價”的盈利模式。方案最大亮點是提出了網售分開,培育多種售電主體。但整體而言,這是一個讓主張加速市場化改革的人士失望的方案

  財經十一人 / 文

  中國能源行業今年最大的懸念——“新版電力體制改革方案”終於揭曉。

  自從6月13日國家主席習近平在中央財經領導小組會議上要求在今年年底前拿出新電改方案之後,該方案即成為業內焦點。而國家發改委也在新年到來前如期交卷。

  昨日(12月24日),國務院總理李克強主持召開今年第39次常務會議,根據新華社的通稿,此次會議主要討論了“加大金融企業走出去”、“進一步盤活財政存量資金”以及“保障和改善殘疾人民生的措施”等議題,新華社通稿最後稱“會議還研究了其他事項”。

  據《財經》記者多方求證得知,本次會議討論的“其他事項”中,重頭戲即為“新電改”方案——該方案獲常務會議原則性通過,將擇機向社會發布。

  接近決策層的人士對《財經》記者表示,新電改方案“並無太大新意”,將不會對電網企業進行橫向拆分,但明確了電網企業的公共服務屬性、改變了電網“吃差價”的盈利模式,最大的亮點在於網售分開,培育多種售電主體。

  此前多家媒體報道,新電改方案重點是“四放開、一獨立、一加強”,即輸配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,加強規劃。多位業內人士向《財經》記者確認,以上內容出現在了新電改方案中。

  不過,這份改革方案可能會令大多數主張電力市場化改革的人士失望。有接近決策的人士稱,“不要對新電改保有太大希望,雖然有新東西,但整體而言沒有讓人眼前一亮的東西,卻有讓人眼前一黑的東西”。

  據《財經》記者了解,售電業務放開,增量配電業務放開,鼓勵民營資本進入等市場化方向的改革內容雖然不出意料被寫入方案,但“都是原則性的表述,沒有具體的操作方案”。

  國家主席習近平在今年六月曾指出目前的電力體制“調度和輸配電合二為一,既當裁判員,又當運動員,是政企不分的典型體現”。但據《財經》記者了解,新電改方案中沒有“調度獨立”的內容。

  此外,業內曾預期,新電改方案將與“深圳電改試點”的模式保持一致,但據了解,新電改方案與深圳模式相距甚遠。

  將於2015年1月1日正式推行試點的深圳電改模式,意在通過國際通行的準許收入模式,確定獨立的輸配電價,進而在發電側和銷售側實現電價市場化,電網企業則按照政府核定的輸配電價收取過網費。

  新一輪電力體制改革從2013年起已預熱多時,今年6月習近平針對電改的表態使得新電改全面加速,在那次會議上,習要求發改委在今年年底前拿出方案。

  上一輪電力體制改革發端於2002年,以國務院“五號文”為綱領,確定了“廠網分開,輸配分離、主輔分離,競價上網”等四大目標,將原國家電力公司拆分為五大發電集團和兩大電網公司,但此後改革逡巡不前,除“廠網分開”基本實現之外,其他三大目標全部踏空。此後十年,煤電矛盾激烈,新能源發展受阻,電力行業幾乎所有的矛盾都最終指向體制性問題。

  2013年新一屆政府組成之後,重啟電改呼聲再起,此間各利益方博弈多日,至今日新電改方案終塵埃落定。但與上一輪改革相比,新電改趨於保守和溫和,改革力度遠遜於“五號文”,改革能否實現成效,依然有待觀察。@今日話題



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重磅 消息 國務院 國務 週三 通過 新電 電改 方案 東西 讓人 眼前 一黑 上兵 伐謀 zgz
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電改內蒙古樣本:算清楚電網那筆糊塗賬

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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。”

電改 內蒙古 內蒙 樣本 清楚 電網 那筆 糊塗賬 糊塗
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一分錢的電改

2015-01-26  NCW
 
 

 

算清電網糊塗賬從深圳開始,未來逐步推向全國,電價降一分錢是萬里長征第一步◎ 財新記者 李雪娜 黃凱茜 文“深圳的電價太貴了, 不

僅遠高于全國平均水

平, 也高于長江三角洲,高于上海,堪比香港。深圳不改不行了。”2014年12月26日,深圳市發改委價格處副處長譚茂芹對財新記者說。

此時下午2點剛過,譚茂芹匆匆吃過中午飯,正準備趕去參加深圳輸配電價改革會議。這是她這一天里的第二場關於電價改革的會議。根據國家能源局2013年的監管報告,深圳平均銷售電價為每千瓦時0.792元,商業企業的電價高到每千瓦時1元以上。

比譚茂芹更著急解決電價問題的是深圳市市長許勤。深圳早年的競爭優勢已經所剩無幾,居高不下的電價成為發展阻礙。此時恰逢中國重啓停滯多年的電力改革,深圳再次被推到改革前沿。

這一次要做的是被業內公認最難、改了12年都未能推動的電價改革。

2002年,國務院發佈《電力體制改革方案》(即一般所稱的“5號文件”),啓動電改,目標是通過拆分當時廠網一體的國家電力公司,打破壟斷,引入競爭,最終實現由市場形成電價。其後,國家電力公司被拆分成國家電網公司、南方電網公司及華能等五大國有發電集團。但在完成了廠網分開第一步後,中國的電力改革就漸行漸緩,至2008年陷入停滯,主輔分離改革至今未能完成,輸配分離則未及展開便飽受爭議。

電力從生產到銷售,分為發、輸、配、售四個環節。初步改革之後,中國在發電側已形成競爭局面,終端消費市場亦是由衆多企業和個人構成,但中間的送電(包括長距離輸送和城市配送)以及售電環節均由電網公司壟斷,電網是惟一的買家和賣家,也因此,政府只能對電價高度管制,電力市場遠未形成。

2014年10月,國家發改委提出深圳“先行一步”,進行輸配電價改革試點,即通過核定和監管電網成本來確定輸配電價,也即過網費。

在自2012年重啓的新一輪電改中,一個普遍的共識是:只有在厘清輸配電資產的情況下核定輸配電價,使居於壟斷地位的電網公司的經營模式從收取購售電差價向收取過網費轉變,才能打開電改突破口。這是推進電力市場化改革的關鍵一步。下一步用戶直購電試點、競價上網、聯動形成銷售電價支付、開放輸配電網、允許獨立售電商參與競爭等改革,均要以此為前提。

“這只是萬里長征的第一步。接下來要放開電力市場,讓用戶和電廠直接交易形成電力市場價格。”這已經在參與深圳電改的上下層達成了共識。此外,深圳之後,國家發改委也已批准蒙西展開類似試點,接下來是南方電網,最後會推向全國。在改革後,電網將不再是電力壟斷買家和賣家的角色,而會成為一條“高速公路”,使用者只需根據使用情況支付過網費即可。

這是理想的場景。從第一步走到最後一步,仍然路途遙遠。中國的電網不僅壟斷,且資產龐雜。以國家電網為例,這些年來因投資缺乏約束,已發展成一個跨越金融、製造、礦業、地產等多領域、總資產2.57萬億元的超級帝國。要核定其資產並嚴格監管成本談何容易。

中國努力了12年,一直未能確立一套合理的輸配電價標準及核定方法。“深圳怎麼改,能改到哪一步,全國都在看。”多位電力業內人士在接受財新記者採訪時表示,深圳電改最大的意義就在於摸索“在壟斷資產下怎麼改革”。

1月15日,國家發改委批復深圳改革試點首個監管周期(2015年-2017年)電網輸配電准許收入和輸配電價,三年深圳市電網平均輸配電價分別為每千瓦時0.1435元、0.1433元和0.1428元, 比2014年的0.1558元下降了1分多錢。

1分看似不多,若以深圳2013年全年用電量802億千瓦時計,相當于電網公司少收入8億元。國家發改委並要求,降下來的輸配電價將最終傳導到銷售電價,讓用戶享受到電價降低的好處。

降低電價,特別是降低工商業用電價格,是推動深圳參與電改的初衷。但從財新記者的調查瞭解看,即使在深圳這樣一個電力結構簡單、資產邊界相對清楚的電網體系下,這一步也相當不容易,且話事各方對個中做法爭議不小。

降電價不是終級目標。在業內看來,比降電價更重要的,是能否通過深圳的實踐摸索出一套方法,將電價這本糊塗賬算清楚,把各種交叉補貼和其他灰色地帶陽光化。當然,最重要的還是下一步如何放開和建立獨立的電力市場。

為什麼是深圳

在譚茂芹的工作桌上,放著國家發改委書面轉來的媒體採訪回複。兩頁紙被深圳市發改委機關黨委書記彭鴻林密密麻麻修改過,遣詞造句反複斟酌。其中一段關於深圳20年前電價改革127字的簡介,被國家發改委方面刪掉了。盡管選中深圳試點的原因之一,便是基於深圳1988年以來在電價管理機制上的探索,但新一輪電改方向與當年深圳電價改革並不完全一致,重提舊事已顯不合時宜。

過去20年,深圳經歷了經濟特區最初大膽超前的電價改革,也經歷了後來“特區不再特”“帶著枷鎖跳舞”的無奈。

深圳成為國內首個輸配電價改革試點城市,並不讓人意外。南方電網董事長趙建國向財新記者總結了深圳三大優勢:一是改革開放地區;二是經濟水平較高;三是緊鄰香港,與國際接軌。

當然,更重要的是從中央到地方,各方意願合力才促成這次試點改革。“深圳想改,廣東不同意,改不了;南網不想改,也改不了。”負責廣東、廣西、貴州、雲南和海南五省區的南方電網,成立之初便承擔著改革實驗田的使命。南方電網在給財新記者的回複中表示,公司一直全力支持和配合中國的電力體制改革。2012年底,趙建國找到國家發改委和廣東省發改委,提出對深圳進行輸配電價試點改革。“我們也有這個想法,可謂是一拍即合。”廣東省發改委資源價格管理處處長李群智說。此時正值新一屆領導人重提電改,並要求國家發改委和國家能源局著手研究進一步深化電力體制改革的方案。各方達成共識,以試點形式,針對深圳供電局的成本結構進行摸底。

深圳電網被認為是一個“容易改”也“容易管”的電網。

深圳緊隨北京、上海、蘇州之後,是全國第四大城市電網,但電網結構簡單,網內只有兩條50萬千伏的外送線路(一條運行,一條在建),其他都是220 千伏以下的城市配電網。深圳總面積1952.84平方公里,全部為城區,沒有郊縣,沒有農網的包袱。深圳電網不僅架構簡單,主輔分離也完成得比較徹底,沒有什麼三產,有效資產達到93%,這大大降低了監管的難度和成本。

這也是此次試點被部分業內人士認為不夠有代表性的原因。對於監管機構而言,電網越大,架構越複雜,資產越龐雜,就越難以有效監管。輸配電成本到底是多少?有無虛增?電網公司在輸配電中是否賺錢?沒人能說得清。因為沒有人能真正搞清電網是否把不應該納 入的成本也攤進去了,這直接涉及電網公司的資產界定、投資效率、折舊速率等一系列問題。這些財務數據以電網公司上報為主。電監會過去在抽查中發現過不少問題,卻難以徹底清查。

在此之前,深圳已進行過一系列電價改革探索,並取得成效。深圳從2007 年就對標香港中華電力,學習其先進的電價管理經驗,建立了定額成本、定額利潤、定額線電損率、電價調節準備金等機制,並在全國率先推出峰穀電價、冰蓄冷電價、高可靠電價、按電壓等級和用電效率區分電價等做法。2012年又從廣東電網獨立出來,成立了獨立法人的公司。在這些成果基礎上推進輸配電價試點改革,要容易許多。

南方電網力推深圳試點改革,希望摸索出一套給電網定價的基本規則。

2008年,南方電網曾籌劃上市,當時遇到的最大障礙便是輸配成本問題:投資者需要在一個透明、清楚、穩定的定價機制下對公司估值和計算資本回報。但在電網改革方向不明確的情況下,沒有價格形成機制,也沒有形成正常調節機制,都是政府說了算,南方電網沒法向投資者解釋自己的模式。上市後來擱置。

一位投資人士認為,深圳的定價規則和收益模式明確之後,電網公司的上市就可以重新提上日程了。上市將有助于電網信息的公開透明,並強化對電網成本和投資的監管。

此次深圳輸配電價改革髮端于深圳過往實踐,在深圳、廣東、南方電網和國家發改委不謀而合下,最後發展成由國家發改委一竿子插到底的改革試點。

高電價焦慮

最直接的動力,還是來自當地政府。

深圳長年為高電價所苦。隨著國內其他地區經濟快速發展,深圳逐漸失去區位優勢,製造企業紛紛轉移,地方的降電價訴求越來越迫切。“和剛改革開放的時候沒法比,現在電價這麼貴,企業也覺得划不來。深圳市長許勤很想降電價,這是直接動因。”廣東省發改委的一位官員表示。

目前深圳一年的用電量約為800億千瓦時,其中21% 為居民用電、66% 為 工業用電、13% 是商業用電,平均銷售電價0.792元。

深圳電價高首先是由地理位置和氣候決定。資源匱乏的深圳,解決用電問題主要依靠從市外引入:或者從廣東省網買電,或者在本地建電廠,但電廠所需的煤炭、液化天然氣、核燃料等能源仍需從外部購入。深圳經濟的飛速發展,使得多年來電力供不應求,加之深圳夏天大量使用空調,峰穀差異大,為應付高峰需求也需配備更多的備用電廠。

縱觀深圳此前多次圍繞電力所做的改革,包括改革初期吸引電力投資的舉措,以及1994年啓動電價調節準備金,以“資金池”平衡高低電價對深圳經濟發展的制約問題,都是為了面對一個終極問題:高電價。

作為一個因改革而生的城市,深圳曾獲得相當大的自主權,其中就包括電價方面的定價權和調度權。深圳在1989 年、1993年和1999年做過三次電價改革,許多改革舉措現在來看都很超前,其中就包括對輸配電網資產成本的核算、建立電價調節基金等。

為了推動深圳1989年開始的電價改革,廣東省物價局、廣東省經委在1988 年聯合發佈《關於深圳市實行電價改革的批復》,同意自1989年起,深圳市政府物價部門對電價自主管理,實行不同于省的電價體系,這使得深圳市政府獲得了區域內電廠的上網電價、銷售電價以及電價調節基金的管理權限。

2002年左右,時任國務院總理朱鎔基視察深圳時曾提過三點意見,其中之一就是深圳營商成本太高。朱鎔基提醒:“香港是世界上綜合成本最高的地區之一,香港的今天可能就是深圳的明天。”彼時,珠三角工商業平均電價每千瓦時比長江三角洲高0.1元。

一邊是深圳作為經濟特區的發展優勢不再凸顯,另一邊是其他地方為推動地方經濟,競相推出優惠政策,深圳壓力很大。2002年-2003年,深圳曾運用電價自主管理權,連續五次調降銷售電價,試圖減輕工商企業和居民的用電負擔,平均降幅達到12%。降價空間來自調低上網電價、降低線損率等方面。其時,深圳從省網購買電量的占比只有30%,大部分用電來源於本地電廠。即便這樣,深圳電價水平仍然高于長三角地區,更遠遠高于全國平均電價。當時 上海平均電價是0.56元/ 千瓦時,深圳平均電價則達0.7155元/ 千瓦時。

深圳在2003年開始推行高可靠性電價政策,並對部分流通業用戶實行電價優惠。但在此後國家發改委和國家電監會針對全國的電價違規全面清理中,深圳的這一做法被認為“違規”超出了地方政府的價格管理權限,電價定價權限隨後被上收至國家和廣東省。深圳供電局也得到南方電網通知,價格管理歸屬廣東省發改委,“不需要再聽深圳發改委的”。即便如此,深圳市政府還在燃料價格上漲最猛的2007年-2009年間,使用過以前年度形成的電價調節準備金,對燃油燃氣電廠高峰發電進行補貼。

在廣東省發改委資源價格管理處處長李群智看來,深圳幾次電價改革的最主要貢獻,就是對高需求用電和普通需求用電進行了分類,實行階梯電價,用電越多電價越便宜,鼓勵企業擴大再生產。大量用電每千伏安超過250千瓦時、高需量用電每千伏安超過400千瓦時,電價每千瓦時遞減2分。

在2004年及以後的歷次電價調整中,盡管深圳不再擁有地方電價定價權,但其上述獨立的電價結構體系和分類得以保留。“深圳上述這種電價定價方式比較合理,代表了中國未來電價管理目標和方向。”李群智評價說。

2004年之後,深圳失去的還有調度權。南方電網成立之後直到2013年,深圳電網的調度就歸屬廣東省省網管轄,用哪裡的電不用哪裡的電由省網說了算。深圳只能坐視電價高企。

這九年間,深圳用電結構也發生顛覆性的變化。2004年前,深圳70% 的電從本地電廠採購,30% 外購;現在外購比例達到了70%,本地電廠的變成30%。

這些外購電由省網躉售給深圳電網,售價約為0.71元。

2003年,深圳從省網躉售的價格不到0.4元,十年間漲了超過0.3元。對深圳而言,這0.71元的高價外購電正是當下深圳高電價之源。

7毛1的深圳與廣東之爭

“深圳承擔了幾乎整個廣東不發達地區的交叉補貼。”一位深圳市政府的官員對財新記者稱。他舉了一系列的數據來證明上述論斷。

第一組數據是上網電價,即電網購電的成本。2013年,南方電網整體的平均上網電價是每千瓦時0.424元,廣東省是0.519元,廣州市是0.564元,深圳為0.658元,是全省最高。

但深圳的平均終端銷售電價為0.792元,以價差計算的輸配環節電價才0.134元;整個廣東省電網平均銷售電價0.722元,平均輸配電價是0.202元,其中廣州的輸配環節電價為0.232元,廣西電網公司0.170元,海南電網公司0.280元,貴州電網公司0.168元,雲南電網公司是0.175元。

從這幾組數據看,深圳在廣東省網中購電成本最高,但在輸配環節賺到的價差最少;在廣東省的總電量中占比不到七分之一,卻貢獻了最多的利潤——相當于廣東省電網40% 的利潤。

這種“不公”,在2012年廣州的躉售價格公佈後更為凸顯。

自1988年以來,廣東省對深圳實行躉售電價,即廣東電網賣給深圳的電量獨立核算。直到2012年前,全廣東只對深圳一個城市推行躉售電價。“只知道省網賣給深圳的躉售價很高,但沒可比性,不知道高多少,也就認了。”一直到2012年,深圳供電局、廣州供電局從廣東電網中獨立出來。廣州和深圳一樣,開始實施躉售電價,深圳才發現“相差那麼多”——2013年,廣州躉售電價為0.56元/ 千瓦時,深圳躉售電價為0.66 元/ 千瓦時,兩者價差高達每千瓦時0.1 元,對應該年廣東平均上網電價只有0.52元/ 千瓦時。

為什麼會出現這樣的區別?躉售電價是一種”劫富濟貧“的安排,高出廣東省平均上網電價的部分,實際上是發達地區對欠發達地區的“扶貧”補貼。

早在2003年,就有業內人士指出,深圳電價問題應納入整個珠三角板塊來看。

決定深圳電價高的因素不僅僅是成本問題,而是體制問題。其中一個主要原因是深圳以較高的省網躉售電價,承擔了對粵西、粵北地區的交叉補貼。

對這部分交叉補貼,深圳曾向中央建議,由深圳每年從市政府財政中拿出60億元作為區域性交叉補貼的替代,來支持粵西、粵北地區的發展。“就不要從電價里補了,因為那就是老百姓在掏錢補。”深圳更不願看到的是由此推高工商企業電價,進而影響深圳地區經濟發展的競爭優勢。這個方案並未被採納。

補貼由暗翻明

補貼由暗翻明,正是在深圳電改中要解決的問題之一。明晰成本結構,將過去一本糊塗賬的交叉補貼由暗翻明。

一位投資業內資深人士表示,電價改革的目的就是要厘清電網的兩個功能和身份。一是作為公用事業的部分,要有清晰的定價公式;二是對承擔一部分因為提供基礎服務、社會責任導致的虧損,這部分賬要單獨算清楚,財政獨立,先交後返,或者通過政府購買服務的方式體現。不能像現在這樣,兩個功能都在一鍋粥里。

“過去,交叉補貼就像一個坑,什麼都可以往里填,誰也說不清,誰補貼了誰、補貼了多少。”一位國家發改委人士指出,電力系統有很多遺留問題,以前缺電的時候搞集資辦電、招商引資,現在一些電廠成了空殼,有的是汙染嚴重被關掉的,有的是老國企不能裁員,雖然不運行了還要給職工照常發工資,讓大的發電公司養著。“這些形形色色的由保障制度不完善或者基礎治理機制不完善造成的問題,都要由國家兜起來,最終都會進到電價里。從理論角度來說,這麼做肯定是不合理,但是從社會穩定

角度上看能不給嗎?”

除了前述給貧困地區的補貼,交叉補貼還包括高電壓補貼低電壓,以及工商業用戶補貼居民用戶的部分。國外的電價,一般是工業電價低而居民電價高。

中國正相反。從市場角度來看,同樣是架一條線,接入一戶居民和接入一家工廠獲得的收益完全不同。對電網公司來說,工廠耗電量大,要求的電壓等級高,相應的輸配成本低,輸配電價可相對便宜;而居民用電耗電少,電壓等級低,輸配成本高,應承擔更高輸配電價。但國內電價的制定邏輯主要是從“維穩”角度考慮,對居民用電實行政府嚴格管制的低電價,這部分損失由提高工業用電價格來補。但以全國而論,居民用電所占比例只有不到15%,而工業用電高達75%,另有10% 為商業用電。各地居民用電和工商業用電價差從幾分錢到幾毛錢不等,其中有多少實際用于交叉補貼,一直受到業界質疑。

此外,富裕省對窮困省、城市與城市、城市與農村,也都存在著各種不同形式的交叉補貼。國家的、企業的,各種說不清的費用都用交叉補貼來交代。

電價就此成了一本糊塗賬。

在前述發改委人士看來,合理的交叉補貼是存在的,但是電網公司必然會利用交叉補貼的“空子”,給自己多算點成本。“這是毫無疑問的,自己報賬,內部控制,而且因為信息不對稱,一度電多算一兩分簡直太正常了。”他說,“這次在深圳要做的,就是把賬算清楚,再把以後補貼的規則定清楚。按照目前居民、農業這些需要政府承擔的算下來,大概需要多少錢,這些錢可以由財政出,也可以在整個輸配電價里單設一塊交叉補貼的基金。”深圳方面願意看到將交叉補貼公開透明化。“這個7毛1裡面,有多少是深圳負擔東西兩翼的交叉補貼,多少是省網網費,多少是平均上網電價,都算清楚,把暗補變成明補。”深圳市發改委人士直言,成本核出來後就清楚了,深圳電網的管理效率是最高的,卻因為交叉補貼分攤了整個廣東省網的成本。

深圳要推進的不止于此,它希望深圳的這一成本核算工作,能從下往上倒推整個電網。“不要光算深圳的,還去算廣東省網、南方電網的,去算每一段輸電線路和配電線路。我們希望建立一個新的定價機制,希望將來深圳有自己的定價權和調度權,那樣市場化以後,省網7毛1的躉售價我可以不要,自己去雲南、三峽買水電,它們發出來才2毛1,我就是加3毛錢過網費,也很便宜。現在2000公里輸配線路也才1毛多錢。”譚茂芹表示,“既然國家和中央肯定了我們的成績,那就把價格管理權給回深圳,放手讓我們去做。”

讓市場來管

從2003年到2013年的十年裡,深圳市一直在爭奪失去的電價和調度自主權,並希望提高從本地採購電量的比重。

近十年來,南方電網大力推進西電東送,使得廣東地區西電東送電量比例逐年升高,到2014年發電小時數已超過每年4000小時,這些電到廣東的落地價格,高的在每千瓦時0.511元,低的只有0.321元,比廣東和深圳本地很多火電機組的上網電價都低,相比天然氣機組就更有競爭力。這些電部分進入了深圳電網,但這些低成本的電量的接入,好處並沒有由深圳享受,深圳只能從廣東省網以高價接收倒了一道手的外購電。

與此同時,深圳大亞灣核電上網電價是0.42元/ 千瓦時,但75% 供應給了香港,剩下一小部分直接接入省網。上省網後再賣給深圳,就變成0.71元/ 千瓦時了。

“根本沒離開深圳的地頭,就貴了2毛9。”一位深圳市內部人士稱。

另一方面,目前深圳本地電廠的裝機容量有12.8吉瓦,正常情況火電機組要達到規模化效應,每年發電小時應達到5000小時以上,如此本地電廠的年發電量為640億千瓦時左右,可滿足80% 左右的本地需求。但事實上,由於多年來調度權上收至廣東省網,深圳的現實是,隨著外購電的比例加大到72%,本地發電廠每年發電小時被限制在900- 1000小時,遠遠達不到規模化效益。發電成本居高不下,發電廠非虧即死。為確保安全穩定的供電,深圳還必須每年拿十幾億元補貼這些虧損的發電廠。這又是一系列計劃管制下扭曲的結果。

深圳電網更願意提高本地電廠的發電量以減少其虧損。有業內人士算了筆賬,在目前國際天然氣大幅下跌的情況下,深圳地方小的氣電廠年發電小時達到4000小時-5000小時,上網電價就可降到比省網躉售給深圳的每千瓦時0.71 元更低。“那時深圳還需要買省網7毛1的電嗎?直接從轄內電廠就實現了。”2013年,深圳調度升到與廣東省網平級後,也確實做了這個方向的調整。

深圳當地發電企業深能源(000027.

SZ)的一位內部人士稱,這兩年本地機組的上網電量明顯感到在往上升,升幅超過10%。“深圳沒有直接從大亞灣購電的調度權,要是深圳能夠自主調度的話,就可以進一步提高深圳轄區電廠的發電小時。”但這意味著會減少對廣東欠發達地區的交叉補貼,所以廣東省網嚴格限制深圳地方電廠的發電小時。

這並非此輪電改要達成的主要目標。在南方電網董事長趙建國看來,深圳試點主要是解決電網輸配電價形成機制的問題。對外而言,是搭建市場化競價上網的平台,輸配電價的審核方法和標準有了之後,將來售電側的開放就有了基礎和機制;對電網企業來說,未來投資也需要當地政府的核准,成本怎麼花要接受政府監管、向公衆公佈,逐步走向公開透明,為下一步改革搭建平台。

一位發改委人士則舉電監會與發改委爭奪電價管理權的例子稱,十年爭權的結果是老電監會撤銷了,發改委也“進去”了幾十號人,所以未來的方向,電價不是由哪個部門管,也不是中央管還是地方管的問題,而是要交給市場去管。這意味著未來有權選擇交易方式和交易對象的是電廠和消費者。現在的改革要做的是建立一套機制,政府只監管目前壟斷的電網的這部分成本,而把能由市場競爭的價格全部放開。

在上述人士看來,價格司也很難。

提價時企業藏在後面,它們會通過各種途徑來“建議”,但最後調價要由價格司官員來落實,公衆要罵也是罵價格司。

“我們在前面當了擋箭牌。看似是我們在定價,但實際上未必反映了我們的意見。”他感慨說。

據財新記者瞭解,這次由國家發改委主導的改革方向是,從深圳先探出一條路,下一步在蒙西試點,蒙西之後再推廣到南方電網和其他地區。蒙西的路徑和深圳一樣:核定輸配電價——發展雙邊交易建市場——形成上網價——上網價+ 輸配= 終端價格。深圳確定了輸配電價後,就要著手構建電力市場。

一旦推廣到整個南方電網,帶來的將是整個議價方式、調度方式和電力運行機制大變遷,也必然帶來整個電力系統以效率和環保為基本原則的優化,一些沒有競爭力的虧損電廠將被淘汰,那些違背市場基本規律的電網也將閑置。

1分錢怎麼降下來

想法有了,真正推動還有大量工作要做。

深圳改革試點的首個監管周期,2015-2017年,深圳市電網平均輸配電價水平比2014年的每千瓦時0.1558元要下降1分多錢。

深圳市為城市電網,其中分為220 千伏、110千伏、20千伏和10千伏電壓等級,根據規劃,各電壓等級2015年的輸配電價水平分別為每千瓦時0.0541 元、0.0683元、0.1363元和0.1805元,並且在後兩年逐步遞減。

發改委方面提供的解釋材料中指出,2014年每千瓦時0.1558元的輸配電價是按照深圳電網實際購電、售電價差計算得出。雖然2002年國務院有關電力體制改革的方案頒佈實施之後,按照成本加收益的方法對輸配電價進行核算和監管的思路已經寫進後來陸續頒佈的電價改革的文件中,但在具體操作中落實,深圳還是第一次。

試點啓動之後,2014年10月,國家發改委與廣東發改委聯合成立了專項調 查小組,首先對深圳市電網2012-2014 年曆史成本進行了嚴格的成本監審,然後在成本監審核定的歷史成本基礎上,測定了2015-2017年成本費用,並按准許成本加合理收益的方法,測算2015- 2017年的准許收入和輸配電價。廣東省發改委資源價格管理處處長李群智表示,完成這項任務的關鍵,“就是核定有效資產,定出成本控制和利潤目標,電網企業該賺的錢就在這裡了,除此之外都不准賺”。

一位國家發改委人士告訴財新記者,“目前國內核算投資成本往往使用成本加成的方式,只要是發生的成本都算作合理成本,所以電網會有動力做大成本、做大投資,這也是導致目前電力企業的負債率比較高的原因。以後要做新的成本監管體系,成本可以發生,但是定價成本需要由監管部門進行核定,而不是所有的成本都能進入定價成本。”在多位電力業內觀察人士看來,最大的降電價空間,就在於減少亂投資。

“多蓋樓、亂髮工資、維修費用這些若得到控制,也能減一點成本,但不多。

最大的浪費是投資,誰來監管投資?投資的浪費有電網的責任,也有政府監管、規劃的責任。”前述熟悉電網投資的人士表示,國有企業存在一個很大的問題,就是國家把企業當成一個工具在用,賦予了經濟的、政治的、盈利的、非盈利的、社會責任的各種複雜功能,對企業沒有一個清晰的、穩定的監管框架。在這種情況下,企業不會去考慮減少投資,電網在建設時會傾向于電壓等級越大越好,投資越大越好,而折舊越短越好,“權力的腐敗和勾結,也是在投資裡面”。

做大折舊在電網公司是普遍現象,因為電網的成本里折舊至少占三分之一。在這次針對深圳電網的成本核審中,刀子主要就切在了有效資產的界定和折舊上。

在最後的審核中,深圳電網有四個大的投資項目被要求推遲或核減,涉及總資金超15億元。核減的主要原則,一是新增投資項目必須符合規劃;二是先解決用電需求,後解決用電可靠性;三是在新增投資總盤控制的前提下,優先考慮負荷過載、線路和站址的更新改造。

在這個原則下,多個項目投資被延後。

此外,按照相關性、合理性和必要性原則,核減了不應納入輸配電價測算的、與輸配電業務無關和無償的接收用戶,並從嚴核定和調整了折舊年限和修理費率等。統籌考慮勞動生產率提高、技術進步以及壟斷行業工資調整等因素,運行維護費等成本項目的新增費用按每年適當遞減核定,輸配電價逐年有所降低,強化了對電網企業的成本約束。

“原來多有將20年折舊率算成15年以加快折舊的情況出現,嚴格核定後,按照正常折舊。”據譚茂芹透露,在核准深圳方面電網企業上報的成本、投資總盤子過程中,“至少砍掉了25%-30%”。

一分錢的輸配電價減少,能否最終讓消費者受益?廣東省發改委方面表示,“這個成果的受益者是廣大電力用戶。國家發改委已要求廣東省發改委根據2015年輸配電價下調情況,提出降低深圳市電力用戶銷售電價的方案,並儘快實施”。

據財新記者瞭解,按照廣東發改委原來的設想,上網電價和輸配電價確定之後,先保持銷售電價水平不動,中間輸配電價重新核定後,無論是增加還是減少,產生的損益都體現在平衡賬戶裡面,平衡賬戶的金額達到一定程度的損益時,再調整銷售電價水平。

在銷售電價的調整落實之前,當前電網企業輸配電實際收入(銷售電價不變的情況下)與准許收入之間的差額,通過設立平衡賬戶進行調節。多出部分進入平衡賬戶,不足部分由平衡賬戶彌補。深圳輸配電價改革方案稱,監管周期內若某個年度電網企業預測新增的固定資產與實際差異不超過20% 時,則當 年准許收入和輸配電價在本周期不作調整,其差額在下一個監管周期予以調整;若變動差異超過20%,則調整本監管周期內電網企業的准許收入和輸配電價。

“新的規則運行兩三年後,再根據情況調整。如果運行了發現企業的利潤還是很高,收益率參數再調低;如果企業不能承受,就再提高一點。逐步地趨於合理,改變目前隨意的調價方式。”一位發改委人士表示。

要管到凳子多少錢一把嗎?

對於前述核減的新增投資和拉長折舊年限上,地方不無爭議。

深圳方面曾就成本核審提出意見,但最終未被採納。深圳供電局的一位內部人士在接受財新記者採訪時稱,深圳電網近幾年來每年都在減少新增投資,已從2011年的51億元逐年減至2014年的40億元,這次核減後2015年的新增投資將降至38億元以下。在他看來,國家發改委和廣東省發改委就是很想強調,“政府的監管起作用了”。

對此,一位國家發改委人士表示,深圳的輸配成本核定出來了,以後一定要逐年降低,不能核完之後還要漲,因為“通過嚴格的成本監審,肯定要核減部分不合理的支出,降低輸配電價,並讓最終用戶得到實惠。只有這樣,改革才能獲得更大的支持”。不過,他同時坦承,在確定電網的真實成本上,監管部門的激勵也不足。

“對直接經手的官員來說,審下來一分錢,對我有什麼好處?如果企業再送點錢,可以多點好處少出力,不更沒有動力了?所以,要解決這個問題,就要讓市場機制起作用,監管部門把不該管的一定要放開,必須管的一定管住。”對於讓市場機制起作用,國家發改委價格司上下似乎已形成共識。前述發改委人士引述負責監管的官員們在內部開玩笑的話說,“要管到什麼程度?企業多買個凳子,都要說明為什麼嗎?”至於具體的方式,仍在摸索。

據美國州公共事業委員會的經驗,調電價是件很難的事情,因為要召開聽證會,且每次開聽證會必須公佈企業的成本和經營狀況,還要保證參加聽證的人都聽得懂,企業壓力很大,不願意申請調價,所以美國的電網經常面臨的問題是投資不足。而在中國,如果做成成本加成的方式,企業會更有做大投資的動力。中國的電網公司可作為借鑒的是,是否可以考慮向全社會公開成本和財務報告,讓它接受公衆的監督。最近國家電網宣佈,將在2015年投資4200億元,這些投資成本最終都要進入電價,如果沒有嚴格的成本監審,沒有公開透明的監督機制,很難保證電網不搞“過度投資”。

在深圳的試點中,監管部門正在試圖設定一些參數,來建立新的成本監管體系。如成本可以發生,但不是所有成本都能進入定價成本;固定折舊率要參照國際上公共事業企業的平均水平等。

國家發改委經濟研究所價格監管研究室副主任楊娟曾撰文指出,要實行對電網企業的成本監管,要求監管機構具備相應的成本監管能力,但前提是被管制企業成本的形成規則須符合監管的需要。電力企業的財務報告應該有詳細而且自成體系的報表和科目設置,包括電力資產和運行維護費分類表,以及職工薪酬的明細表。

此次深圳價格改革能比較順利地按預期推進,也是因為深圳電網提供了具體到包括職工薪酬在內的費用分類,賬能算得更清楚。

根據國家能源局2013年的監管報告,南方電網全年的稅後淨利潤為83億元,同比增長28%,其中55億元的利潤貢獻來自廣東地區(廣東電網、廣州供電局和深圳供電局),深圳供電局公司的淨利潤為13億元,其他省份的南方電網省網公司淨利潤貢獻共約為11.6億元。

有南方電網人士認為,深圳已經算是效率很高的供電企業,盈利水平和運營效率較高,維護、管理、薪酬等費用的壓縮空間很小。據前述深圳供電局人士稱,隨著試點改革和國資委的要求,深圳供電局的編制已壓縮了一半,這幾年薪酬總額一直在降低。

據廣東省發改委資源價格管理處處長李群智介紹,因為目前對於什麼是輸電、什麼是配電還沒有明確標準,因此深圳試點中並沒有分開界定輸和配的資產,而是算了輸、配、售電網的總資產。

“從深圳電力市場的實際情況來看,輸配分開不可能短時間內完成,電網壟斷 經營的格局也不可能短期內打破。”在他看來,這次改革的直接結果,是在厘清電網企業的合理成本問題上先行一步。這一點各參與方都有共識。

對於此次輸配電價改革,各方寄望很高,但只是萬里長征第一步。在目前深圳地區的上游網絡——廣東省網以及整個南方電網的輸配電成本核算體系還沒有建立、市場雙邊交易還未放開的情況下,即便在深圳範圍內能夠實現清晰的成本核算,輸配電價能壓縮的空間也十分有限。

“深圳輸配電價改革若能實現一點,即‘逐步取消深圳電壓不同等級用戶類型銷售電價之類的交叉補貼’,就是一件很偉大的事情。”深圳市供電局的一位高層說。

分錢 的電 電改
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電力體制改革:電改萬億市場有望一觸即發

來源: http://www.gelonghui.com/portal.php?mod=view&aid=1552

電力體制改革:電改萬億市場有望一觸即發
作者:劉曉寧


廣東電改走在全國前列,揭示新一輪電改將著重於輸配電價改革和擴大直購電交易規模。由於用電量大、用電成本高,廣東省電改進程領先全國。自2003年率先實現廠網分離、2006年開展直購電交易後,2014年廣東省推行直購電深化改革,深圳市率先實施輸配電改。我們認為,廣東省的電改模式揭示了我國新一輪的電改的路徑。我們判斷擁有多元電網輸配端和供電能力過剩的地區或將是率先開展新一輪電改的試點地區。


內蒙古電力資源豐富,且擁有大型的發電、輸配電一體的地電企業,直購電量全國第一,最容易開展輸配電改和市場化交易。內蒙古煤炭、風能資源豐富,是我國主要外輸電力地區之一。受外輸電力通道建設滯後的影響,內蒙古發電能力過剩。為消納過剩裝機,內蒙直購電規模居全國首位。除國網公司外,內蒙古擁有直屬自治區政府的大型省級地電企業“蒙西電網”。由於擁有非獨家壟斷的輸配端形態,且發電能力過剩,我們判斷內蒙古或將開展輸配電改、擴大經營性電價市場化的綜合電改。


雲南省和東北三省供電能力過剩,或將擴大經營性電價市場化規模。雲南省豐水期在直購電試點的基礎上,開展“富余電力消納”的競價交易。受外輸電力需求下降和自身水電裝機擴大的雙重壓力,雲南水電棄電量不斷增長,直購電交易或將不斷擴大。東北三省的發電裝機規劃遠超過了新建特高壓通道的輸電能力,通過經營性電價市場化可降低工業用電成本,消納過剩的發電能力。


四川、陜西和山西等擁有省級地電企業的省份更易開展輸配電價改革。獨立於國家電網及南方電網的地方電力公司,目前主要有蒙西電網、陜西地電、廣西水利電業、四川水電投資、山西國際電力和新疆建設兵團等6家,合計經營13個地級市電網和近400個縣級電網。其中蜀、陜、晉三地擁有大型的獨立省級地電企業,在各自省內擁有較大規模的發電、輸配電市場。多元的輸配端形態使得政府更易監控和核定輸配電力成本,為開展輸配電改提供基礎。


把握電改主題投資機會:針對‘新電改’強調三個確定的邏輯:1)發電端(上網電價)有望率先引入市場化機制。低價者受益,推薦水電和大火電,建議關註川投能源、國投電力和桂冠電力。2)售電側(售電價)或采取多元化方式引入競爭。6類企業或成為新的售電主體,我們的判斷是認為獨立配售電資源企業和發電企業由於已有銷售渠道和生產優勢,更利於涉入售電市場業務,充分競爭的話,其優勢將大於其他四類企業。推薦廣安愛眾、郴電國際和樂山電力。3)電改是電價改革,長期看有利於降低全社會用電成本,改善下遊全產業鏈(原材料、制造等環節)盈利水平。


隨著電改政策出臺,全國5.5萬億度售電對應的萬億元級別市場即將開啟,建議關註具備電改先行條件的區域性電力平臺:內蒙古,可關註內蒙華電,區域電力龍頭,60萬千瓦及以上機組占比達77%,有望受益發、售電兩端改革。四川省:可關註區域性電網公司,廣安愛眾和樂山電力。雲南省:可關註文山電力,山西省:建議關註通寶能源。




來源:申萬環保公用

電力 體制 改革 電改 萬億 市場 有望 一觸 觸即 即發
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【電力設備】新電改已出來了,能源互聯網還會遠嗎?

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【電力設備】新電改已出來了,能源互聯網還會遠嗎?
作者:黃守宏

1,新電改來了,能源互聯網真的來了
3月21日,中共中央、國務院發布《關於進一步深化電力體制改革的若幹意見》,新電改方案終於出爐。新電改重點內容如下:
3放開+1獨立+1深化+3加強
有序放開配售以外的配售以外的競爭性環節電價,有序向社會資本放開配售電業務,有序放開公益性和調節性以外的發電計劃。推進交易機構相對獨立,規範運行。繼續深化對區域電網建設和適合我國國情的輸配體制研究。進一步強化政府監管,進一步強化電力統籌規劃,進一步強化電力安全高效運行和可靠供應。
5個基本原則
堅持安全可靠;堅持市場化原則;堅持保障民生;堅持節能減排;堅持科學監管。
7項重點任務,28個子任務。
有序推進電價改革,理順電價形成機制;推進電力體制改革,完善市場化交易機制;建立相對獨立的電力交易機構,形成公平規範的電力交易平臺;推進發用電計劃改革,更多發揮市場機制的作用;穩步推進售電側改革,有序向社會資本放開配售點業務;開放電網公平接入,建立分布式電源發展新機制;加強電力統籌規劃和科學監管,提高電力安全可靠水平。
6大亮點
1、中共中央9號文,政治局常委會審議,中共中央、國務院聯合發布,彰顯改革決心。
2、電網定位清晰,從事電力傳輸,只收過網費,繼續完善主輔分離。
3、節能減排是重要原則,推動新能源並網,分布式電源發展是重點(最大亮點)。
4、發電側和售電側放開,社會資本進入,電力市場化逐步推進。
5、推動電力市場化交易,完善跨省交易,探索電力期貨和場外衍生品。
6、交易平臺相對獨立,多省市電力交易平臺有望形成。
1.1.電改方案點評
目前我國用戶端電力銷售的金額大約2.5萬億元,加上建設投資,可以估計能源互聯網的市場至少在3萬億以上。能源互聯網的商業機會在電力調配、交易市場和微電網為中心的網絡中傳遞。
新電改中有很多亮點,新電改是能源互聯網形成的充分必要條件。這其中包括售電側的放開、大規模可再生能源和分布式能源的接入,電力交易市場化等。
同時,隨著節能減排的需要,工商業節能和居民節能需要更加完善的解決方案,而電動汽車的興起和充電樁的修建等使得用電需求更加多樣化。為了實現智能化的輸配調節、滿足更加多樣化的市場需求,需要為其搭建起一個強大的能源互聯網的支撐,這其中包括電網技術層、通訊層和軟件層,在獲取大數據後,為電力調節和多樣化的市場需求提供更貼近的市場解決方案。



能源互聯網還包括很多子版塊,這其中包括電網技術的升級、大規模可再生能源接入電網的調節、分布式電源接入電網的解決方案、儲能技術的應用、基於新能源的碳交易、工商業節能、用戶節能、電動汽車充電樁用電方案等。
電網技術的升級主要包括跨區域輸電線路的修建和配電網的改造;而大規模可再生能源的接入和分布式電源的接入使得電源更加多樣化,而分布式電源和用戶的對接就迫切的需要提供高效的貼近用戶的解決方案,這也會相應的催生儲能市場的興起。
在電價市場化的條件下,工商業節能和用戶節能需要用電的精確性,這相應的催生監測、調節和解決方案的形成。
電動汽車充電樁則更加需要對用戶進行監測,收集大數據,形成更高效的解決辦法。這一切都需要基於電網技術、通訊技術和軟件技術相結合的能源互聯網的強大支撐。而電力市場化無疑也推進了能源互聯網發展。

最先取得售電權的公司無疑將在此次電改中率先獲益。這其中包括高新產業園區和經濟開發區成立售電公司、社會資本投資組建售電公司、供水供氣供熱等公共事業公司;節能服務公司;符合條件的發電企業。這是能源互聯網最主要的數據承載者。
電力體制改革釋放能源互聯網的商機:按照新的電改思路配電放開,增量售電放開,能源行業更市場化。
1)新增配電意味著微電網將得到大發展,微電網中接入分布式新能源,儲能、新能源汽車充電,分布式新能源可以全微網內售電,不再局限於單個客戶自供電余額上網。
2)未來電力系統的售電側將強化競爭機制,形成市場化的售電新機制。售電側放開將成為能源服務公司進一步發展的重要推動力:能源服務公司的業務範圍將不再僅限於降低用戶能源消耗,會進一步擴展到提高用戶能源利用效率、幫助電網企業平滑用戶負荷曲線等業務上來。
3)售電公司可利用用戶用電習慣的大數據,作出更優的電力調配。
2.相關受益標的
1.能源互聯網。在配電網自動化領域有著先天優勢的企業,能夠為不同用戶主體,包括分布式能源、工商業節能、居民節能等提供解決方案,能夠整合電力數據並提供服務的企業。我們重點推薦:正泰電器、科華恒盛、積成電子、國電南瑞、四方股份、許繼電氣;重點關註智光電氣、中恒電氣、泰豪科技、金智科技等。
2.節能減排是指導原則,新能源的大規模接入和分布式電源的推動無疑將利好風電、光伏等新能源企業。我們重點推薦金風科技(風電龍頭+智能微網先行者)、林洋電子、陽光電源、隆基股份;重點關註彩虹精化、愛康科技、中利科技、京運通等。
3.電價市場化、分布式電源的興起無疑將催生儲能市場的興起。我們重點推薦科陸電子;重點關註南都電源、聖陽股份。
4.電網定位清晰,投資運行和電力輸入,大規模接入新能源,跨區域電力交易。這些無疑都將加快特高壓和跨區域輸電線路的修建。我們重點推薦平高電氣、許繼電氣、特變電工和大連電瓷。
5.電力市場改革需要為用戶側提供多元化的解決方案。電動汽車的大規模推廣也需要有效的電動汽車充電樁解決方案。我們重點推薦英威騰、特瑞德(停牌)和順電氣(停牌),萬馬股份。
風險提示:政策力度不達預期


(註:文中觀點僅代表作者看法,僅供參考)

電力 設備 新電 電改 改已 出來 能源 互聯網 互聯 還會 會遠 遠嗎
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電改專家交流紀要:電改任重道遠,期待政策盡快落實

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本帖最後由 jiaweny 於 2015-4-9 18:07 編輯

電改專家交流紀要:電改任重道遠,期待政策盡快落實
作者:楊潔

投資建議:

今天我們與華能集團的相關領導交流了電改 9 號文的政策,主要內容如下:

電改制度大的框架為新電改九號文,配套文件於 3 月 23 日國家發改委和能源局下發了《關於改善電力運行調節促進清潔能源多發滿發的指導意見》,其目地在於配合落實 9 號文有關要求促進清潔能源發展。

要點:

國家能源局近期出臺征求意見稿內容要點如下:

關於放開優先購電權、發電權制度,為電改做個後續的安排,優先發電權是清潔能源消納多發滿發,優先購電權是放開公益性用電,居民用電。

第一:核心的內容用 2-3 年(2015-2018 年)在全國範圍內逐步放開 1/3(5.3 萬億度的三分之一約 1.7 萬億度-1.8 萬億度)的發電計劃,全部放開估計 7-8 年

第二:近期的難度在於理順電價機制,困難很大

第三:在大用戶直購的基礎之上放開售配電

交流主要觀點:總的認為:電力改革任重道遠,引進市場資本,提高國有企業的運營效率,限制亂投資。

1.電力體制改革需要個過程,有很多問題需要探討,比如售電公司提供的服務在哪兒?對服務的定價?競爭對手在哪兒?目前都是未知數。

2.華能目前已經把資源配置在用戶側, 不排除成立售電公司,華能目前也已經再研究潛在的客戶端。

3.電改可以參考國外的經驗:比如法國電力公司:電網公司從頭包到腳,新加坡大士能源:市場化機制比較高。

4.電改 9 號文,售電業務存在不公平的現象:具有電力資產的售電公司具有競爭力

5.供電公司也可從事優先售電、供電業務,各大集團以及地方政府發電企業都在構建配售電公司,都有這個構想,目前都在做人員培訓。

6.存量和增量存在不公平原則

關於電改進程:發改委目前的計劃是從 2015-2018 的放開 1/3 的發電計劃;2018-2020:建立比較完善的電力交易市場;2020-2023:建立成熟的電力市場機制。

電改試點:先在深圳、內蒙做試點,深圳在做輸配電價試點,售電改革很有可能現在深圳開始試點;內蒙迫切希望改革,發電量過剩問題先解決電力外送的問題,主要是跨區域的試點。

關於電價:上網電價全國平均降 1 分半,原計劃是二季度執行,目前還沒開始

問答環節:

問:如果售電,是否需要有形電力資產?
答:售電完全是個市場化的關系,不需要有形資產,售電公司需要限定電壓

問:新的工業園區需要構建一張微網,這塊可以交給地方小電網公司運行嗎?存量部分可能會放開嗎?
答:新的工業園可能會放開。

問:國外很多電網公司是不讓售電的?
答:從國外的經驗來看,售電的主體最終活下來的是有發電資產的公司,比如新加坡、澳大利亞。

問:國外的售電公司主要提供什麽服務?
答:具有電力資產的公司具有競爭力,主要提供增值服務。

問:有商業模式可以創新?
答:供電公司的領導直接下海後,法人主體可以慢慢改變,可以與市場的資金合作。

問:售配電公司的關系怎麽處理?
答:目前這個關系也沒有理順。

問:售電公司、配電公司對客戶如何收費?
答:電力體制改革很多具體問題非常模糊。

問:配網放開是否是首先要修改電力法?
答:電力法是 95 年的,我們也在呼籲修改,電力修改後,國家電網的章程也要改變。

問:電改推動最大的困難是什麽?
答:人的問題,南方電網已經抓了兩個,管的計劃部門,主要是發電計劃

問:交易機構是歸誰管?
答:國家電網管

問:關於華能在直購電方面的政策問題?
答:目前是屬於政府主導性的交易,扶持工業用電,華能在直購電方面與上網電價沒有直接關系,直購電比上網電價的價格低,目前在供大於求的市場下,直購電是沒有積極性。

問:電改後面的流程大概是什麽樣的?
答:發改委目前的計劃是:從 2015-2018 的放開 1/3 的發電計劃;2018-2020:建立比較完成的電力交易市場;2020-2023:建立成熟的電力市場機制

問:煤電聯動,涉及水電以及核電嗎?
答:不涉及。

問:調度和交易問題如何處理?
答:國外都是分開的。

來源:長城證券

電改 專家 交流 紀要 改任 重道 道遠 期待 政策 盡快 落實
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中電聯預測後三季度中國用電量回升 呼籲加快制定電改實施細則

來源: http://www.yicai.com/news/2015/04/4612677.html

中電聯預測後三季度中國用電量回升 呼籲加快制定電改實施細則

一財網 重華 2015-04-30 11:22:00

經濟數據繼續傳來暖意。中國電力企業聯合會日前對外發布消息稱,預計後三季度全國電力消費需求增速有望總體回升,其中全年全社會用電量可能增長3%-5%,其中上半年增長2%左右。

經濟數據繼續傳來暖意。

中國電力企業聯合會日前對外發布消息稱,預計後三季度全國電力消費需求增速有望總體回升,其中全年全社會用電量可能增長3%-5%,其中上半年增長2%左右。

預計上半年用電量能增2%

一季度,中國工業經濟數據增速進一步放緩,導致一季度第二產業用電同比下降0.6%,特別是重工業和高耗能產業用電下滑明顯。

其中,一季度黑色金屬冶煉和建材行業用電同比分別下降6.8%和4.4%、增速同比分別回落8.5和15.1個百分點,而四大高耗能行業對全社會用電增長的貢獻率為-48.1%。

由於工業增速的放緩,帶動工業利潤增速也走弱。高盛高華首席經濟學家宋宇分析,3月份工業企業利潤數據印證了此前公布的工業活動數據所發出的信號。環比增速較今年前兩個月的極低水平出現改善。但同比增速仍為負值,這可能會令決策層繼續面臨保持寬松立場的壓力。

但中電聯預測,綜合考慮宏觀經濟形勢、氣溫及基數、工商業用電價格下調以及電能替代等因素,預計後三季度用電量增速有望總體回升,預計上半年全社會用電量2.68萬億千瓦時、同比增長2%左右;全年全社會用電量5.69-5.80萬億千瓦時、同比增長3%-5%。

同時,後三季度電力供給環境寬松。預計東北和西北區域電力供應能力富余較多,華東、華中和南方區域供需總體平衡、部分省份供應能力盈余,華北區域供需總體平衡、部分省份供應偏緊。預計全年發電設備利用小時4130小時左右,其中火電設備利用小時將跌破4600小時,再創新低。

建議加快水電、核電建設優化電力結構

中電聯認為,隨著電力供需進一步寬松和電力消費換擋到中速增長,電力行業發展重心從主要解決用電“有沒有”問題轉移到主要解決“好不好”問題,即要著力推動電力結構調整、促進行業提質增效升級。

為此,中電聯建議,在此基礎上,一是提高電力系統調峰電源比重,減輕煤電機組深度調峰負擔,降低煤電機組供電煤耗和汙染物排放,提高各類型電力資產尤其是煤電資產的利用效率和效益。應因地制宜、因技術經濟條件支撐和當地電力供需情況,以環境質量改善為目標,穩妥有序推進大氣汙染物超低排放改造,避免環境效益差、經濟代價大、能源消耗多、帶來二次汙染的超低排放改造。二是加快加大水電和核電建設,提高年度新開工規模中水電和核電比重,既能夠拉動和穩定經濟增長,又能夠有效規避當前供需寬松困局,且能夠確保電力結構綠色轉型和保障電力中長期安全經濟供應。

呼籲加快制定電改實施細則

今年也是中國電力的改革年。新的電改文件確立了管住中間、放開兩頭的體制架構,實行 “三放開、一獨立、三強化”的改革機制。

中電聯呼籲,在試點基礎上,加快研究制定各項改革實施細則和配套文件

首先是按照國家發展改革委的總體部署,按照先試點再推廣原則穩妥有序推進改革。逐步擴大輸配電價改革試點範圍,加快研究制定各項改革實施細則和配套文件。

二是加快建立輔助服務分擔共享新機制。結合近些年日益增大的電網調峰、調頻、 調壓和用戶可中斷負荷等輔助服務新要求,完善並網發電企業輔助服務考核機制和補償機制。根據電網可靠性和服務質量,按照誰受益、誰承擔的原則,建立用戶參與的輔助服務分擔共享機制。用戶可以結合自身負荷特性,自願選擇與發電企業或電網企業簽訂保供電協議、可中斷負荷協議等合同,約定各自的輔助服務權利與義務,承擔必要的輔助服務費用,或按照貢獻獲得相應的經濟補償。

三是加快制定《自備電廠管理辦法》,加強和規範自備電廠監督管理。規範自備電廠準入標準,自備電廠的建設和運行應符合國家能源產業政策和電力規劃布局要求,嚴格執行國家節能和環保排放標準,公平承擔社會責任,履行相應的調峰義務。擁有自備電廠的企業應按規定承擔與自備電廠產業政策相符合的政府性基金、政策性交叉補貼和系統備用費。完善和規範余熱、余壓、余氣、瓦斯抽排等資源綜合利用類自備電廠相關支持政策。

編輯:汪時鋒

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電聯 預測 三季度 中國 用電量 用電 回升 呼籲 加快 制定 電改 實施 細則
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【專訪】華潤電力周俊卿:密切關註電改,繼續發力新能源

來源: http://www.yicai.com/news/2015/04/4611740.html

【專訪】華潤電力周俊卿:密切關註電改,繼續發力新能源

一財網 王海 2015-04-28 17:15:00

新電改方案的啟動、燃煤電價的下調、新能源的機遇以及煤炭市場的持續低迷,對此華潤電力有何應對之策呢?該企業董事局主席周俊卿在接受《第一財經日報》記者采訪時表示,堅定不移地推進清潔能源發展不動搖。

華潤電力董事局主席周俊卿,商界巾幗

“華潤電力從全燃煤發電進入業態多元化,特別是不斷加大可再生清潔能源業務發展,雖然起步晚,但創造了較高的增速,清潔能源占比逐年提高。”華潤電力董事局主席周俊卿日前在接受《第一財經日報》記者專訪時表示。

自2003年登陸聯香港交所,截至2014年底,華潤電力(00836.HK)11年間發電運營權益裝機增長20倍,總資產增長15倍,營業額增長143倍,經營利潤增長117倍。

然而,新電改方案的啟動、燃煤電價的下調以及煤炭市場的持續低迷,對於華潤電力有何影響呢?未來,華潤電力還能維持如此成規模的增長嗎?

煤炭、環保雙承壓

近年來,中國煤炭市場持續低迷,煤炭價格持續走低。

行業的不景氣,使得煤礦開采收入占華潤電力總營收的比重從2011年的13.89%減少到2014年的5.28%。

財報顯示,華潤電力計提減值損失由2013年的約19.97億港元上升205.2%至約60.94億港元,主要是對旗下附屬煤炭公司計提減值約58.07億港元。華潤電力解釋稱:“計提減值的主要原因是政府對煤礦安全生產的要求及環保標準不斷提高,導致礦井前期投入及後續改造投入高於預期;安全環保要求提高,政府對煤礦各類證照的審批更為嚴格,導致礦井基建期延長;煤炭價格持續下降;煤炭市場低迷,部分煤礦緩建或停建”。

2014年底,華潤電力發電廠的運營權益裝機容量較上年底增加16.38%,至3133萬千瓦。其中,煤電運營權益裝機容量達到了27420兆瓦,占華潤電力運營權益裝機容量的87.5%,較上年底下降了0.5個百分點。

另外,國家發改委發布通知,自4月20日起,下調燃煤發電上網電價和工商業用電價格,其中,全國燃煤發電上網電價平均每千瓦時下調約2分錢(含稅)。

一位行業分析人士表示:“燃煤發電上網電價下調後,發電企業會出現效益下滑,進而將負面影響傳導給上遊煤炭企業”。

除了煤炭市場的寒冬,環保升級也對這家傳統電力企業造成諸多困擾。

據記者了解,2014年華潤電力二氧化硫、氮氧化物、煙塵排放量同比下降了25%、46%、47%。

在被問及華潤電力下一步的節能減排工作時,周俊卿向《第一財經日報》記者透露, 2015年上半年將完成廣州南沙項目機組改造工作;下半年江蘇南熱、遼寧盤錦、唐山曹妃甸、山東菏澤、浙江蒼南、湖北二期、河南首陽山7個項目開始實施改造;年內完成其他所有在役機組的技術改造可研方案審查工作,為下一步穩步推進超低排放改造做好充分準備。

華潤電力在湖北的風電廠

繼續發力新能源

在傳統領域蕭條之時,華潤電力選擇了緊跟新能源的浪潮。

華潤電力於2006年開始陸續進入風電、氣電、水電領域開發。目前,可再生能源裝機容量從2006年的1.32萬千瓦增長到2014年的383萬千瓦,八年複合增長率達103%。

2014年底,華潤電力風電、燃氣及水電等新能源運營權益裝機容量達到了3911兆瓦,占公司運營裝機容量的12.5%,同比增長0.5%。

可再生能源收入同比上漲25.9%至45.8億元,占總收入6.5%。2014年,全國風電機組平均利用小時為1905小時。華潤電力旗下風電場主要位於華東、華中、華南等限電較少區域,全年運營的風電場滿負荷平均利用小時達到1989小時,高出全國平均水平84小時。

周俊卿表示:“新能源作為國家支持的產業,未來我們將緊扣國家能源戰略調方向,繼續擴大新能源業務的比重,力爭清潔能源比重再有大幅提升。”

另據記者了解,新電改方案《關於進一步深化電力體制改革的若幹意見(中發【2015】9號)》已在相關單位內部下發。這意味著新一輪的電力改革啟動。

從總體要求上看,將按照整體設計、重點突破、分步實施、有序推進、試點先行的方式展開。從具體實施步驟上看,在輸配電價改革、售電側改革以及組建相對獨立運行的電力交易機構等重大事項上,都會先開展試點工作。

“我們作為發電企業,將會密切關註電力改革的最新政策動向,並開展相關研究工作。”周俊卿說。

中國開始進入“新常態”,經濟增速正由高速轉向中高速,經濟發展方式也從過去追求規模增長轉向質量效益型增長。這對於電力行業影響深遠,周俊卿表示,華潤電力將積極關註國家政策,發掘產業轉移帶動用電量區域變化帶來的市場,大力發展清潔能源,加大環保投入力度。

編輯:胡軍華

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專訪 華潤 電力 周俊 俊卿 密切 關註 註電 電改 繼續 發力 新能源
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專家解碼電改:售電市場放開力度大

來源: http://www.yicai.com/news/2015/12/4719656.html

專家解碼電改:售電市場放開力度大

一財網 王佑 2015-12-01 20:55:00

售電政策所透露出的信號是“放的比較開”。簡單的註冊制代替了售電牌照,且售電公司資質要求也不高(即註冊資金以及專業業務人員),而這種方式比較好。

在國家發改委、能源局等昨日推出了六個電改重量級配套文件後,市場對於國家進行電改的決心與信心又有了充分認識。其中,售電的放開是多個文件中的核心,也是此次改革的重中之重。多位行業內部人士都稱,國家在售電側確定了電網參與、同時引入簡單註冊制的方式,傳遞了“售電市場放開力度大、希望更多參與者”的信號。

售電政策在 《關於推進售電側改革的實施意見》中做了更多明確。

新政指出,售電公司分三類:第一,電網企業的售電公司。第二,社會資本投資增量配電網,擁有配電網運營權的售電公司。第三,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。

售電公司以服務用戶為核心,以經濟、優質、安全、環保為經營原則,實行自主經營,自擔風險,自負盈虧,自我約束。鼓勵售電公司提供合同能源管理、綜合節能和用電咨詢等增值服務。同一供電營業區內可以有多個售電公司,但只能有一家公司擁有該配電網經營權,並提供保底供電服務。同一售電公司可在多個供電營業區內售電。發電公司及其他社會資本均可投資成立售電公司。擁有分布式電源的用戶,供水、供氣、供熱等公共服務行業,節能服務公司等均可從事市場化售電業務。

對於售電公司的資產情況,該意見中也提出了各大標準:如資產總額在2千萬元至1億元人民幣的,可以從事年售電量不超過6至30億千瓦時的售電業務;資產總額在1億元至2億元人民幣的,可以從事年售電量不超過30至60億千瓦時的售電業務;資產總額在2億元人民幣以上的,不限制其售電量。

此前,對於電網是否參與售電似乎有些含糊,而新的實施意見中電網進入售電的這一點得到了明確。清華大學的一位專家對此指出,國家明確電網公司可進入釋放了不同信號:第一,售電市場不是一個純粹切分蛋糕的市場。第二,要做好售電市場,要成為一個有意義的、有競爭力的售電公司,更多要在增量上為顧客服務,要超越現有的售電業務才能成為一個成功的售電公司。

申銀萬國分析師韓啟明則告訴《第一財經日報》記者,假設不讓電網公司進入售電,這麽大的利益轉移到社會也並不合適,從安全角度說,電網公司可有售電公司,但要求售電不能與配電網放在一起。

這次實施意見中,並沒有提“售電牌照”,符合市場化要求,體現了國家簡政放權的思路。清華大學前述專家也表示,售電政策所透露出的信號是“放的比較開”。簡單的註冊制代替了售電牌照,且售電公司資質要求也不高(即註冊資金以及專業業務人員),而這種方式比較好。方正證券分析師朱玥也表示,電力資源和售電渠道上,除了電網和發電企業的第三方暫時難以進入,目前其他主體通過電力服務來切入售電都會較容易。

朱玥也透露,電網公司會參加售電,將會擠壓一部分售電公司市場,但預計改革初期,大部分市場份額仍然會由電網旗下的售電公司、發電企業旗下的售電公司主導,其他企業因競爭力不足可能只會拿到很小的份額。

“不過,售電依然有市場化準入的要求,電力的流動根本還是資本流,需要資金能力隨時進行結付,需要資產保證。此外供電企業做售電,也要有保底服務,提供公共服務的職能,所以要有業務許可證。滿足標準後公示,供電企業的市場進入和退出都有標準化的流程。”韓啟明說道。

事實上,售電不是僅僅做好服務,它也不是一個企業,而是一個屬性。供電企業擁有配電權,用戶側可以通過需求側管理把大家的負荷性平衡起來,平衡用電曲線,降低價格。如果一個售電公司啥都沒有,就難以立足了。

此外,今年6月的征求意見稿中,曾提及售電側改革會首先在完成輸配電價改革梳理的地區來實施,沒有完成的地區暫時以購銷差價代替,但最終稿中的“先後”未存在。朱玥稱,廣東和重慶將作為售電放開的試點地區,那麽這些地區的售電企業,特別是能源集團和發電企業值得關註。

編輯:胡軍華

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專家 解碼 電改 售電 市場 放開 力度
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電改“第一步”擠出萬億紅利 哪些企業能分羹?

來源: http://www.yicai.com/news/2015/12/4719075.html

電改“第一步”擠出萬億紅利 哪些企業能分羹?

一財網 張旭東 2015-12-01 00:41:00

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,原本由電網企業獨享的這部分收入,其他企業終於可以分羹了。

萬眾期待中,電力市場化的構建邁出重要的“第一步”。

11月30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個配套文件的發布,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,原本由電網企業獨享的這部分收入,其他企業終於可以分羹了。

根據《第一財經日報》記者梳理,桂東電力(600310.SH)、粵電力A(000539.SZ)、內蒙華電(600863.SH)、科陸電子(002121.SZ)、比亞迪(002594.SZ)、孚日股份(002083.SZ)、四方股份(601126.SH)等上市公司相繼宣布將涉足售電市場。

掃除市場化障礙

2015年3月,中共中央、國務院發布《關於進一步深化電力體制改革的若幹意見》(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”。

如果說9號文是新一輪電改的“頂層設計”,那麽此次發布的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,電力產業鏈上,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。”國家發改委解讀說。

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

王強表示,輸配電價核定可以讓電網企業的成本明確化,電網企業的營利機理改變後,未來可以使發電端的成本下降很快傳導到用電端,同時電網企業也可以節約成本,提高效率。如果全國輸配電價下降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,很多自備電廠沒有承擔各種電價附加,對建立統一市場不利,“所以在建設市場前,要規範自備電廠運營,讓企業以平等角色參與電力市場。”景春梅說。

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產、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,電力實現完全市場化,達到電改目標,至少需要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,據不完全統計,全國已經有超過100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產業領域的公司,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。

同時提出,條件成熟時,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,沒有衍生品企業無法鎖定收益規避風險。”曾鳴分析說,“這需要具體的執行細則作出更明確的規定。沒有金融工具,交易就不能很好開展。”

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。

售電業務如何監管待細化

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,電網企業可以參與售電,“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其他用戶正常供電的前提下,按照規定的程序、內容和質量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,由政府指定其他電網企業代為履行。

這意味著電網企業可以參與競爭性售電業務,但保底供電服務的表述也不夠清晰。“擁有電源和配電網的企業擁有優勢,”曾鳴解釋說,“電網企業參與競爭性售電業務,也要接受監管。”可是,從文件委婉的提法中,看不到更多如何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“防火墻”也不明晰。

當然,對社會資本而言,資產總額達2000萬元,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。交易機構在市場中有關鍵作用,9號文提出建立相對獨立的交易機構,就產生了“相對獨立”如何界定的問題。

《關於電力交易機構組建和規範運行的實施意見》則更加模糊了這個問題。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(依托國家電網公司組建)、廣州電力交易中心(依托南方電網公司組建)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。同時試點地方以及還未試點地方都可以組建交易中心。

文件還明確規定,電力交易中心是相對獨立的非營利機構,可以采取電網企業相對控股的公司制,或者電網企業子公司制,或者會員制等組織形式。

但相對獨立如何保證、界限在哪里則含糊不清。景春梅說,電網企業相對控股、子公司、會員制的表述看不出交易機構到底獨立不獨立,如果交易機構不能實現獨立,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。(本報記者董來孝康亦對本文有貢獻)

編輯:劉曉雷

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電改 第一 一步 擠出 萬億 紅利 哪些 企業 能分 分羹
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電改配套文件助力新能源消納 行業入市準備不足

來源: http://www.yicai.com/news/2015/12/4720611.html

電改配套文件助力新能源消納 行業入市準備不足

一財網 張旭東 2015-12-03 13:38:00

新一輪電改下,一向靠補貼生存的可再生能源將迎來新的機遇。日前發布的6個電改配套文件中,再提落實可再生能源全額保障性收購,還提出建立清潔能源優先發電制度。

新一輪電改下,一向靠補貼生存的可再生能源將迎來新的機遇。

日前發布的6個電改配套文件中,再提落實可再生能源全額保障性收購,還提出建立清潔能源優先發電制度。

國家能源局新能源司解讀稱,未來將編制出臺《可再生能源電力全額保障性收購管理辦法》,落實可再生能源優先發電制度,結合市場競爭機制,實現可再生能源發電的全額保障性收購。

從事光伏行業的晉能清潔能源公司總經理楊立友對《第一財經日報》記者稱,新的電改對可再生能源的機會不僅體現在全額收購和優先發電,新能源企業可以進入發電端、輸配電、售電側投資創造了新的機會。

多政策促進新能源消納

新能源消納是一直以來困擾行業發展的難題,多年以來“棄電”沒有得到根本改善。國家能源局統計的數據顯示,今年上半年,全國風電上網電量977億千瓦時,同比增長20.7%,但棄風電量達175億千瓦時,同比增加101億千瓦時,平均棄風率15.2%,同比上升6.8個百分點。

快速發展的光伏發電也開始出現棄光。國家能源局統計數據顯示,2015年上半年全國累計光伏發電量190億千瓦時,棄光電量約18億千瓦時。棄光電量較高的甘肅和新疆,也是風電裝機量大的地區,棄光和棄風出現重合。

中國可再生能源學會副理事長孟憲淦分析,棄光主要是因為開發布局不合理、當地電力消納能力不足、電網建設延遲、外送輸電通道容量有限等。

中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖此前預測,今年全年棄風率可能會達到20%,造成200億~300億度的電量損失。

針對這些問題,國家能源局新能源司稱將從四個方面促進新能源消納。

首先,《關於有序放開發用電計劃的實施意見》提出“建立優先發電制度。優先安排風能、太陽能、生物質能等可再生能源保障性發電,優先發電容量通過充分安排發電量計劃並嚴格執行予以保障”。

其次,《關於推進電力市場建設的實施意見》提出“形成促進可再生能源利用的市場機制。規劃內的可再生能源優先發電,優先發電合同可轉讓,鼓勵可再生能源參與電力市場,提高可再生能源消納能力。”積極開展跨省跨區輔助服務交易,提高可再生能源消納能力。

三是加強和規範燃煤自備電廠管理,推動可再生能源替代燃煤自備電廠發電。

四是在售電側改革中促進分布式可再生能源的發展,允許擁有分布式可再生能源電源的用戶和企業可從事市場化售電業務。

新能源入市準備不足

新能源司解釋,未來將落實《可再生能源法》關於可再生能源發電全額保障性收購的有關要求,編制出臺《可再生能源電力全額保障性收購管理辦法》,通過落實可再生能源優先發電制度,結合市場競爭機制,實現可再生能源發電的全額保障性收購。

新能源司還表示,《可再生能源電力全額保障性收購管理辦法》將明確保障原則、保障範圍和對可再生能源限發電量的補償機制,通過經濟手段和市場機制促進可再生能源發電的優先上網。

不過一位風電服務行業人士對記者稱,風電企業在目前形勢下進入市場交易難度較大,如果考慮未來補貼不斷下調,風電企業將需要時間承受,文件中提出的優先發電需要看落實和執行情況,目前還無法判斷。

國家能源局新能源司也稱,“單純通過行政手段或市場機制都無法根本解決新能源並網消納問題。”新能源司將在存在新能源限電的地區,通過發電計劃方式優先安排一部分新能源保障性發電量,保障新能源項目合理收益的基本利用小時數。超出保障性範圍的新能源發電量鼓勵參於市場交易,通過市場競爭機制保障優先上網。

上述風電行業行業人士稱,風電成本在不斷下降,但從目前成本看,與煤電差距還是很大,通過市場交易參與競爭的能力有限,而且如果沒有新的機制保證,用戶也不會為高價的新能源埋單。

楊立友分析,新能源未來肯定會持續下降直至無補貼,企業要通過技術進步適應市場形勢。

此外,楊立友說,電改給新能源創造了新的機會,從發電端到輸配電,再到售電側,新能源可以進入全產業鏈,可以為終端用戶提供多種能源管理服務。

不過談及電力市場建設期,本報記者接觸的多名業內人士對新能源參與電力市場交易都存在疑慮,認為長期看新能源要走出補貼模式,其它能源品類的環境成本要體現在價格上,但以當前的成本對比,新能源入市的準備顯然不夠,無法參與市場競爭。

編輯:劉菁

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電改 配套 文件 助力 新能源 消納 行業 入市 準備 不足
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電改的序曲 Nainital的碎片哥

來源: http://blog.sina.com.cn/s/blog_6a54e96a0102wfch.html

$智光電氣(SZ002169)$ 電改啟動已經體現到公告了。$雲鋁股份(SZ000807)$ $馳宏鋅鍺(SH600497)$ 的公告顯示 慧能售電公司已經開展業務。電改艱難的走出了第一步
不過這里要註意幾點
1.慧能還是收過路費 不是批零差價
2.大客戶的價格比較低 雲鋁 105億度和 497 的4.9億度 價格優差異 過路費差一厘 電價差一分
3.慧能沒有自己的表計 所以就是代理費 不是真正利潤

從無到有,售電開始運作
從代理到批零 競爭性售電 那就是第二步
未來的一年 電改一定精彩紛呈
加油電改 加油智光
電改 改的 序曲 Nainital 碎片
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發改委:同意湖北等8省市自治區開展電改試點

9月7日,從國家發改委網站獲悉,發改委同意湖北省、四川省、遼寧省、陜西省、安徽省、河南省、新疆維吾爾自治區、山東省開展電力體制改革綜合試點。

就在6日,發改委還集中公布了對北京、福建、甘肅、海南、黑龍江等五省市電改方案的批複函。國家發展改革委、國家能源局同意福建、黑龍江開展售電側改革試點,同意北京、甘肅、海南開展電力體制改革綜合試點。

這是繼今年5月份,發改委對雲南、貴州兩省電力體制改革綜合試點方案批複之後的又一次集中發布。

據證券日報消息,近日,與電改相關的動作不斷。國家發改委下發的《關於請報送增量配電業務試點項目的通知》顯示,擬在全國批複100個左右增量配電業務試點,鼓勵和引導社會資本參與投資增量配網。

分析人士認為,國家發改委此舉是電改快速推進的重要催化劑。放開增量配網和售電市場是本輪電改的兩大亮點,在二者的推進過程中,售電改革進程領先增量配網市場放開。此次發改委急件要求上報增量配網項目,通過自上而下的方式推進配網市場放開,試點項目數量之多(100個左右)、政策力度之大超越預期。

在8月9日舉行的發改委通氣會上,國家發改委價格司電價處負責人透露,包括北京在內的13個地區的電網成本監審工作即將在8月底結束,年底之前這些地區的輸配電價將正式公布。

分析人士表示,從一系列電改動作可以看出,電改的局面已經發生變化,電改正在全面提速推進。

附:

國家發展改革委 國家能源局關於同意湖北等5省開展電力體制改革綜合試點的複函

發改經體[2016]1900號

湖北省、四川省、遼寧省、陜西省、安徽省人民政府:

報來《湖北省人民政府關於報送湖北省電力體制綜合改革實施方案的函》(鄂政函〔2016〕94號)、《四川省人民政府關於報請批準〈四川省電力體制綜合改革試點實施方案〉的函》(川府函〔2016〕113號)、《遼寧省人民政府關於報送遼寧省進一步深化電力體制改革綜合實施方案的函》(遼政函〔2016〕43號)、《陜西省人民政府關於報送〈陜西省電力體制綜合改革試點實施方案〉的函》(陜政函〔2016〕124號)、《安徽省人民政府關於報送安徽省電力體制綜合改革方案的函》(皖政秘〔2016〕123號)收悉。經征求經濟體制改革工作部際聯席會議(電力專題)成員單位意見,現函複如下:

一、同意湖北省、四川省、遼寧省、陜西省、安徽省開展電力體制改革綜合試點。經征求有關部門意見匯總修改形成的《湖北省電力體制改革綜合試點方案》、《四川省電力體制改革綜合試點方案》、《遼寧省電力體制改革綜合試點方案》、《陜西省電力體制改革綜合試點方案》、《安徽省電力體制改革綜合試點方案》附後,請據此制定完善輸配電價改革、電力交易機構組建、電力市場建設、發用電計劃放開、售電側改革等專項試點方案,報國家發展改革委、國家能源局備案。

二、加強組織領導,加快改革實施。請各試點省加強對試點工作的組織領導,省人民政府負總責,各部門、國家能源局派出機構分工協作、各司其職,加強與電網企業、發電企業、用電企業等各方面的協調溝通,充分調動各方面積極性,搞好工作銜接,形成工作合力。按照《中共中央國務院關於進一步深化電力體制改革的若幹意見》(中發〔2015〕9號,以下簡稱中發9號文件)和電力體制改革配套文件精神,在綜合試點和專項試點方案基礎上,結合實際完善配套措施、突出工作重點,加快組建相對獨立的電力交易機構,統籌推進輸配電價、電力市場建設、電力交易機制、發用電計劃、配售電側等改革任務落實,確保改革取得實質性突破。

三、把握改革方向,規範推進試點。電力體制改革社會關註度高、影響面廣、情況複雜,要堅持正確的改革方向,確保在中發9號文件和配套文件框架內推進試點,防止試點工作方向走偏。試點工作要始終堅持以下原則:一是堅持市場定價的原則,不得采取行政命令等違背改革方向的辦法,人為降低電價;二是堅持平等競爭的原則,向符合條件的市場主體平等開放售電業務和增量配電業務,不得以行政指定方式確定售電主體和投資主體;三是堅持節能減排的原則,對按規定應實行差別電價和懲罰性電價的企業,不得借機變相對其提供優惠電價和電費補貼。

四、穩妥推進改革,確保電力安全。試點過程中,要建立問題發現和糾錯機制,靈活應對試點工作中出現的新情況新問題,切實防範試點過程中可能出現的風險,保證電網安全,保障民生用電,重大問題及時報告經濟體制改革工作部際聯席會議(電力專題)。電力市場運行前要進行模擬運行,加強對市場運行情況的跟蹤了解和分析,及時修訂完善有關規則、技術規範。國家能源局派出機構和各試點省電力管理部門根據職能依法履行電力監管職責,對市場主體準入、電網公平開放、市場秩序、市場主體交易行為、電力普遍服務等實施監管。國家發展改革委、國家能源局將會同有關部門加強對試點的指導協調、督促檢查、評估驗收,共同做好試點工作。

國家發展改革委

國家能源局

2016年8月31日

發改 改委 同意 湖北 省市 自治區 自治 開展 電改 試點
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國家能源局局長調研南方電網 要求積極穩妥推進電改

中國電力體制改革已經進入了深水區。在一年前對國家電網進行調研後,國家能源局局長努爾·白克力最近又來到了南方電網做調研,並要求該公司“積極穩妥推進電力體制改革”。

南方電網官網最新公布的一則消息透露,9月7日—8日,努爾·白克力到“公司檢查指導工作”時表示,在推進電力體制改革等方面,南方電網取得了一些好做法,值得認真總結。尤其是電力市場化交易、組建股份制交易機構等力度明顯。

為此,他希望南方電網進一步堅定市場化改革方向,積極穩妥推進包括電力體制改革在內的能源領域各項改革。

對於廣東電力交易中心在市場建設中的探索,努爾·白克力表示,該中心“起點高,定位準,在短時間內形成了有序、健康、合理的市場交易機制”,“在社會主義市場經濟背景下進一步探索電力交易市場化”。

作為中國第二大電網公司,總部位於廣東的南方電網一直被認為是中國電力體制改革先行先試的改革田。該公司的供電區域包括:廣東、廣西、雲南、貴州和海南。

南方電網官方在今年三月份向第一財經記者提供的一份材料稱,一直以來,南方電網堅決貫徹落實國家電力體制改革工作部署,勇當改革促進者,真心擁護改革、支持改革、投身改革。

關於這種“勇當改革促進者”的舉措,比如,這份材料顯示,南方電網在深圳率先開展了輸配電價改革,在深圳前海成立了全國首個增量配電網業務的混合所有制供電企業。

2014年,為探索電網建立獨立輸配電價體系,促進電力市場化改革,國家發改委下發了《關於深圳市開展輸配電價改革試點的通知》,正式啟動中國新一輪輸配電價改革試點。而該試點正是在南方電網子公司深圳電網進行的。

上述材料還稱,南方電網在電力市場化改革方面開展的探索還有:一是在落實西電東送指令性計劃、地方政府間框架協議的基礎上,引入省間市場化交易機制;二是依據政府授權相繼成立了廣東、廣西、雲南、貴州省級電力交易中心,開展省內電力用戶直接交易和水火電發電權置換等市場化交易。

到南方電網進行調研的前一天,國家能源局官網最近公布的一則消息顯示,9月6日,努爾·白克力在造訪位於廣州的南方能源監管局時說,十八屆三中全會特別強調了全面深化改革的一個核心要素——發揮市場在資源配置中的決定性作用。

他解釋說,市場經濟的一大特征就是法治經濟,其基本要義就是要實施有效的監管。隨著市場化進程的完善,能源監管只能加強不能削弱,既要發揮好看得見的政府這只手的作用,更要發揮好看不見的市場這只手的作用。

他還說,電力是國民經濟的晴雨表,電力發展、電力建設與地區經濟社會發展密不可分。從改革開放近40年的實踐中看,廣東能源系統的發展一直伴隨著改革開放的進程而前行。

此次對南方電網的調研,意味著努爾·白克力已經完成了對中國兩大電網公司的調研。國家能源局官網去年公布的一則消息顯示,為深入貫徹落實好黨中央、國務院領導對電力行業發展的重要批示精神,2015年5月10日,努爾·白克力帶領調研組赴國家電網公司調研,並與該公司負責同誌進行座談。

這是努爾·白克力從2014年年底擔任國家能源局局長以來,首次對國家電網進行的調研。上述消息顯示,在座談會上,調研組認真聽取了“國家電網‘十三五’發展規劃匯報”,並圍繞加快推動重大電網工程建設、推進電力行業改革創新、提升中國電網安全運行水平等議題與國家電網領導班子進行了深入討論。

國家 能源 局長 調研 南方 電網 要求 積極 穩妥 推進 電改
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企業違規交易700萬度 全國電改開出第一張罰單

10月21日,國家能源局南方監管局網站顯示,根據群眾舉報,南方能源監管局對廣東省揭陽市揭東國潤不銹鋼實業有限公司在不具備準入條件下違規參與廣東電力大用戶與發電企業直接交易一事進行了查處,取消了該公司市場交易資格。這是電改以來,監管部門首次對違規電力交易的市場主體進行查處。

開全國電力交易先河的廣東省,其電力大用戶與發電企業直接交易準入規定只允許兩類用戶參與市場交易:一是年用電量在8000萬千瓦時及以上的工業大用戶和年用電量在5000萬千瓦時及以上的商業大用戶;二是在11個省級產業轉移園區內的工商業用戶。

而南方能源監管局在調查中發現,揭東國潤不銹鋼實業有限公司在未列入可參與直接交易的電力大用戶情況下,以揭東產業轉移工業園內用戶的名義參與市場直接交易,並在交易中獲得了電量。而事實上,該公司廠址距揭東產業轉移工業園20余公里,不在揭東產業轉移工業園區管轄範圍內。經與園區管委會核對,該公司也不在園區企業名單之中。管委會表示該公司不屬於產業轉移園區內的企業。按照目前廣東省用戶準入的規定,揭東國潤不銹鋼實業有限公司現階段不能參加市場交易。

國潤公司於2009年成立,全稱為揭陽市揭東國潤不銹鋼實業有限公司。經調查,該公司以可參與直接交易的揭東產業轉移工業園內用戶的名義參與電力直接交易,用電企業代碼為11094。

經核實,2016年8月1日,廣東源能電力銷售有限公司與國潤公司簽署代理購電協議,由源能電力銷售有限公司代理國潤公司的購電業務,參與市場交易。根據8月份月度競價交易記錄,國潤公司申報電量1000萬千瓦時,實際成交交易電量700萬千瓦時。

針對揭東國潤不銹鋼實業有限公司違規進入市場參與直接交易的事實,南方能源監管局提出了處理意見,要求廣東電力交易中心取消該公司參與電力直接交易時競價成交的市場交易電量,此部分電量按該公司應執行的目錄電價進行結算。對已結算的成交電量,因市場交易成交電價與執行目錄電價不同而產生的電費價差,由廣東電力交易中心負責追繳。同時要求撤消揭東國潤不銹鋼實業有限公司的市場交易資格,在其依規取得合法交易資格之前,不得參與電力市場交易。

廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強對第一財經記者表示,這一違規現象並不能說明審核制度有漏洞,因為只要進行交易就會有鉆空子的問題。改革是逐步進行的過程,即使制度完善,也無法完全避免這樣現象的出現。小用戶在電改中也會有出路——交易才剛剛開始,處於很不完全的交易階段,以後的市場會逐漸放開,把小用戶納入其中。

企業 違規 交易 700 萬度 全國 電改 開出 第一 一張 罰單
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