新电改破局：工商业用电交易市场将全部放开

　新电改破局

电改13年，从5号文到9号文的变与不变。9号文下发后，电改节奏加快，首份配套方案已出炉。发电侧最先受益，配售电向民资开放。


重点提示


新电改方案融合了各方的诉求，在体制上动作不大，侧重于机制建设和行业管理，重在为分布式等新兴生产力打开一扇门，希望能培育出新的能源服务形式和新的经济业态，并将形成新的电力市场交易形态，逐步还原电能商品属性。

13年后，更新版的电改方案再次重装上阵。

3月23日，21世纪经济报道记者从多个交叉渠道获悉，中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号，以下简称“9号文”)已正式下发至各部委和电力企业，预计近期将正式对外公布。而3月20日，国家发展改革委和国家能源局也正式出台了一份《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》(以下简称“清洁能源指导意见”)，这被视为首份9号文的首份配套文件。

电改预热多时，电力板块也成为资本市场的投资热点，3月23日，电力板块整体指数上涨3.19%，自3月19日该板块累计涨幅达到5.25%。

“与2002年的5号文(《电力体制改革方案》(国发[2002]5号文件，以下简称5号文)相比，9号文超越的并不算多。”一电网行业人士坦言，与5号文的清晰分布指导相比，此番的9号文大都是框架性的政策指导，但对于具体如何执行和实施尚未明确，估计后期会出台更加细化配套政策。

电改专家王冬容认为，新电改方案融合了各方的诉求，在体制上动作不大，侧重于机制建设和行业管理，重在为分布式等新兴生产力打开一扇门，希望能培育出新的能源服务形式和新的经济业态，并将形成新的电力市场交易体系，逐步还原电能商品属性。对改革方案的落地，他表示乐观。

对比5号文，9号文对电网行业最大的冲击将是其盈利模式的改变，即让电网公司从以往的购售电差价转变为成本和合理利润相结合的模式，将压缩电网的高额利润，让其回归到合理利润水平。但整体方案采用“存量不变，变增量”的思路减轻当下改革阻力，期望届时有通过增量来倒逼存量改革的效果。

盈利模式改变

相比于5号文发出机构为国务院，9号文的发出机构中共中央，显现新一轮电改受高层高度重视。

通过梳理从发电、输电、售电、购电各环节的定位，9号文中明确了一些改革任务，包括放开新增配售电市场，放开输配以外的经营性电价、公益性调节性以外的发电，而对于市场交易机构则要求相对独立，但政府监管仍将加强，继续强化电力统筹规划，强化和提升电力安全高效运行和可靠性供应水平。

也就是说，除了继续对输配电市场进行部分管控外，在上下游的发电和售电环节，则将尽量市场化。特别是在售电侧，还计划对社会资本放开，“引导市场主体开展多方直接交易。并建立长期稳定的交易机制。”

根据9号文内容，售电价格仍然居民、农业、重要共用商业和公益性服务等用电继续执行政府定价，而对于工商业用电交易市场将全部放开。一位电力行业分析师指出，“工商业用电占全国用电量的八成左右，这块庞大的市场，将给资本足够的想象空间。”

另一个值得关注的亮点则是改变电网的盈利模式。“这将使电网从盈利性单位变为公用事业(2896.025, 71.88, 2.55%)单位。” 华北电力大学教授曾鸣认为，“对具有公共事业特征、承担大量社会普遍服务职能的电网企业，应将其明确定位为公共事业企业。”

上述分析师指出，电网公司在政府监管层面按照成本核算，收取合理利润。“这将改变电网公司以往靠从发电企业购电后，再出售给需求侧，从中赚钱差价的模式，让输配电回归到合理的利润空间，防止暴利出现。”

增量率先放开

“但9号文回避了当前电力市场存在的一些问题，”上述电网人士坦言，从各种描述中看，其目前的存量基本没动，动的都是未来的增量，但增量要按9号文运转的其中一个关键是交易机构的改革，根据9号文的思路是“交易机构要相对独立”，但如何做到相对独立，还无明确指引。

事实上，目前在各级电网公司中，已设立电力交易机构，暂且不论其是否真正对外营业，但这一机构已存在于电网体制中，要其相对独立，是要将其剥离，还是重新设立？方案尚未明确。

而售电侧能否按期获取利润也将考验9号文的实施。根据9号文的设想，电网的售电侧要构建多元化的售电主体，其中还计划引入社会资本参与售电，但社会资本能否找到合理的盈利模式开发这块售电市场，仍有难度。

上述电网人士解释，此前，作为国家电改的试点城市，深圳市已探索进行售电放开，其交易平台中出现过社会资本向电网公司购电后再将其所购电卖给需求侧，“但在购电终端，面对着南方电网和国家电网[微博]已经成熟的经营模式，新进入售电方在自身优势不明显的情况下，其盈利模式还需探索。”

即便是在存量市场，竞争也十分激烈。在当下，除国家电网外，还形成诸多的区域性售电企业，“国家电网管理水平相对不错，但不少区域性售电企业作为地方的代表，其本身还背负了极重的人员包袱，此前与国网之间的竞争已十分激烈，若是代表社会资本的第三方售电方介入，后者开拓市场的难度也不会小。”上述电网人士表示，也就是说，国家改变增量的供应方式，这种设想避开存量市场的利益纷争，改革的阻力相对较小，但增量上能否形成真正的商业模式，仍有挑战。

一位发电企业人士告诉21世纪经济报道记者，目前他正开始着手准备注册售电公司，等待相关配套政策进一步明确，进入售电侧市场。包括电网系统内部营销部门、发电企业市场部门、与电网业务密切的工程建设公司，以及节能服务公司对售电环节放开异常敏感。

不过电网的盈利模式改变后，也有可能倒逼电网企业自身的改革。“此前因为在输配电方面的话语权，电网企业的利润高。”上述电网人士指出，若盈利模式改变后，盈利能力会大幅下降，倒逼其回归市场，尽量通过内控的方式降低成本，或通过其他方式变革存量市场。

发电侧最先受益

在中国电力体制改革将大力推进的背景下，与9号文相关的配套措施预计会陆续出台。比如，此次9号文将分布式能源的发展问题单列出来，并多次提及落实可再生能源发电保障性收购制度，及加大落实包括风电、光伏和太阳能等发电成本较高的新能源方面的政策。

有鉴于此，国家发改委和国家能源局出台的“清洁能源指导意见”则将上述相关新能源的落实方式进行明确。也就是说，9号文中尚不明确的地方可能还需要多项配套措施，随着这些配套措施的实施，电改的红利会初步释放。


“此次电改最先受益的主体应是发电企业。”上述电力行业分析师也指出，回归到市场后，成本较低的发电企业包括水电、坑口煤电、核电等企业将最先受益，其能通过成本降低的方式，具备规模优势，可提高自身的议价能力。

这还能缓解当前中国发电企业产能利用率不高的尴尬。上述行业分析师举例，根据中电联数据，2014年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时为4286小时，同比减少235小时，其中，火电设备平均利用小时数为4706小时，而这些发电设备满额利用小时应为8760小时左右，也就是说，国内诸多发电机组的发电利用率仅50%左右。而在新电改革的刺激下，发电企业会尽量去减少成本，减少折旧，通过成本管控增加市场竞争力，抢占市场。

而对于用电主体来说，用电量较大的高新产业园区或经济技术开发区等单位，因为其能耗较低、排放较低，其在售电侧方面也会具备一定的优势。“除此之外的其他第三方企业也被视为受益方。”上述电网企业人士也坦言，但电力行业是一个技术壁垒很强的行业，门槛很高，其是否是最终的受益方，目前还不好说。