论文部分内容阅读
电改2.0时代业已来临，谁会在新电改中获得发展机会？实施新电改后企业生存环境与企业效益能否变得更好？改革后电价如何变化？都是业内人士和公众最关心的问题
近期，中央发布了电改9号文——《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号），拉开了第二次中国电力体制改革的序幕。此次“电改2.0”距离“电改1.0”已有13年之久，可见我国电改道路的漫长与艰难。
但不论如何，电改2.0时代业已来临，谁会在新电改中获得发展机会？实施新电改后企业生存环境与企业效益能否变得更好？改革后电价如何变化？都是业内人士和公众最关心的问题。
更开放？
此次改革方案明确了“三放开、一独立、三强化”的总体思路。
“三放开”是指在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划。
所谓管住中间，是指对具有自然垄断属性的输配电网环节加强政府监管、实行政府定价。而放开两头则是指在发电侧和售电侧实行市场开放准入，引入竞争，放开用户选择权，形成多买多卖的市场格局。
虽然原先热议的“四放开”在这份文件里变成了“三放开”：“售电业务放开、增量配电业务放开”被糅合成了一句话，“新增配售电市场放开”。但很明显，相比2002年的改革1.0，2.0对电力市场更加开放。
1.0时期，电网垄断了中国电力工业除发电外的所有环节，输电、配电和售电渠道单一。电网独享覆盖全中国、具有完全自然垄断性质的高压输电、中低压配电网络资源。它作为单一购电方向发电厂买电，又作为单一卖电方向用户售电。
而电改2.0的售电侧放开有望成为本轮改革的最大红利。这将改变目前电网公司统购统销的垄断局面，使得发电方和购电方能够直接沟通。电力用户，尤其是大规模用电的企业，拥有对发电公司的选择权；而电力生产企业可以选择向不同的用户卖电。电力买卖双方自行决定电量、电价。
改革方案还明确了“一独立”和三个“强化”。“一独立”是指推进交易机构相对独立，规范运行。三个“强化”，即进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。
更多元？
我国的基本国情是以公有制为主体、能源资源与能源需求逆向分布。此前的电力能源也被国家牢牢掌控住，主体单一，造成市场交易机制缺失，资源利用效率不高。
电改2.0大刀阔斧地对各类主体进行了调整，规范市场主体准入标准。按照接入电压等级、能耗水平、排放水平、产业政策以及区域差别化政策等，确定可参与直接交易的发电企业、售电主体和用户准入标准，使主体更加多元化。
首先，全面放开用户侧分布式电源市场，各类新能源发电方式更多元。放开用户侧分布式电源建设，支持企业、机构、社区和家庭根据各自条件，因地制宜投资建设太阳能、风能、生物质能发电以及燃气“热电冷”联产等各类分布式电源，准许接入各电压等级的配电网络和终端用电系统。鼓励专业化能源服务公司与用户合作，或以“合同能源管理”模式建设分布式电源。
同时，多途径培育市场主体，多种所有制售电方式更多元。允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区，组建售电主体直接购电；鼓励社会资本投资成立售电主体，允许其从发电企业购买电量向用户销售；允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易；鼓励供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务；允许符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场从事售电业务。
其中的最大亮点在于，电网的售电侧要构建多元化的售电主体，有序向社会资本放开配售电业务。政府有意鼓励社会资本投资配电业务，由此建立市场主体准入和推出机制，多途径培育市场主体，赋予市场主体相应的权利，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。但社会资本能否找到合理的盈利模式开发这块售电市场，是业内人士的一大忧虑。
谁是赢家？
根据新电改方案，持有“售电牌照”的企业可以参与售电，发电企业无疑将率先成为受益群体之一。
对于发电企业而言，降低成本就意味着增加了受益。以前可发可不发的电，有了直购渠道后可以卖给用电企业；以前收不回成本的发电，有了直购渠道后也可以卖给用电企业。
根据中电联数据，目前国内诸多发电机组的发电利用率仅50%左右。相信在新电改的刺激下，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，有力化解当前中国发电企业产能利用率不高的尴尬。
对于发电企业而言，增加机会也意味着增加了收益的可能性。根据电改方案的规定，国家将有序缩减发用电计划。根据市场发育程度，直接交易的电量和容量不再纳入发用电计划，由发电方与参与市场交易的用户或售电主体通过协商等方式自主确定。
放开发电企业和用户的直接交易将给发电企业带来不小的机遇。他们可以通过快速切入售电市场，大量抢占大中型工业客户，在售电业务领域抢占先机。
紧随其后的二号受益方可能是高耗电量的企业用户。由于售电侧实行市场开放准入，引入了竞争，电的价格自然由市场决定。对于高耗电量的企业用户而言，便是拥有了自主选择权，增强了市场议价能力，有利于降低其自身的用电成本。但电力行业是一个技术壁垒很强的行业，门槛很高，企业是否是最终的受益方，前景还有待观望。
而居民电价仍由政府定价，实行的是阶梯电价。
除此之外，新电改的一大重头戏就是保障清洁能源多发、满发，提高可再生能源发电和分布式能源系统发电在电力供应中的比例。国家发改委、国家能源局还同时发布了《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》，这被业内视为是新电改的首个配套方案。可见，弃风、弃光、弃水等清洁能源发展的老大难问题，有望在新一轮电改中得到有效解决。水电等新能源发电方式盈利有望提升，虽然这也意味着传统火电盈利境况的恶化。
总体来说，新电改对公众也是有益的。电力垄断在部分环节被打破，电力市场化程度进一步提升，清洁能源电源的发展得到了支持，最终将会转化为公共福利。
近期，中央发布了电改9号文——《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号），拉开了第二次中国电力体制改革的序幕。此次“电改2.0”距离“电改1.0”已有13年之久，可见我国电改道路的漫长与艰难。
但不论如何，电改2.0时代业已来临，谁会在新电改中获得发展机会？实施新电改后企业生存环境与企业效益能否变得更好？改革后电价如何变化？都是业内人士和公众最关心的问题。
更开放？
此次改革方案明确了“三放开、一独立、三强化”的总体思路。
“三放开”是指在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划。
所谓管住中间，是指对具有自然垄断属性的输配电网环节加强政府监管、实行政府定价。而放开两头则是指在发电侧和售电侧实行市场开放准入，引入竞争，放开用户选择权，形成多买多卖的市场格局。
虽然原先热议的“四放开”在这份文件里变成了“三放开”：“售电业务放开、增量配电业务放开”被糅合成了一句话，“新增配售电市场放开”。但很明显，相比2002年的改革1.0，2.0对电力市场更加开放。
1.0时期，电网垄断了中国电力工业除发电外的所有环节，输电、配电和售电渠道单一。电网独享覆盖全中国、具有完全自然垄断性质的高压输电、中低压配电网络资源。它作为单一购电方向发电厂买电，又作为单一卖电方向用户售电。
而电改2.0的售电侧放开有望成为本轮改革的最大红利。这将改变目前电网公司统购统销的垄断局面，使得发电方和购电方能够直接沟通。电力用户，尤其是大规模用电的企业，拥有对发电公司的选择权；而电力生产企业可以选择向不同的用户卖电。电力买卖双方自行决定电量、电价。
改革方案还明确了“一独立”和三个“强化”。“一独立”是指推进交易机构相对独立，规范运行。三个“强化”，即进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。
更多元？
我国的基本国情是以公有制为主体、能源资源与能源需求逆向分布。此前的电力能源也被国家牢牢掌控住，主体单一，造成市场交易机制缺失，资源利用效率不高。
电改2.0大刀阔斧地对各类主体进行了调整，规范市场主体准入标准。按照接入电压等级、能耗水平、排放水平、产业政策以及区域差别化政策等，确定可参与直接交易的发电企业、售电主体和用户准入标准，使主体更加多元化。
首先，全面放开用户侧分布式电源市场，各类新能源发电方式更多元。放开用户侧分布式电源建设，支持企业、机构、社区和家庭根据各自条件，因地制宜投资建设太阳能、风能、生物质能发电以及燃气“热电冷”联产等各类分布式电源，准许接入各电压等级的配电网络和终端用电系统。鼓励专业化能源服务公司与用户合作，或以“合同能源管理”模式建设分布式电源。
同时，多途径培育市场主体，多种所有制售电方式更多元。允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区，组建售电主体直接购电；鼓励社会资本投资成立售电主体，允许其从发电企业购买电量向用户销售；允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易；鼓励供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务；允许符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场从事售电业务。
其中的最大亮点在于，电网的售电侧要构建多元化的售电主体，有序向社会资本放开配售电业务。政府有意鼓励社会资本投资配电业务，由此建立市场主体准入和推出机制，多途径培育市场主体，赋予市场主体相应的权利，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。但社会资本能否找到合理的盈利模式开发这块售电市场，是业内人士的一大忧虑。
谁是赢家？
根据新电改方案，持有“售电牌照”的企业可以参与售电，发电企业无疑将率先成为受益群体之一。
对于发电企业而言，降低成本就意味着增加了受益。以前可发可不发的电，有了直购渠道后可以卖给用电企业；以前收不回成本的发电，有了直购渠道后也可以卖给用电企业。
根据中电联数据，目前国内诸多发电机组的发电利用率仅50%左右。相信在新电改的刺激下，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，有力化解当前中国发电企业产能利用率不高的尴尬。
对于发电企业而言，增加机会也意味着增加了收益的可能性。根据电改方案的规定，国家将有序缩减发用电计划。根据市场发育程度，直接交易的电量和容量不再纳入发用电计划，由发电方与参与市场交易的用户或售电主体通过协商等方式自主确定。
放开发电企业和用户的直接交易将给发电企业带来不小的机遇。他们可以通过快速切入售电市场，大量抢占大中型工业客户，在售电业务领域抢占先机。
紧随其后的二号受益方可能是高耗电量的企业用户。由于售电侧实行市场开放准入，引入了竞争，电的价格自然由市场决定。对于高耗电量的企业用户而言，便是拥有了自主选择权，增强了市场议价能力，有利于降低其自身的用电成本。但电力行业是一个技术壁垒很强的行业，门槛很高，企业是否是最终的受益方，前景还有待观望。
而居民电价仍由政府定价，实行的是阶梯电价。
除此之外，新电改的一大重头戏就是保障清洁能源多发、满发，提高可再生能源发电和分布式能源系统发电在电力供应中的比例。国家发改委、国家能源局还同时发布了《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》，这被业内视为是新电改的首个配套方案。可见，弃风、弃光、弃水等清洁能源发展的老大难问题，有望在新一轮电改中得到有效解决。水电等新能源发电方式盈利有望提升，虽然这也意味着传统火电盈利境况的恶化。
总体来说，新电改对公众也是有益的。电力垄断在部分环节被打破，电力市场化程度进一步提升，清洁能源电源的发展得到了支持，最终将会转化为公共福利。