能源领域市场化力量逐步显现 电改迈入深水区

能源市场化改革勇闯“深水区”

按照“管住中间、放开两头”的思路，经过四年多的改革，能源领域市场化力量逐步显现。业内人士认为，当前，能源市场化改革迎来重要窗口期，其中，电改迈入深水区，发用电计划放开、增量配电改革、电力现货市场建设等有望再突破，而油气管网分离进入实质性运作阶段，市场化改革也面临攻坚。

电改四年 市场化力量逐步显现

端午节期间，赵青还在朋友圈里转发与售电相关的文章，曾在某国有发电集团工作的他不会想到自己会从事售电的业务，“企业成立了售电公司，现在每天就是跑客户。”赵青说。这一切的改变都与四年前开始的那轮改革有关。

2015年3月，《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》（下称“9号文”）正式发布，由此拉开了中国第二轮电力体制改革的序幕。

事实上，相关谋划从2012年就已开始。党的十八大报告首次提出“能源生产和消费革命”。党的十八届三中全会明确，推进水、石油、天然气、电力、交通、电信等领域价格改革，放开竞争性环节价格。2015年10月印发的《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》（下称《意见》）也把“加快推进能源市场化改革”作为重要的一部分。

在国家发改委价格监测中心高级经济师刘满平看来，我国能源市场化改革的目的有三个：一是有比较稳定持续的能源供给；二是有比较经济的能源价格；三是有清洁的能源。

据了解，电力系统如果按照上下游环节划分，由发电、输电、配电、售电四个部分组成，由此也形成了上网电价、输配电价、销售电价。首轮电改，发电端多主体竞争局面已经形成，但输电、配电、售电垂直一体化的局面仍然存在。

“9号文”的总体思路是“管住中间、放开两头”，推进电力市场化，而输配电价改革就是“管住中间”的关键改革措施，即让电网从过去的“吃两头、赚差价”，改为在准许成本加合理收益原则下收取“过网费”。

2014年12月，输配电价改革首先在深圳电网和蒙西电网破冰，2015年上半年宁夏、湖北、云南、贵州、安徽陆续开展试点，之后由点及面、逐步扩大，2017年6月底全国省级电网输配电价改革全面完成。

在此基础上，作为改革最大亮点的配售电业务放开有序推进。目前，售电侧市场竞争机制初步建立，增量配电改革试点也已有三批落地，项目总量已达320个，基本实现地级以上城市全覆盖。

“9号文发布以来，我国电力市场建设在几个方面取得了成绩，尤其是发用电计划快速放开，使交易电量大幅增长，将近三分之一的电量由市场交易形成。”北京电力交易中心书记、副主任谢开如此评价。

据介绍，目前我国已经形成北京、广州两个国家级电力交易中心和33个省级电力交易机构，2018年全面放开煤炭、钢铁、有色、建材4个行业电力用户发用电计划，南方（以广东起步）、甘肃、山西电力现货市场启动试运行。

国家发展改革委的数据显示，2018年我国电力市场化交易电量约2.1万亿千瓦时，占售电量比重近40%。与2016年的1万亿千瓦时相比，两年实现了翻番。2019年1-3月，全国完成市场化交易电量同比增长24.6%，占全社会用电量的26.8%，占经营性行业用电量的50.5%，其中电力直接交易同比增长40.3%，减少电力用户购电支出131亿元。

值得一提的是，清洁能源省间交易、替代交易、富余可再生能源现货交易等市场化交易有效提升了清洁能源消纳水平。以国家电网公司为例，其2018年全年清洁能源省间交易电量4373亿千瓦时，同比增长7.1%。

市场化改革带来的经济效益和社会效益并不止于此。国家发改委价格司巡视员张满英给出的统计数据显示，首轮输配电定价成本监审共核减不相关、不合理费用约1284亿元，平均核减比例15.1%。2018年，通过实施扩大发用电计划、放开发售电部分竞争性环节电量电价等措施，为实体经济降低用电成本985亿元。

值得注意的是，市场的力量为电力行业带来新的生机与活力。“9号文”发布后，机构行业不断谈论的话题是，售电领域有望开启万亿级的新市场。来自国家发改委的统计数据显示，截至2018年8月，全国在电力交易机构注册的售电公司达3600家左右。

新生力量的加入也促使原有市场参与者进行改变。面对改革带来的冲击，电网企业谋划转型，发掘新的效益增长点，构建新的盈利模式。而国有发电企业也纷纷成立售电公司。