電改新時代電網企業發展之路分析
日期：2015-01-06 閱讀數：
電力系統在2002年廠網分開后，通過超常規發展，基本解決了缺電問題，經營管理能力也得以顯著提高，國內電力系統尚能較健康地運營。這一方面是因為我國電力系統基礎較好，另一方面則源于電力行業各企業的管理水平提升，運營效率顯著提高。
目前，我國電網標準已經開始逐步融入國際標準，電力裝備制造企業也已經具備比較強的競爭力。但與此同時，電力體系遺留的問題和矛盾在行業高速發展中，不但沒有較好解決，反而變得越來越嚴重。
遺留問題主要體現在電價體系的僵化使得發電企業的穩定持續發展能力脆弱，導致周期性缺電與過剩反復出現;發電與輸電關系不協調，區域性電荒與窩電并存;輸電網與配電網之間不協調，配用電設施落后;我國以相對粗放的方式，建造了世界上最大、但效率相對低下的電力工業體系。
應該看到，我國電力大多數配套產業都已具備市場化條件，但全系統總體社會化水平仍然相對較低。歷史遺留的大量多經與集體制企業為電網企業承擔了大量的設備生產、科研、勞務等產品，由于并未參與市場公開競爭，加之早期電網財、物權分散，又缺乏監管，造成電網、多經及集體制企業經營不規范，增高了電網建設的成本。
新挑戰不斷涌現
毋庸置疑，高效清潔能源利用是未來的趨勢，而要真正以市場化而不是靠部委與政府“批條子”方式提高系統效率，不僅必須有公開、透明的電價體系，還必須有能無歧視地響應參與者需求的電力系統。而電價體系的真正梳理，在現行電網的結構與模式下又很難有實質性的進步。
隨著今后分布式電源接入低壓電網，大量的低壓電網將變成有源電網，電力流將從傳統單向變為雙向，過去相對簡單的電力調動和電網管理已無法適應需要。
未來，中國的能源安全或許更多的不用考慮某類資源的何時耗盡那樣久遠，而是過度對外依存，長期勢必造成其價格暴漲而影響國內相關產業的承受力。我國缺少中長期穩固的能源政策，在2002年電改之前，電力能源政策的討論主要糾結在對電力投入的超前度上。國內電力工業，早期有很長的階段糾結于彈性系數，到后期形成了“電力需要適度超前”的行業共識。而對于電力在未來中國能源戰略中的定位以及電力系統的長期發展模式，國內則缺乏一以貫之的清晰戰略和規劃。
國內上一輪電力改革在電力需求放緩的背景下推出，而海外主要國家的改革，也一樣在電力需求放緩、經濟發展進入一個平穩時期的情況下啟動。當前國內經濟增速放緩，能源需求增速進入一個相對平緩期，進行的適當、適度改革的外部條件，也基本具備。
國外主要改革模式介紹
全球上一輪電力改革是在全球經濟發展到一個時期和經濟學思潮大變化的背景下出現的。二戰后，世界上許多國家電力系統以國有壟斷經營體制為主，或實施嚴格監管的私人壟斷經營，一體化壟斷經營對促進行業快速發展發揮了重要作用。
但隨著電氣化的普及，電力及終端能源消費增速趨緩，到80年代之后，發達國家電力市場的供求關系逐漸發生了變化。同時，電力企業長期在壟斷體制下經營，普遍效率低下，電力發展所需的資金和補貼使財政負擔越來越重。
與此同時，西方經濟學理論出現變遷，新自由主義逐步取代凱恩斯國家干預主義，并從理論上論證傳統自然壟斷產業引入競爭的可行性，這對電力行業垂直一體化自然壟斷的觀點帶來了巨大挑戰，以英國為代表的發達國家，先后開始以引入競爭、打破壟斷為主要內容的市場化改革。在上世紀90年興起的電力改革大潮中，具有代表意義的是英國、法國、北歐、美國、日本等電力市場。
以英國電力改革為例，其改革推動較早且較為激進，從早期POOL模式改進為NETA、BNETA模式。POOL 模式中所有交易均需通過Pool實現，Pool以電力庫購買價格PPP購電，以電力庫銷售價格PSP售電。由于Pool中的電能價格存在不確定性，因此交易雙方需通過簽訂金融差價合同CFD或EFA共同承擔價格風險。金融差價合同只是買賣雙方的事情，合同內容與電力交易中心無關。
為克服Pool模式中存在的問題，新的電力市場模式NETA于2000年12月開始運行。設計NETA模式的出發點是降低批發電價，保證即時和長期供電可靠性，促使價格透明，用戶真正參與價格的制定過程;促進發電市場公平競爭，鼓勵對環境型發電項目進行投資。
后期為了緩和供需矛盾，英國電力管理辦公室提出了新的改革設想，即對英格蘭電力體制進行改革，建立統一的英國交易輸電協議BETTA。該模式的實施始于2005年4月，其主要優點在于進一步消除壟斷，降低運行成本;提高了英國電力批發市場的競爭程度，促進了蘇格蘭地區的競爭;市場參與者可與任何地方的其他參與者簽訂合同，自由交易。促進可再生能源發電、資源合理配置。
從英國電力改革的歷程來看，電力改革最終打破了垂直壟斷，通過“廠網分開、輸配分離”促進發電和供售電領域的競爭，并合理控制自然壟斷的輸電行業的利潤率，這也是世界各國電力改革的共同趨勢。
法國電力改革比英國晚，從某種意義上講，法國電力改革是在歐洲一體化下被動改革的產物。歐盟于1996年和2003年分別就開放電力市場做出規定，確立了歐洲電力市場的法律框架。電力市場也必須實行全面競爭。這樣法國電力公司需要調整自己的市場結構，為進入歐盟其他國家能源市場創造條件。
討論法國電力的改革，其實就是在討論EDF集團的改革。EDF集團擁有法國94%的發電裝機，100%的輸配電業務，集中發電、輸電和配電業務于一身。改革后EDF仍然是一體化企業集團，但輸電、配電業務以子公司形式獨立運營，且受到國家嚴格監管，EDF與法國政府簽訂合同，承諾家庭用電電價漲幅不高于通脹率，并承諾逐步提高公司運營效率。
同一時期，一些發展中國家，如阿根廷、智利、巴西等，由于政府投資能力不足，基礎設施薄弱，政府期望通過改革引入競爭、吸引國內外私有投資進入電力工業，以加強電力基礎設施建設，也取得了一些成就。
漸進式改革或為現實選擇
不難看出，各國電力市場改革，通用的做法是將壟斷限制在較小范圍，保留真正意義上的壟斷環節，對具有明顯公共性質的全國性(區域性)電網，實行政府監管下的經營，將電力行業的其它環節(發電和售電)放開競爭。
世界主要發達國家，從上世紀90年代先后對其電力系統進行了改革，我國在1998~2002 年中也進行了改革的嘗試。但外國的改革嘗試，并沒有得到普適模式;而12年前國內的改革試探，也沒有找到能形成共識的改革方向。而且，過去10年又涌現出了新能源、新負荷、能源安全等新問題。
目前，對照外國改革改革實踐以及國內電力體系現狀，有幾種改革思路呼聲較高，一種是在現有區域網基礎上，進行橫向切割，此外還有根據電網層級橫向分割，將輸配電網分離。這兩種模式背后，都有其理論、實踐及利益群體的支撐。
理論上看，橫向切割有助于厘清輸配電成本、削弱電網壟斷，但也存幾個比較嚴重的問題，首先可能會增加交易成本;其次，還可能引起安全穩定問題，印度、美國的大停電，都有資產、管理權限分散的問題，特別是調度系統;再次，部分配電網可能失去發展能力，現行模式中，工業用電回補了居民用電，東部、東南發達區域回補了中西部區域。過去分散在地方政府的大量地方配電資產、部分躉售代管配電網都呈現出“低投入、高電價”典型特征。
按照已有的區域網結構，進行橫向分割，可能阻力相對較小，也是相對比較穩健的選擇。但以5個新壟斷取代現有的1個大壟斷，并不能解決中國電力體系所面臨的新老問題。
從國外改革歷程看，英國、法國、日本等代表性國家，都是逐步探索和擴大的過程。例如英國從1990年推動POOL模式到啟動BNETA模式，前后達15年之久，法國的用戶選擇權，也是多批次逐步推動。我國上一輪電力體制改革是在1998年國務院機構改革的大背景下推進的，如果考慮電力部公司化改造，那一輪的改革的啟動時間在1995年，前后歷時近8年;2002 年版本的電力體制改革方案形成，前后歷時也近5年。
電力是必不可少的能源方式，是現代文明的重要基礎，也關系到我國的能源安全，動一發而牽全身。目前僅直接服務電網的員工就超過200萬人，改革也直接關系數百萬家庭的生計。不可否認，在發電、售電等可競爭領域引入競爭，確實加強了服務，提高了效率?？v向切割、橫向切割的激進改革模式，對于解決行業核心新老矛盾的過程中效果并不經得起推敲。從操作層面考量，可能漸進性改革更適合我國國情。
電價體系是下一步改革的核心之一
體制的影響深刻而久遠，從某種意義上講，國內央企的管理體制、成本與盈利模式，都注定了2002年電力改革后發電與電網企業的大擴張就是一種必然。同樣，電力行業在這一輪體制改革中的選擇，也會從某種程度決定包括電力投資、電力公用事業、新能源發展等領域未來的走向。
電價已成為電力行業投資的主要驅動因素之一。我國政府歷來對電價體系有較嚴格的管制，前后分別由物價局、計委、發改委等主管部門履行價格管理職能。自2002年廠網分開以來，上網電價、銷售電價及購銷價差等都由我國政府主管部門實施管制和監督。我國的電價管制，在上網電價方面主要體現為標桿電價，在輸配電價的指導思想上為成本加收益模式。
國內電價的支付對象目前均為電網公司。標桿電價突破了國家高度集中的行政審批模式，也實現了從個別成本定價過渡到社會平均成本定價的跨越，并從事后定價過渡到了事前定價模式。我國目前還沒有獨立輸、配電價，仍按照購銷電價差倒扣來確定輸配電價平均水平的過渡階段，未來的方向是逐步向成本加收益的方式過渡。
在成本加收益管制模式下，電網企業的準許收入由準許成本、準許收益和稅金構成，輸配電價則通過準許收入與電量的比值獲得。廣義上講，電網成本由折舊費、運行維護費和資本成本三部分組成，其中折舊與運維費用統稱準許成本。
折舊費占比最大，是電網企業準許成本的關鍵因素，折舊率標準對核定電網企業成本影響重大，目前我國電網企業折舊費用占輸配成本約40%。運維費用目前按照材料費用、修理費用、薪酬、其他分別統計歸算，運維費用是準許成本的難點，也是關鍵之一。到目前為止，國內還沒有對運維費用的核定做出明確而具體的規定。
電價是電力行業最基本也是最重要的經濟杠桿，是調整各市場參與者利益、實現資源優化配置的主要經濟信號，電價一定是電力改革的核心之一。
國內電價絕對水平較全球主要發達國家來講，處于中低價，較美國、加拿大等能源豐富國家高，但顯著低于日本、歐洲等國家。電價主要涵蓋燃料成本、折舊與維護、薪酬支出等大類成本項，考慮到國際一次能源價格特別是煤炭等價格差別并不太大，總體薪酬水平應低于發達國家，再考慮之前撥款建設模式下納稅人的免費投入，國內電價或許并不“便宜”。
但如果考慮到當前電價也涵蓋了較快的投資建設、環保與清潔能源扶助需要，以及用戶可承受能力，未來電價仍有較大上漲空間。
筆者認為，現行模式存在的問題是對大部分壟斷一體化經營企業，由于幾乎不可能論證其各類建設、投資、花銷的合理性、必要性，因此一般來講，高折舊、高攤銷、過量建設和維護都是這類企業的共同特點。在壟斷一體化經營大企業中，成本加成管制模式的最大問題，是很難厘清這類企業的合理成本。
在行業快速發展期，高折舊與一體化壟斷有利于集中力量投入，但行業發展進入成熟期后，可能會出現延續高折舊高投入推高成本的情景。理論上講，可能所有國有壟斷主導的行業，成熟期后效率都將十分低下。
電氣能源行業進入新時代
中短期來看，電力行業暫時難以再出現過去十年、二十年那樣的“大干快上”的超常規增量發展。但可以確定的是，無論未來改革選擇哪條道路，貼著用戶側的領域將迎來新的發展機遇，而直流輸電領域等需求確實存在的領域仍然會有較大發展空間。
由于資源與消費的逆向分布，以及環保壓力，未來一定距離的跨省、區輸電趨勢會持續，高壓大功率直流輸電的需求還會持續且可能加強;此外，柔性直流技術在解決風電、孤島供電上有很強優勢，隨著技術成熟，功率較小的柔性直流輸電可能會有大發展。
從我國電力發展的大生命周期來看，從“七五”到“十一五”，電力系統的重心已基本完成了從電源側到電網側的轉移，這也符合行業發展規律。
同所有行業一樣，在供給短缺結束，進入成熟期后，抓住用戶才是真正的價值。未來，電網發展的重心可能會逐步體現出有從輸電網向配、用電轉移的過程。但由于配網資產規模的龐大，經營管理的艱巨性，以及對電網與供電業務安全穩定的重要，關于配網的改革可能會比較謹慎。
發達國家的社會經濟發展規律表明，在社會經濟到一定水平后，人均能源消費會進入微增長時期，但人均電力消費還能有相對較快的增速。特別是未來新能源的發展，又主要通過電力來實現，如果考慮到未來電動車等新興“以電代油”負荷的興起，中期來看，全球發電國家的電力行業也會煥發活力;而在國內，還有以電機動力代替人畜肌肉動力的因素。
電力還是智能世界的神經，關于控制、自動化和各領域智能化的發展，還可能使得很分散的用電領域，出現更豐富和精彩的未來。直購電有可能在局部區域取得效果，如規模推廣將使發電側出現巨大分化。不過，考慮到目前獨立輸配電價并不具備，大型發電企業也并沒有很強的動力參與直購電加劇競爭，直購電在全國大范圍成功推動的可能性不大。
未來發電企業的競爭，更多體現煤炭等資源、裝機、建造與運營成本控制、資本、運輸等方面。如果直購電得到大規模推廣，且政府平衡減少，未來發電企業的競爭，可能還會體現在市場占有率上(效率高的企業可能愿意略微降低價格來提高利用小時數)，發電板塊可能出現更大的分化。
電力交易結算業務獨立有利于市場化推廣，但脫離調度的交易中心作用比較有限。由于電力的特殊性，需要有一個調度機構負責整個系統的指揮，交易是根據既定的電價政策，依據調度機構的指揮決策進行結算。
目前全球的已有電力市場中，分散、集中模式都具有代表性。印度大停電后，世界范圍內對電力調度業務的模式有了新反思，中國一體化調度模式認可度提升，預計調度直接獨立的可能性不太大。
若調度業務仍保留在電網體系，交易剝離能否有助于厘清電價體系，還有待觀察;涉及到最后每日的實際調度、平衡仍然需要依靠統一的調度來執行。但可預想的是，交易的剝離，可能加大了直購電、分布式的可操作性，有利于直購電推動，也有利于分布式業務的發展。
新興的能源運營與服務模式
20世紀90年代以來的電力市場改革，主要包括3個方面的內容，即建立發電側競爭市場、放開售電側市場、實行政府監管下的電網公平開放。
在當前現狀下，與放開配網、調度獨立、厘清價格體系相比，售電側放開的阻力可能相對較小。承接售電業務的企業，有望在費用收取、常規巡檢與基本服務等業務領域有所作為，售電側放開后，售電機構也有望通過直購電與用戶分享購電成本降低的價差。而優秀的到戶資源，還增值業務入口，售電放開可能催生更多樣化的創新。
由于電能不能大規模、長時期存儲，電力系統存在的巨大的峰谷差、巨大的季節高峰差，而發電、電網系統的投入成本都需要按照最高負荷來設計，電力系統的這一典型特點，導致發電、電網資產的總體利用效率低。發電資產一年中只有5%(438小時)運行在90%以上的發電能力區間中，配網資產一年中只有5%的時間運行在75%的供應能力范圍上。基本參照最大負荷設計的電力體系，大部分時間都在閑置。
不考慮儲能技術所產生的專業儲能應用，用戶通過適當的方式參與系統的響應，以通過提升整個系統效率而受益是一種基于存量資產的高效業態。售電側市場化環境下，緊貼用戶、掌握用戶資源的企業，有可能利用協調用戶與發電等企業，并與用戶、發電企業分享提升效率的成果。
應該看到，分布式光伏、儲能、三聯供等技術的產業化探索，以及新能源汽車等新負荷的出現，一方面為傳統能源管理、組織帶來了巨大的困擾，同時也可能為新的商業模式創新提供了基礎。而電力體制改革的逐步推動，有希望使發電市場走向真正的競爭，也有望在圍繞用戶側的領域提供更便捷的準入環境。在此背景下，行業有望涌現出新的商業模式切換機會和新增市場。
值得一提的是，電力系統峰谷差、輸配電設施利用率也在歐美市場中存在，但歐美等海外市場市場化歷程較國內早，也沒有產生很成熟的需求側管理等新興業態。其中有一點不同的是，國內的管制與考核模式，助推發電、電網等行業在發展中更重視資產規模，而不注重存量資產的利用效率，導致國內企業的存量資產利用率，特別是投入產出比相比要遠遠低于海外市場，因此新興模式的效率提升空間要更大。
從制造向服務、運營、海外工程轉型
在行業快速發展時期，行業需求較快增長，在此過程中，培育和形成了巨量的產能供應。國家電網等電網企業在推動“人財物”集約化中，行業企業盈利出現劇烈下滑，主要的原因還是行業供給過剩。
由于高壓設備制造的重資產、來料比較高等特點，固定成本轉嫁難，在過剩環境下競爭最直接，轉型壓力較大。常規輸變電由于超常規發展時期所培育的過量供應，可能還會面臨一定壓力，但在海外有較強布局，具備總包與工程服務能力的龍頭企業，有望成為真正的系統集成商。
高速發展期積累的產能，一旦行業增速下行，將面對過剩沖擊所推動的行業整合，在能源領域，除了向系統集成企業轉型外，向運營服務轉型是重要出路。
盡管電力企業進行過較大規模的主輔分離，但電力行業社會化分工程度仍比較低，服務市場真正成長的條件還不具備。未來伴隨售電、配網等領域的放開，電力領域社會化程度有望提升，可能帶來常規檢修、監測等電力服務市場的機會。為清潔能源發展提供了新的制度環境發電、用戶、交易有望逐步開放和市場化，為清潔能源尤其是分布式清潔能源的創新提供了相對更好的制度環境。未來可能出現通過與用戶、系統的靈活交互等商業模式創新而尋找到真正的需求。
轉自中國電力網
