中国电改：未来两三年，关键领域会有重要进展

中国电改：未来两三年，关键领域会有重要进展

2015年04月08日 15:19 来源：能源网-中国能源报 作者：王林

 

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　　——访彭博行业研究亚太区公用事业高级分析师岳启尧

 

　　随着被称为新电改方案的《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”）近日正式下发，围绕中国电改“下一步”的话题也越来越多：此轮电改力度如何？可能将面临哪些挑战？亚太地区其他国家电力市场情况如何？

 

　　4月2日，彭博行业研究（Bloomberg Intelligence）亚太区公用事业高级分析师岳启尧（Joseph Jacobelli）与《中国能源报》等媒体记者分享了他的观点和看法。

 

　　中国能源报：有人认为中国此轮电改力度不大，您怎么看？

 

　　岳启尧：在我看来，与其说“9号文”是新电改方案，不如说更像“任务宣言”（mission statement），中国政府正式向整个电力行业发出信号：我们很认真地要做市场化！

 

　　当然，现在探讨力度和规模不太实际，起码短期内看不太出来，可变因素太多。不过，中国的能源决策者对于国外电力市场改革研究得很细致、了解得很透彻，虽然目前还没有看到更多的细节，但是毫无疑问，中国的电力市场正在向着更加市场化迈进。

 

　　从1994年出台电力法，到1998年国家电力公司成立，直至2002年厂网分开，中国是亦步亦趋、有节奏地进行改革。不难看出，中国政府对电改有决心，这不仅仅是为了拉低电价，更重要的是希望将整个行业的效率带动起来。

 

　　我要强调，从国际整体水平来看，中国的厂网分开是很成功的。改革不是一蹴而就的，更不是靠一份文件就可以成功，后续需要出台很多的配套文件支持每一个重要环节，更需要有力度的执行。我们预计未来2至3年，在关键领域会有重要进展。

 

　　比如，独立的调度中心在市场化的电力市场中作用非常重要，这个机构必须独立，这也是市场化的前提之一。在国外，调度中心基本都是独立的机构，就连在电改相对落后的日本都已经设立独立调度中心。再比如，需要引入必要的金融工具，包括保险、其他套期保值的工具等来有效管理电力市场的风险。

 

　　中国能源报：“9号文”出台之后，您觉得中国电改的下一步是什么？

 

　　岳启尧：“9号文”中明确了“单独核定输配电价”的重要性，在我看来，输配电价就是电改的起步点，至于下一步是什么，这个问题太宽泛，但如果我是中国电改问题的决策人之一，我会强烈推动建立独立且强有力的监管机构、制定清晰和详细的电力交易规则以及配套法规条款。

 

　　我认为，即便追求全面市场化，政府主导角色仍然是首位，独立输配电或电力调配机构很重要，清晰明确的法律法规很必要，这个机构需要有权力独立地执行监管规定，不能受制于任何利益团体，也不应该与市场参与者产生利益交集。

 

　　以英国、澳大利亚为例，这些国家的电力市场监管机构很独立，权力甚至超越政府，而且管理法规比中国复杂和详细得多。还可以参考一下新加坡的能源市场管理局（EMA），该机构评估、指导和监管任务也做得不错。

 

　　目前，澳大利亚大部分地区已经完全实现电力市场化，但民用电、农业、小企业用电电价仍然受相关机构管制，这就是我刚刚强调的监管力度问题。不过，与中国不同，由于能效、节能措施以及分布式能源非常成功，澳大利亚的“下一步”是解决电力需求负增长问题。

 

　　中国能源报：中国实施电改未来面临的挑战有哪些？

 

　　岳启尧：最大的挑战应该是“谁来监管”，发改委还是其他机构，这个角色必须尽快确定。这同时也体现了政府参与力度。以菲律宾为例，该国曾经实施竞价上网，由于供电量跟不上电力需求增速，导致电价猛增，引起电力用户强烈不满，该国最终不得不暂停这一市场化举措。这就是监管角色不明、力度不够所致。

 

　　其二，设计适合中国市场的电力交易规则。不过，这个很复杂，需要参考国家和地区特色。中国的电力市场是全球最大的，而且是好多个市场组成的，比如东北三省和广东省就完全不一样，区域复杂性比较强，到底是地区性监管还是全国性监管，还需要进一步探索和研究。

 

　　其三，电力公司商业模式会改变。市场化后，电力行业整体会从低风险、低回报转向高风险、高回报。其中，输配电领域相对稳定，但发电公司风险会提高，不过其相应收益也会增加，再加上如果放开售电侧，很多公司蜂拥至利润高的零售电业务，非常容易造成输配电行业投资不够，这也是2003年美加大停电的原因之一，因为投资意愿决定一切，谁也不愿意去投资不挣钱的行业，因此供电量上不去，停电事故自然容易发生。

 

　　当然，完全不灵活的价格变成市场推动的价格，让很多公司看到机会，不仅是华能、华电、大唐这些发电公司寻求零售电生意，就连外国企业也跃跃欲试，希望参与这一领域的业务。目前，外国企业在中国可以投建发电项目，包括光伏电站、风电场、燃气电站等，未来也极有可能参与到零售电业务。

 

　　因此，从大用户直购电过度到售电公司，需要关注以下几方面：售电公司是否拥有足够的管理经验；是否具备与智能电网相配合的技术；融资实力强不强、来源可不可靠；配套法律法规。

 

　　中国能源报：您刚才前面提到日本也将进行电改，请问已经到哪个阶段了？同为亚洲国家，您认为日本的电改是否对中国有一定的借鉴意义？

 

　　岳启尧：今年4月1日，负责统筹日本全国电力融通的“电力广域运营推进机构”正式启动，而日本电改也才刚刚进入第一个阶段。

 

　　事实上，日本的电改速度是慢于中国的。日本从1998年才开始考虑电力市场改革，随后渐渐放开大用户的零售电业务，直至2012年才提出具体电改思路。不过，日本直到现在也没有实现厂网分开、竞价上网，坦率地讲，日本的电改其实还没有真正展开。

 

　　日本电改推进速度慢与其体制存在直接关系。目前，日本共有10家电力公司，都是发电、输配电、零售电一体化的区域性公司。比如，东京电力公司管理东京地区，大阪电力公司管理大阪地区，东部电力公司负责名古屋地区等等。从1998年到现在，日本的电力公司实现跨省、跨县卖电的并不多，以东京电力公司为例，其非常想在大阪地区卖电，但很难实现。

 

　　其实日本诸多企业、机构都希望能够参与零售电业务。目前，日本已有400多家公司申请了零售电业务牌照，就连日本最大的非银行金融机构和最大的综合金融服务集团欧力士（Orix）也已经开始通过第三方售电。但是，这些都无法影响到那些区域一体化电力公司的业务，因为这些公司区域垄断性太强、影响力又大，让他们自愿放弃手中的权利根本不可能，厂网分开更是别想，所以日本此次建立统筹全国电力融通的机构是非常重要的一步。预计，日本最早将从2016年开始实施厂网分开，东京电力公司有可能分出3家子公司，即东京电力发电公司、东京电力输配电公司和东京电力零售电公司。

摘自《中国能源报》