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国家财富局正在钻探草拟,商场交易机制仍待完善

山西能源体制改革需综合施策

编者按:

内容提示:上述人士告诉记者:“除此外,国家能源”十二五”规划也将体制机制改革作为一项重要目标和任务。在以往的规划中,体制机制改革仅作为保障措施,足见改革的地位之高。”

近年来,山西省在推动能源行政审批制度、煤炭清费立税、煤焦公路运销体制、煤层气体制改革、国有能源企业改革、电力体制等改革方面已经取得一定成果。但由于能源改革仍相对滞后,能源管理体制仍存在一些亟待解决的问题。

从2015年开始,中国电力市场化改革重启。改革的主要目标是“开放”,是市场化,要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,同时推进相对独立的交易机构规范运行。

我国能源体制机制改革将有专项指导文件出台。本报记者从接近国家发改委人士处获悉,国家发改委、国家能源局正在研究起草《“十二五”能源体制机制改革的指导意见》。意见有望成为能源领域改革的纲领文件。

能源法律体系不健全。目前,山西省仅制定出台了《山西省节约能源条例》、《山西煤炭管理条例》、《山西省安全生产条例》,有关全省电力、可再生能源、煤层气等实施条例还没有颁布,部分规范和制度已不适应当前能源革命的发展需要,能源发展和能源管理体制的改革缺乏完整法律依据。

历经四年改革,成绩不小,问题仍存。

上述人士告诉记者:“除此外,国家能源”十二五”规划也将体制机制改革作为一项重要目标和任务。在以往的规划中,体制机制改革仅作为保障措施,足见改革的地位之高。”

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成绩方面,输配电价改革已经到位;售电侧放开已经迈出了实质性的步伐等等。

根据本报记者了解,国家能源管理部门已确定的改革内容,重点推进电力体制改革、煤炭和油气资源管理、天然气管网经营管理等重点领域和关键环节改革,理顺各类能源产品价格。

能源有效监管不足。一些能源行业民营经济发展不足,国有经济比重过高,没有形成有效的市场定价机制。山西境内煤层气矿业权98%由央企持有,社会投资进入煤层气勘查开发领域的渠道不畅,资源市场化配置落后。能源有效监管不足,特别是对资源保护、安全、环境、质量等外部性问题的社会监管相对薄弱。

问题还有很多:市场交易机制仍不够成熟,资源利用效率不高;区域电力市场的形成仍然有难度;市场化定价还面临着行政干预;一些地方借着“新电改”,形成了带有浓厚地方利益色彩的交易规则;降低一般工商业电价政策没有落实到位,增量配电网投资业务进展缓慢……

目前,中央与地方之间、煤电油气各领域均有不同的体制和机制症结。无论是资源配置、资源开发管理,还是资源产品价格、流通管理,各个环节均有不同矛盾和问题,迫切需要梳理和改进。

国有煤炭企业改革滞后。山西的国资国企以煤炭产业为主导,煤炭资产占省国有资产的比重达到36%。目前,国有能源企业现代企业制度不健全,行政色彩浓重,企业受辅业拖累,主业不精、大而不强;国有股权比重过大,资产负债率高,资源配置效率低下。

电力改革已经步入深水区,问题再多,改革的方向未变。第一财经1℃记者通过对直接参与改革的专家、官员和企业的采访,深度还原目前电力改革过程中的成绩和存在的问题。

去年12月,国家能源局副局长吴吟带队前往甘肃省和重庆两地调研,听取内蒙古、陕西、甘肃、宁夏、湖北、四川、重庆、贵州八省(区、市)有关部门、行业协会、国有和民营能源企业代表及专家学者的意见和建议。

能源价格机制尚未理顺。煤炭、电力、煤层气等能源价格形成机制仍不完善,特别是煤炭资源性产品成本没有反映资源稀缺程度、生态破坏等煤炭开发的负外部性问题;上网电价、销售电价、煤层气价格仍然依靠政府制定等。

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能源局调研文件显示,能源体制机制改革意见主要集中在正确处理政府与市场关系、理顺中央和地方能源管理权限、推进垄断行业改革、加快煤炭流通体制改革、合理选择改革试点等方面。

加快推进山西能源体制革命,核心是明晰政府和市场的边界,加快构建有效竞争的市场结构和市场体系,形成主要由市场决定能源价格的机制,转变政府对能源的监管方式,建立健全能源法治体系。

“深化电力市场化改革,清理电价附加收费,降低制造业用电成本,一般工商业平均电价再降低10%。”2019年3月5日,国务院总理李克强在政府工作报告中如是说。这已经是继2018年后第二次要求“一般工商业平均电价降低10%”,同时也再次强调了电力市场化改革。

理顺中央与地方能源管理权限

完善能源行业法律法规体系。要用法治思维和法治方式,把能源体制改革纳入法制化轨道。发挥法律、法规、制度与政策的引导作用,保障促进能源产业的发展。依照《节约能源法》、《煤炭法》《电力法》、《可再生能源法》等,制定出台山西省能源、电力、煤层气等实施条例和部门规章,对不适应当前发展实际的加快修订完善。

中国的电网规模和发电能力位居全球第一,新一轮电力体制改革已经走到第四个年头,步入深水区。

在国家能源局调研中,中央与地方之间的能源管理权限、资源开发权益分配、资源垄断等敏感问题被摆在台面上。此前,曾有能源省份因矿权管理权限问题,与中央企业发生冲突和矛盾。

建立能源宏观管理构架和监管体制。按照新山西省机构改革方案,全面整合省级层面涉能源管理机构及其节能降耗、能源管理职能,构建起大能源管理体制,统筹推进能源革命战略的实施。健全省级以下能源监管机构,适应传统的单一能源发展模式向综合能源发展模式转变的需要,推动能源监管模式创新,发挥能源大数据技术在能源监管中的基础性作用。依托现代市场交易体系,完善以中国煤炭交易中心、山西焦炭交易中心为载体的大数据平台,创新煤炭交易体制机制,逐步形成与国家综合能源基地建设相适应的金融服务体系。

“四年来,电改每前进一步都不容易。”国家能源局一位退休官员向第一财经1℃记者表示,“如今进入深水区,触及的利益越来越多,诸多问题需要解决,需要碰硬。”电改涉及能源管理部门、地方政府、电网企业、发电企业和电力用户等多方面的博弈。

参与调研的专家和企业建议,进一步理顺能源管理体制,科学合理划分中央与地方的能源管理事权及职责。

推进国有大型能源企业改革。要继续搞活存量,依托龙头企业推进煤炭、电力、运输、煤化工等行业兼并重组,大幅提高煤炭产业集中度。有序推进混合所有制改革,通过并购、重组、转让等健全国企的退出机制,在组建山西省国有资本投资运营公司基础上,鼓励符合条件的国有企业通过整体上市、并购重组、发行可转债等方式,逐步调整国有股权比例。探索通过产业投资基金模式推进能源企业整合优质资源,盘活优质资产。

能源局局长的一线调研

“中央政府应更注重发挥能源战略规划、产业政策的指导作用,重点抓好能源中长期规划、供需总量平衡和重大项目布局,下放或放开部分项目和价格审批权限,减少对微观事务的管理,在明晰权责、加强监管的前提下,给地方政府和企业更多、更灵活的自主权。”

深化电力体制综合改革。推进现货市场和交易平台建设,逐步扩大交易电量比例,完善跨省区大用户直接交易机制,形成市场化定价体系,形成现货市场和远期市场并行的市场体系。加大配售电领域改革力度,多途径培育售电主体,加快放开增量配电业务,鼓励配售一体经营模式,实现电力终端配售环节市场化。探索自备电厂承担社会责任、市场决定区域电网价格的发供用运营模式,实现对园区的低价、便捷、可靠供电。大力开发省外市场,扩大晋电外送规模。

在2019年1月至2月不到一个月的时间里,国家能源局局长章建华连续调研了五家电力央企,其中释放的信号,就像他在调研过程中所说的那样,电力企业要“进一步深化改革”。

在能源矿权管理上,应科学区分能源资源所有权与开发权及相应的权益,鼓励地方探索资源开发权市场化配置的新模式、新方法,寻求资源初始所有权权益实现的有效途径,逐步建立中央与地方、政府与企业合理分享资源开发红利的机制。

加快推进煤层气管理体制改革。实行煤层气勘察区块竞争出让制度和更加严格的区块退出机制,通过拍卖、挂牌等竞争方式择优确定煤层气勘查开发主体,制定提高煤层气勘探投入最低标准。确立科学合理的煤与煤层气协调开发的区划准则、煤与煤层气矿业权合理避让机制,鼓励合资合作,推进矿权气权两权合一。进一步加强油气管网设施公平开放及监管工作,打破垄断,向第三方市场主体公平开放煤层气干线管道、省内和省际管网,提高油气管网设施利用效率,降低运营成本,推动形成更为合理的社会用能价格。

今年55岁的章建华,是上海人,于2018年11月从中石油总经理一职调任国家能源局局长,这是他参加工作以来首次离开油气专业行业。

除中央与地方矛盾外,资源垄断是我国能源体制机制的另一重大问题。

全面深化能源价格机制改革。坚持市场化改革方向,加快煤炭、上网电价、销售电价、煤层气、矿产资源的价格形成机制改革。建立覆盖煤炭全成本的价格机制,探索将矿业权取得、资源开采、环境治理、生态修复、安全投入等费用列入煤炭产品的成本构成,实现煤炭外部成本内部化。加快推进煤层气价格改革,加强煤层气输配等网络自然垄断环节的价格监管。□(作者单位:山西省社会科学院)

2019年1月4日至2月1日,章建华先后调研的这五家电力央企,分别是国家电网、中核集团、三峡集团、华能集团和国家电投。在中国,国家电网是最大的电网企业,中核集团是最大的核电企业,三峡集团是最大的水电企业,华能集团和国家电投则与国家能源集团、大唐集团、华电集团并肩“五大发电集团”。

我国现行油气和电网管理体制,因垄断而颇受诟病。这些领域尚未形成竞争性的市场格局,有效竞争不足。“垄断是能源领域诸多矛盾和问题的深层次原因,影响能源效率提高和能源安全供应保障。”参与调研的一位能源专家直言。

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在垄断行业改革方面,国家能源局得到的政策建议是:“取消三大石油公司的专营权,有序放开油气批发、零售等中下游和进出口业务,形成有效竞争的市场结构。加快放开电力大用户双边交易,构建公开透明的竞争平台,剥离电网企业的电力调度和交易管理等职能,打破电网企业单一买、卖垄断格局。政府应加强对油气管网、电网的无歧视开放和公平接入的有效监管。”

在国家电网调研时,章建华表示,国家电网要“进一步深化改革,加大对外开放步伐”。国家电网经营区域覆盖26个省,覆盖国土面积的88%以上,供电服务人口超过11亿,资产总额38088亿元,2016年~2018年蝉联《财富》世界500强第二位、中国500强企业第一位,是全球最大的公用事业企业。

专家建议放松电价管制

集电力输送、电力统购统销、调度交易、电网投资等多项职能于一身的国家电网,是电改无法绕过的环节。因此,电改涉及国家电网的方面尤为广泛。

在国家能源局调研中,陕、甘、宁等产煤省份及湖北等煤炭净调出省均直指煤炭流通环节的种种痼疾。

2015年3月15日,距中国在2002年启动的首轮电改13年后,《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,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。

近年来,因重点合同煤滋生的煤炭交易和运输等环节的寻租空间不断膨胀,导致电煤不合理加价问题严重,引发煤、电轮番涨价,加快煤炭流通体制改革已是破解煤电矛盾的必然要求。

从起草到最终发布,“9号文”用了整整两年时间。“过程非常曲折,需要反复研究。”参与“9号文”起草的华北电力大学能源与电力经济研究咨询中心主任曾鸣在接受1℃记者采访时说。

根据本报记者了解,“加快煤炭流通领域体制改革”已被写入煤炭“十二五”规划。其中包括,“合理布局煤炭主产区集运系统、中转区储运系统和消费区储备系统等大型煤炭物流基础设施建设。发展交易中心,培育大型物流企业。”

“9号文”诞生前夕,党的十八届三中全会提出,国有资本继续控股经营的自然垄断行业,实行以政企分开、政资分开、特许经营、政府监管为主要内容的改革。而此时,全国电力行业发展还面临“市场交易机制缺失,资源利用效率不高”等亟须通过改革解决的问题。“深化电力体制改革”由此成为了一项“事关我国能源安全和经济社会发展全局”的“紧迫的任务”。

能源企业和专家提出的改革思路是,在加强煤炭供应保障能力和运输能力建设的同时,清理煤炭运输和流通中各种不合理收费,推进铁路运力市场化配置,逐步取消重点合同煤和电煤价格双轨制,同时理顺电价形成机制,建立起能源产品市场定价和有效传导机制。

“9号文”的核心内容,可概括为“三放开、一独立、三加强”: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,推进交易机构相对独立,规范运行,继续深化对区域电网建设和适合中国国情的输配体制研究,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。

在操作层面,专家建议可选择具备条件的地区开展试点工作。例如,选择煤炭资源丰富省份,建立铁路运力市场配置机制,取消重点合同煤。

四年来,电改从政策出台到局部试点,再到相关配套文件落地以至大刀阔斧全面推进,成绩甚至超出了业界的预期。曾鸣向1℃记者介绍,电改这四年的主要成绩有:

选择煤炭资源不足的中东部省份放松电价管制,使电价合理反映煤炭市场价格,促进能源消费总量控制和产业结构调整。选择电力相对富余的区域或省级电网作为电力改革试点,放开大用户双边交易,推进独立调度和交易机构的改革。

一是输配电价改革已经到位;二是全国所有省份的电力交易机构已经组建并运营;三是售电侧放开已经迈出了实质性的步伐;四是增量配电网的投资和放开已基本遍布全国;五是电力市场交易量越来越大;六是正在推行可再生能源和分布式能源如何进入市场,如何进行交易的机制。

此外,专家建议国务院成立能源体制改革领导机构,下设工作机构,挑起改革大梁。制定清晰的路线图和时间表,既要明确远期目标,明确阶段性目标和近期的工作重点,积极、稳妥、有序推进能源体制改革。

以输配电价改革来说,改革试点最先在深圳、蒙西“破冰”,打破了电网企业“吃差价”的盈利模式。“9号文”发布后,试点在2015年第一次便扩围到云南、贵州、安徽、宁夏、湖北五省,并迅速在2017年实现省级电网输配电价改革全覆盖。

“可以说,这是2015年3月党中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》以来,第一项取得重大突破性成果的电改任务。”国家发改委新闻发言人孟玮表示。

市场的力量

作为本次电力体制改革的重点,输配电价改革的思路是“管住中间,放开两头”,推进市场化,目的就是要打破现行的“独买”和“独卖”模式。换言之,输配电价改革,就是要管住中间这部分“过网费”,利用成本监审等措施,去掉与输配电环节无关的成本,最终核定输配电价水平。

国家发改委能源研究所原所长周大地在接受1℃记者采访时介绍,此前电网企业主要通过收取“卖电”和“买电”的“差价”获取利润,将按照“成本加成”的原则收取“过网费”。

尽管电网具有天然的物理垄断属性,随着输配电价改革的推进,电网企业的收入也受到影响。“国务院要求降费降价,今年国家电网公司在电网输送环节收入减少了560亿元左右,给企业减轻电费负担。”国家电网原董事长舒印彪在2017年夏季达沃斯论坛上说,输配电价下降主要通过电力市场交易、用户自由选择的改革实现,“降价之后,用电量就上去了。”

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根据中电联发布的统计数据,2018年前9个月,全国电力市场交易电量合计为14457亿千瓦时,是2015年一整年的一倍还多,市场交易电量占全社会用电量比重近三成,占电网企业销售电量比重的三成还多。其中,国家电网区域市场交易电量规模10874亿千瓦时,占全国市场交易电量的75.2%。

此外,1℃记者从中国第二大电网企业南方电网获得的资料显示,2017年,该公司所辖的南方五省区(即广东、广西、云南、贵州、海南)省内市场化交易电量达2680亿千瓦时,共降低用户用电成本217.3亿元。

一些用电企业已经通过参与市场交易尝到了甜头,云南铝业便是其中之一。1℃记者注意到,2015年该公司用电量超过160亿千瓦时,由于参与电价改革和市场化交易,电价从政府核定的大工业电价每千瓦时0.51元降到0.36元,电费节省了14亿元。

为进一步降低企业用电成本,2018年政府工作报告明确提出,大幅降低企业非税负担,降低电网环节收费和输配电价格,一般工商业电价平均降低10%。2018年,国家发改委分四批出台了10项降价措施。初步统计已出台的措施,按年计算,合计可减轻一般工商业企业电费支出超过1000亿元,超额完成10%降幅目标。

“这种政策将越来越多,力度也将越来越大。”国家发改委一位知情人士对1℃记者说。

地方政府表现得更为积极。1℃记者根据公开资料梳理发现,2018年上半年,全国完成第一轮一般工商业电价下调的省为32个;2018年下半年,至少有14个省完成第二轮一般工商业电价的调整。

亲历本轮改革的国家能源局法改司原副司长刘刚后来解释说,对于地方而言,电改能够直接带来红利。经济进入新常态,地方GDP增长变缓,为应对经济增长压力,许多地方也想通过电改降低实体经济的成本。

电力的商业属性逐渐得到还原,使得参与电力市场交易的用电企业甚至有了作为甲方的感觉。张献忠是空气化工产品投资有限公司高级战略采购经理,他曾向第一财经记者表示,通过参与电力直接交易,电力像其他商品一样也走向市场了,用户购电除了电网公司外,有了向电力发电企业直接买电的新选择。

广东一家制造业企业的董事长向1℃记者表示:“这就是市场的力量。”

这种“力量”,在售电侧改革环节体现得淋漓尽致。售电业务一直由电网企业掌控,因首次向社会资本放开而备受热捧。售电公司的盈利模式,是以尽可能低的成本和风险从发电企业手里购买足够的电量来满足客户用电需求,其中产生的售电收益和购电成本的差额,即售电公司的利润所在。“9号文”发布后,机构、行业不断谈论的话题是,在售电领域,“新电改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。用官方的话说,这“为电力用户提供多样化的选择和服务,有效激发了市场活力”。

“社会资本的涌入,使竞争变得残酷起来,让我们知道什么才是市场。”一家国有售电企业的老总在接受第一财经1℃记者采访时说,“为了获得更多的市场,我们不得不拼命地去跑客户。”

难除的顽疾

“市场交易机制缺失,资源利用效率不高”,“9号文”指出了目前中国电力系统需要解决的一系列问题中的首个问题。

“电力市场化改革的有效推进,是新一轮电力改革成功的关键。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强在接受1℃记者采访时说,“所谓的电改,改来改去,就要看电力的市场化交易有多少。”

在2019年召开的第三届“东南电力经济论坛”上,原国家能源局法改司相关负责人直接称电力是“计划经济在中国的最后几个堡垒之一”。

在电力“计划经济”的强大惯性下,“市场交易机制缺失”这一顽疾仍在继续。在2017年召开的全国电力体制改革座谈会上,国家发改委原副主任连维良指出,电力市场化交易面临区域壁垒和地方保护,区域电力市场的形成仍然有难度;市场化定价还面临着行政干预。

同在2017年,全国“两会”期间,全国政协委员、时任大唐集团董事长陈进行表示,当前,电力交易受地方有关部门行政干预的问题较为严重,上网电价、终端电价、交易规模等均由地方政府操控。一些地方借着“新电改”,形成了带有浓厚地方利益色彩的交易规则。

“从2017年电力交易的情况看,部分省份有选择地安排高耗能企业优先撮合交易,一些省份并未严格执行国家核定的输配电价,还有个别地方部门不顾资源条件、按市分块干预交易,拒绝接纳跨省区送入。”陈进行说,这些做法与电力体制改革初衷不符,不仅影响了电力市场培育,更不利于节能降耗和整个国民经济持续健康发展。

这仅仅是电改四年来遇到的难题之一。其他问题还有,降低一般工商业电价政策没有落实到位,增量配电网投资业务进展缓慢。比如,2018年9月,为了解各地区降低一般工商业电价政策落实情况与成效,由工业和信息化部牵头组成的调研组兵分七路,赶赴东北、华北、中部、西北、西南、华东、华南等区域进行一个半月的明察暗访式调研时发现,个别地区存在政策传导慢、部分用户不了解降价政策等问题。

在降低一般工商业电价过程中,大部分省份均采取直接降低一般工商业销售电价或者输配电价的方式。这就意味着,发电企业和电网企业需要降低销售电价和“过网费”。“进一步降低还会影响到电力央企的盈利,其过程会比较困难。”林伯强对第一财经1℃记者说。

而在增量配电网投资业务方面,2018年,国家发改委、国家能源局在部分省开展实地督查调研时发现,一些地方相关责任部门改革推进不力,试点项目进展总体缓慢;一些电网企业或干预招标,或强制要求控股,阻碍社会资本进入,在供电区域划分、接入系统等环节设置障碍,导致部分项目迟迟难以落地。

参与此次督查调研的人士后来向媒体透露,“当前整个试点进展情况不是很好,我调研的省市区三批共有将近30个项目,真正运营的只有2个,大部分都还没有拿到供电业务许可证,有一些甚至没开始业主招标。”据其预计,全国真正运营的增量配电业务改革试点占比不足10%。而截至目前,国家发展改革委、国家能源局分三批在全国范围内批复了320个增量配电业务改革试点。

增量配电网业务投资业务放开,既是中国本轮电改最受关注的环节之一,也是本轮电改在配电网自然垄断环节开展的一项重大探索。“9号文”指出,“鼓励社会资本投资配电业务,逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务,鼓励以混合所有制方式发展配电业务。”

但一位进军该领域的社会投资者向1℃记者表示,“里面的水太深了,这不是我能玩的。”他介绍说,项目从规划到电价核定,还是电网在把控,任何一个环节被卡住就进行不下去。

对于电改四年来出现的种种问题,行业也一直在反思。但总体来说,业界普遍认为,电力体制改革本质是以电力市场化为目标导向的综合性改革,因此,系统性思维的顶层设计必不可少。首先,加快《电力法》、《电力调度管理条例》等电力行业根本性法律法规的修订工作,建立现代电力市场体系;其次,尽快完成电力市场规划的编制工作,明确电力市场体系具体如何组成,电力市场建设的具体目标和评价指标;再者,在实践过程中对于发现的阻碍改革的体制问题,应敢于快刀斩乱麻。

对此,上述国家能源局的退休官员认为,“开弓没有回头箭,就是要快,要坚定。”他对1℃记者说,“因为困难从电改文件发布的那一天起,就已经预料到了。”

“在电力相对过剩的今天,是电改的一个好机会。政府要加快改革的步伐,不能错过这个窗口。”林伯强说,“因为你很难知道,这个窗口它能停留多久。”

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