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    2018年05月20日

    第10期 总第484期

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    “网银”殊途同归路
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  • 新电改配套细则将陆续出台 盈利模式仍未敲定

    时间:2015-04-13    来源:中国经营网    作者: 我要评论() 字号:T | T

  •     跨越山重水复、冲破重重藩篱,电力体制改革终于在13年后蹒跚重启。中共中央、国务院近日印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》,这意味着新一轮电改大幕拉开。尽管过程曲折,评价莫衷一是,但无论如何,电改终究重新出发了。

      据每日经济新闻的报道,继3月23日首个新电改配套文件发布后,近日,国家发改委、财政部联合发布第二个配套文件——《关于完善电力应急机制做好电力需求侧管理城市综合试点工作的通知》(下称《通知》),要求在北京、苏州、唐山、佛山电力需求侧管理城市综合试点和上海需求相应试点建立长效机制,制定、完善尖峰电价或季节电价,实施需求侧管理,以化解多年来反复出现的高峰电力短缺问题。

      有业内人士认为,从当前两个配套文件来看,其内容仍然不是核心。

      国家发改委电力体制改革专家咨询组专家、华北电力大学教授曾鸣在接受《每日经济新闻》记者采访时分析,第二个配套文件是关于需求侧管理的新增城市试点,而需求侧管理是节能减排,提供用电效率最为有效的手段,也是中国解决能源电力有效供应和可持续发展最重要的手段。“这个配套我们可以理解为9号文最核心的问题,促进节能减排,提供用电效率就是电改的核心问题。”

      或将出台8电改细则

      据悉,五个试点城市及所在省份将鼓励、支持发展电能服务业,在今年6月底前就此制定实施方案,并报国家发改委备案。

      其中,为吸引用户主动减少高峰用电负荷并自愿参与需求响应,可以制定、完善尖峰电价或季节电价。而且,要加强电力需求侧管理平台建设,引导、鼓励用户实现用电在线监测,鼓励、支持发展电能服务业,吸引全国乃至全球的优秀电能服务企业参与试点工作。

      记者了解到,关于新电改方案仍然有诸多细则未出台,包括大用户直购电细则、输配以外的竞争性环节电价的用户选择权放开、交叉补贴机制、社会资本进入增量配电领域、输配电价核定办法、直购电规范运作办法等。

      “之前和国网电科院的专家交流过,今年预计出台8到10个电改细则配套文件,主要解决售电牌照放开、未来新的售电主体和用户结算以及电力公司结算、直供电放开等,说到底就是对售电侧业务模式理顺和发电侧直供电的鼓励开展,和之前‘监管中间,放开两头’相呼应”,一位不愿具名的证券分析师向记者表示。

      上述分析师表示,2015年陆续会有电改政策推进,电价未来肯定是持续走低,至于长期能降到什么水平还不好说。不过曾鸣认为,整体电价水平依然降不了,煤炭降价因素除外,大工业能降一些,但对居民依然不能。

      曾鸣表示,目前各个具体配则还没定,还要解决大用户直购电的市场准入、售电公司的责任权利、交易中心的具体职责及其监管问题、信息发布与结算程序、分布式发电市场准入与责任权利问题、规划的组织与实施及其运行机制等等,核心是售电公司的盈利模式、促进清洁能源高效利用、电网有效监管。

      售电盈利模式存争议

      值得注意的是,无论是新电改方案还是已经发布的两个配套文件,对售电公司的盈利模式仍未敲定具体细则。而一直以来,关于售电公司盈利模式也存在不少争议,究竟是价格竞争还是技术竞争?

      今年1月30日,首家民营售电公司——深电能售电有限公司成立,注册资本为1亿元人民币,科陆电子[-1.77% 资金 研报]、比亚迪均入股,不过由于暂未有企业拿到售电牌照,深电能售电的运营模式仍然是未知。

      上述券商分析师认为,售电公司盈利模式初始阶段一定是微利阶段,主要依靠价格来竞争,价格手段是初期的盈利手段,中后期会延伸很多增值服务,比如通过配网侧技术改造实现购电成本下降,后期就是技术竞争和服务竞争。

      不过,曾鸣认为,售电公司未来的盈利模式应该是能够促进用户提高用电效率,优化用电模式,并且能够促进可再生能源等清洁能源多使用,在这些前提条件下,通过各个售电公司竞争来盈利,不能变成像普通商品那样降价促销手段来盈利,因为电力是特殊商品,售电公司不管是民营还是国有,在市场上的要求还是要在下一步的细则上确定。

      称为温和版:电网企业仍握大权

      据财经国家周刊的报道,在外界看来,与2002年开始的上一轮改革相比,新电改方案改革力度并未增强,尤其是从争议较大的“拆分电网”“输配分开”转到了“放开两头,监管中间”的方向上,因此被称为“温和版”电改。

      电改的一个核心问题是输电成本难以厘清。按照电力行业产业链划分,电力系统由发电、输电、配电、售电四部分组成,由此形成上网电价、输配电价、销售电价。作为上一轮电改的最大受益方——电网企业的盈利模式主要以上网电价批发购进电力,以销售电价卖出,赚取差价,而作为中间环节的电力输配有成本没定价,属于电网内部的流程。

      由于新电改方案提出,输配电价要逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则,分电压等级核定,电力用户按照其所购电能使用线路电压等级对应的输配电价和结算电价支付费用。这也让输配电价管理成为电网是否能健康有序发展,电价改革是否能深入推进,电力资源能否优化配置的关键所在。

      输配电成本透明化是打破电网买卖电力“赚差价”盈利模式的第一步,也是关键一步。但输配电成本始终缺乏财务独立核算的支撑,电网有效资产核定起来也相对困难。尤其是存量资产历史形成因素比较复杂,再加之普遍服务形成的交叉补贴的“遮挡”,成本算不清,购销差价或成为看不清的“黑洞”。

      从某种程度上来说,核定输配电价能否真正落地,决定了本轮电力体制改革成败。政府需要确立一套合理的输配电价标准核定体系,未来售电侧放开也才可以顺利推进。问题在于,新电改方案能否得到电网的高效执行?毕竟,仅靠固定的核定输配电价获利,将极大影响电网企业的收益。

      2002年开始的上一轮改革,提出政企分开、厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网的电改方向。但此后十几年,除了厂网分开、主辅分离得以实施,各种电力改革的动作和口号层出不穷,包括竞价上网、大用户直购电试点等等,但最终都因为种种原因未能很好地落实。

      中国能源经济研究院研究员陈哲对此曾公开表示,当前电改最大的阻力或来自于国家电网,如果把国家电网拆分为几个公司,形成相应的竞争机制;或者直接划归为社会公共服务事业,取消其企业属性,电价、新能源发电上网等问题或将迎刃而解。

      调度不独立隐患

      电网调度权力改革也是争论焦点之一。电网调度属电力系统中的公共事务,具有强制性,发电企业必须无条件服从调度。但在2002年电改之后,电力调度机构沦为电网企业的内设部门。

      2014年,中央高层曾指出,目前的电力体制“调度和输配电合二为一,既当裁判员,又当运动员,是政企不分的典型体现”。也就是说,中央层面已经看到了电力改革的关键所在。

      然而,新电改方案中没有“调度独立”的内容。这意味着,即使电网回归到“高速公路”的属性,电网企业依然手握调度大权。

      设想,新电改方案形成“多买多卖”格局后,发电、售电投资主体多元化,厂厂之间、中央与地方企业之间、国有与民营企业之间,存在多种经济利益搏弈,但由于调度权利继续在电网企业保留,电网企业在电力调度方面拥有绝对话语权,必然考虑电网企业利益最大化。调度又密切关系电网运行安全,在技术上,上下游电力企业只能服从。

      这或将引发新一轮对电网调度是否公平合理的矛盾和争论。尤其是对许多发电、售电企业来说,他们感觉“如鲠在喉”。因为,即使能上下游直接交易,自主签订合同,还需要把交易单交到电网企业手中,听其“调令”。

      业内人士认为,如果调度不独立,政企依然不分,先行启动的售电市场化、交易独立,都将面临重重困难。

      行政干预与垄断成最大阻力

      法治周末报道称,“此次电改最困难的部分,就是如何尽可能消除改革的阻力,保证改革顺利进行。”上海金融与法律研究院研究员聂日明分析。

      在电力体制改革的诸多问题中,市场化与破除垄断一直都是无法回避的焦点。

      国家能源局副局长王禹民认为,电力体制改革要重点解决5个问题,其中就有3个问题涉及到市场化:要还原电力商品属性,形成由市场决定电价的机制,以价格信号引导资源有效开发和合理利用;要构建电力市场体系,促进电力资源在更大范围内优化配置;要逐步打破垄断,有序放开竞争性业务,调动社会投资特别是民间资本积极性,促进市场主体多元化。

      但实现市场化与破除垄断的行程注定艰辛,5号文用了13年的时间只完成了一半的电改目标,过程中面临的阻力可想而知。

      其中最大的阻力,来自于国家电网的垄断与政府过多的行政干预。

      聂日明认为,电价的形成受到两方面因素的干预:第一,政府通过直接定价或者指导定价的行政干预;第二,目前的电力市场结构导致价格扭曲,输配环节处于绝对垄断,卖电与买电绕不开国家电网。因此,解决行政干预与破除行业垄断,是电改能否成功的关键。

      在聂日明看来,国家电网2013年全年营业收入超过2万亿元,占年GDP的3.6%,作为巨无霸央企,挟电网安全和社会稳定的名义,拒绝实质性的横向与竖向的拆分,国家电网成为过去十几年电改最大的阻力。不拆分在横向绝对垄断的电网,仅放开上下游电价,只可能是放任电网凭借垄断地位汲取上下游企业的利润。

      对于国家电网的垄断,业内人士也是诟病已久。“目前无论是各企业自主发的余电还是各大发电厂发的电,其想要实现销售都必须走国家电网,将电卖给国家电网公司,然后国家电网统一加价销售给终端用户。购与销的资格牢牢掌握在国家电网手里。”在山东东营某自主发电企业工作的刘楠(化名)曾表示。

      “一方面,应该严格执行9号文要求的竖向拆分国家电网,剥离电力交易、售电、系统调度的职能,只保留其必要的输配职能和普遍服务的义务。另一方面,进一步消除行政部门的干预,并将政府的管制(如输配成本核定、落实电网无歧视准入的监管)置于阳光之下。唯有如此,9号文推出的电力改革才有可能顺利地展开。”聂日明说。

      曾鸣同时强调,推进市场化的同时,顶层设计应更加被重视。曾鸣认为,市场化是手段而不是目标,电力体制改革的终极目标应当是:在安全经济满足全社会用电需求的情况下,同时做到节能环保。而实现这一目标,顶层设计尤为重要。

      作为一项系统性工程,电改是涉及全行业的“链式改革”而非以往的“点式改革”。政府在改革的顶层设计阶段对于如何用“看得见的手”设计、构建一个与改革目标相衔接的现代化法律、政策和监管体系,应当发挥主导性甚至决定性作用。“从这个意义上说,政府能否正确地发挥好上述作用,才是本轮电改成败的关键。”

      谁将从电改中受益?

      另据上海证券报的报道,“新电力改革方案出炉,业界普遍预期未来电价将有明显下调空间。”无论是电力还是化工行业人士一致判断,对于电解铝、化工等用电大户来说,受益明显。

      云南某冶金企业人士告诉记者,生产电解铝过程中,电力成本占到生产成本40%-50%。化工行业研究员则透露,化工行业整体用电量占比较大,占全社会用电量8%左右。他们预期,电价市场化改革未来将提高用电量较大企业的议价能力。此前,已有试水大用户直购电交易的企业因此扭亏为盈的案例。

      申万宏源研究报告认为,随着电改的推进,未来直供电如能够大规模普及,化工龙头企业将享受规模效应带来的优惠电价,扩大成本领先优势,提升行业集中度,进而带来更好的竞争格局。黄磷和氯碱产品等少数典型化工品种,因电力成本占到总成本45%-60%,未来的竞争优势将更明显,产品的出口竞争力也因此加强。

      申万宏源环保公用分析师刘晓宁认为,从德国电改经验来看,售电市场完全放开将带来大量的多样的用户服务需求,以及分布式能源、电动汽车、智能家居、储能设备等大量的智能终端的接入需求,进而倒逼售电公司同互联网公司展开合作。拥有配网资源的区域电网公司具备大量用户数据资源,将坐拥能源互联网最佳入口,将从需求爆发的能源互联网中受益。

      此外,还有观点认为区域性电网公司因具有先天的网络优势,下一步还有望率先享受到电改“配售分开”带来的红利。

      新电改方案也给部分行业带来挑战。安迅思煤炭行业分析师邓舜表示,在火电开始过剩的前提下,新电改对火电企业最大的影响或在于缺少了计划调度后,火电企业将形成区域性低价恶性竞争。而火电企业在被逼降低电价的情况下,对成本的要求也会提高,最终将施压煤炭价格。中长期来看,对火电和煤炭市场是不利的。

      但也有观点认为,放开计划发电,打破了原有的平均分配模式,将更有利于高参数、成本低的火电、水电机组。发电成本较低的上市公司仍将从中受益。

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