直购电直面电力体制改革是进步还是倒逼

被推上本阶段电力改革的主要突破口，尴尬的并非是直购电。但即便在此有限的改革范围里，直购电旧题新难并未获得实质纾解。冀望通过其试点来倒逼电力体制改革，前景难言乐观。

在过去的11年间，电力体制市场化改革堪称一波三折。从2002年5号文出台“厂网分离”完成至今，电力市场化进程步履缓慢。

时至今日，在新一届政府“改革”号角吹响之际，政府主管部门试图突破垄断的藩篱，重启停滞多年的电力市场化改革。而其中，突破口的选择便至关重要。

就在十八届三中全会召开前夕，由国务院发展研究中心向大会提交的“383”改革方案，其中涉及电力体制改革问题，建议引入大用户直购电，建立实时竞争发电市场，深化电力体制改革。

一份报告似乎将直购电推上了电力体制改革“浪尖”位置。所谓大用户直购电，是指电厂和终端购电用户之间通过直接交易的形式协定购电量和购电价格，然后委托电网企业将协议电量由发电企业输配到终端购电大用户，并另支付电网企业所承担的输配费用。

在业内专家看来，直购电意义在于在发电和售电侧都引入了竞争，并且终端用户拥有选择权，进而推动电力市场的开放。

事实上，2013年，对直购电来说，是政策出台较为密集的一年。3月份，国务院提出“简政放权”，《取消下放第一批行政审批事项通知》，明确取消电力用户向发电企业直接交易的行政审批，推动市场改革。为落实此通知，5月，国家能源局发布公告称取消或下放一批涉及能源领域的行政审批事项。其中包括取消电力用户向发电企业直接购电试点的行政审批，强调权力和责任同步下放，监管同步强化。8月，为避免下放行政审批以后造成的无序，国家能源局又下发了258号文件《当前开展力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》，提出实行差别化的准入政策，减少行政干预，加快输配电电价测算，确定合理电量规模。10月，国家能源局、工信部发布《关于规范电力用户与发电企业直接交易的通知》，支持各地开展规范的电力用户与发电企业直接交易，并且要求纠正各种变相的让利优惠行为，加强监督管理。

“因为下放审批权后，地方上对是不是继续实施直购电存在疑问，所以我们出台了相关政策。”国家能源局市场监管司副司长黄少中对记者解释称。

早在电力体制改革启动之前(1998-2002年)，电力需求不旺盛，其中独立发电企业亏损严重，在湖北、河南一些高耗能企业为了降低生产成本，希望实现电力直供，因而出现了在当地政府主导下的点对点的电力交易。

2002年电力改革启动特别是电监会成立后，政府相关部门组织了直购电试点。结果是，推行并不顺畅。更多的情况下，演变成了政府行为主导下的“优惠电”，特别是对于一些濒临破产的高耗能企业，政府强制电网和发电企业都作出让步。

2009年6月25日，电监会、发改委、能源局三部委出台了《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》(电监市场【2009】20号)[下称“20号文”]，对参与主体、电价、交易结算方式等都做了较为细化的规定。实施三年时间，虽然一些地区开展了相关试点，但受到电力需求偏紧、电煤价格飙升等因素影响，收效并不明显。与2009年相比，现在无疑是一个好时机。持续多年的“电荒”格局已经发生改变，近几年来，电源装机不断增加，相反地，全社会用电量增速减慢;与此同时，煤炭价格的大幅下降，让发电企业在收获利润同时，更有动力参与到市场化改革的征程中。

然而，作为一项改革，是否能真正摸索到市场化行为的新模式，从而避免让业界产生政府支持高耗能产业的误解?被大家寄予厚望的直购电，又能否真正成为电力体制市场化改革的有力突破口?

被选择的用户

11月中旬，进入冬季的四川地区和往年一样再次面临电力“丰余枯缺”矛盾。在四川，水电的丰水期集中在每年5月到10月，冬季枯水期，河流来水急剧减少，水电发电能力只有丰水期的40%左右，更加糟糕的是，四川水电有近2/3为径流式电站，调节能力差，无法把丰水期富余水量存贮到冬季来发电。

四川省电力公司总经理王抒祥曾在接受采访时称，冬季枯水期由于发电能力不足，四川存在电力供应紧张问题，据测算，到2015年枯水期，四川恐将面临近1000万千瓦的电力缺口。

而对于四川省用电大户之一的某集团而言，这也不是他们第一次遇到缺电的情况。几年前，甚至还出现过工厂生产车间突然被“拉闸限电”的情况。

作为企业生产运行的相关负责人，某公司经济运行部部长陈力华今年松了一口气。3个月前，她接到四川省经信委通知，被选中参与大用户直购电。对陈力华来说，这是一个再好不过的消息。

“不但可以保证企业用电，还有可能降低我们的用电费用。”陈力华说。

和国家出台政策时间基本一致，8月份，四川省第20次常务会议审议通过《四川省2013年度电力用户向发电企业直接购电试点实施方案》(下称《方案》)，确定24家电力用户参与今年直接交易试点。据陈力华介绍，四川启动的直购电，是以经信委为牵头单位，根据企业用电量水平确定额度。和东气一起入选的还有长虹、二重重工等大型企业。

据介绍，总体的试点用电量规模暂定90亿千瓦时，相当于去年国家电网四川省电力公司全社会用电量的二十分之一。

广西平果铝业的党委副书记李兵已经为争取直购电，奔走了好几年。由于电费在铝厂成本中所占的比例高达40%左右，电价是影响电解铝企业竞争力的关键因素。但目前平均5毛多的电价，令其企业难以为继。为此，他们继续盼望签订直购电协议来降低成本。

然而，虽然政府力推，但电网公司不满情绪令此事推动困难重重。在争取直购电无望的情况下，平果铝业想到建设自备电厂和输电线路，也遭到拒绝。

事实上，在上述258号文中，对参与交易电力用户进行规定：参与直接交易的电力用户必须符合《产业结构调整指导目录》等国家产业政策并且环保排放达标，不符合国家产业政策以及淘汰类产品、工艺的企业不得参与。鼓励战略性新兴产业和能效标杆企业，以及实施工业领域电力需求侧管理，实现用电科学、有序、节约、高效的企业参与直接交易。

据黄少中介绍，已经发布的258号文并没有规定说用户是否是高耗能企业，只要符合产业、环保等条件的企业都可以自愿参与。

困难的是，用户参与其中寄希望于电力成本降低，而三方协议中其他两方参与者电厂以及电网公司，不得不在交易中让出部分利益。

平衡术

“想推动直购电，就要平衡发电企业、电网和用户三者的利益关系。”在采访中，所有被访者都表达此观念。

而要想做到平衡，实为不易，其中的关键问题是“谁来让利”。

“前些年试点，特别是经济相对落后省份，通过降电价优惠大用户，属于‘拉郎配’式的行政干预，目的是增加税收和GDP，而不是从产业结构调整考虑。”四川省电监办一名官员向记者抱怨。

此前一些地方政府规定电厂、电网对某些企业扶持，比如规定电厂、电网让利幅度，明把利润让给当地大型企业。

“变了味”的直购电，也让试图在其间尝试市场化行为的国家相关部门颇为失望。2009年3月，国家三部委联合下发《国家发展和改革委员会、国家电监会、国家能源局关于清理优惠电价有关问题的通知》，通知中明确表示：凡是以发、用电企业双边交易等名义，擅自降低发电企业上网电价或用电企业销售电价、对高耗能企业实行优惠电价措施的，应全面停止执行。

颇令主管部门为难的是，如果没有降低参与用户的用电成本，用户也没有参与积极性。虽然实施直购电后，市场价格又涨又跌，但在目前电力供应供过于求的情况下，降低电价是必然结果。

“在电力供应紧张情况下，电网和发电厂都没有动力参与;电力供过于求的情况下，电厂为了提高发电小时数，会有参与意愿，但电网企业也很为难。”中国电力联合会副秘书长欧阳昌裕解释道。

在四川，由于水电装机较大，火电发电的发电小时数较低，不到4000小时，在全国范围内是排在倒数位置，而按照利用小时数比较低的情况下，电厂还是有动力参与直购电的活动。

和四川一样，位于云南、东北等省份的发电企业，通过“薄利多销”方式有意愿参与试点。

不同于四川发电企业对于电量的渴求，在发电小时数比较高的华东地区，发电企业就比较关注电价，而电价就会遭到电网的瓶颈。

与此同时，直购电试点推广直接影响了电网企业的利益。“目前直购电交易电量比较小，对于电网公司的冲击还不大。如果试点推广，电网效益无疑会受到较大冲击。直购电交易量一旦过大，电网肯定反对。”上述地方电监办的官员称。

在电网公司不愿意让利的情况下，发电厂与用户企业则更不愿意去得罪电网公司。在陈力华看来，以一个弱势群体的角色去与电网公司谈电力交易是不可能的事情。

对于政府主管部门来说，对直购电的设想在于，赋予用户选择权，不指定企业、电价、电量，一切行为在交易规则下进行，做到阳光公开，自愿参与，不强迫执行。通过相关试点，能够出台合理的输配电价，终端用户可以直接与发电企业进行交易。电力变成产品，成为普通意义上的商品，而不是一味地对大用户进行优惠和倾斜。

在欧阳昌裕看来，大用户直购电带给用户三层意义：一是赋予用户选择权;二是用电保证可靠，短缺不会拉闸限电;三是降电价。更重要的意义在于前两点。

“直购电就是市场化的一种尝试，培养企业竞争意识，在这里面找到自己的生存之道，我们作为主管部门，在试点中能发现一些问题，然后完善实施方案。理想化的情形应该是用户可以自由选择电厂去交易，而不是经信委或者发改委去规定。”四川省电监办市场与价财监管处一名官员对记者称。

独立的输配电价

直购电中的三方利益博弈体现在价格之中。用户与电厂确定电量和上网电价，与此同时用户支付给电网一定的“过网费”，过网费是由输配电价和网损构成。最终价格是上网电价、过网费和政府性基金之和。

其中，由于是市场行为，上网电价由用户与发电厂协商而成，“过网费”中输配电价则由国家发改委核定，网损由当地物价局核定。

在采访中，多位受访者均表示，推广直购电，核定独立的输配电价至关重要。而此前的计价方式中，输配电价是当地销售电价减去上网电价构成的购销差，这种相对单纯的定价方式存在不合理性。在推行过程中，导致电网的“过网费”依然偏高。

在欧阳昌裕看来，大用户直购电实现的前提条件是独立的输配电价。在近期执行的直购电协议中，一些省份都核定了输配电价，同时依然存在定价较高的问题。据介绍，由于大用户购电由地方政府来牵头实施，但输配电价定价还是由国家发改委审批，相对滞后。

一般来讲，电网输配电的合理成本包括技术、人力、管理成本等，但由于核算方式不透明，一些附加成本和收费加入其中，导致购销差过大。

据黄少中介绍，对于大用户而言，电压等级较高，未经过配、售环节，输配电价应该降低。“输配电价也要体现按照电压等级来定价的原则，电压等级越高，价格应越低。”

事实上，在我国，由于过去有着复杂的电价分类历史，电价构成似乎是一笔“糊涂账”。因而，对于政府主管部门而言，核定输配成本也较为困难。

特别是居民用电经过了所有输配售营销等环节，实际成本则更高，但居民电价大大低于大用户电价，出现了交叉补贴的情况。

“传统电价都是直接指定一个终端电价，但终端电价里面包含着什么，以及与电网向发电厂购电的电价是多少都不清楚。而直购电的电价是由发电企业与用户企业直接协商，再加上电网的输配电价，这样的话就使得电价较以前清晰明朗一点，有助于理清电网运营成本。”中投顾问能源行业研究员任浩宁解释道。

对于电网来说，最大的风险就是其财务状况。直购电的试行会使得电价在制定的过程中，真正的利益框架被还原出来，电网在今后的定价中加成或许会因此减少。“直购电推广较多的话，电网公司就要重新调整重心，把重心转移到服务上来，而不仅仅是卖电。比如说更加注重输配电以及电力设备等的服务项目。”

倒逼体制改革?

据黄少中介绍，目前，全国已经有十多个省份开展了直购电的工作。明年，有关直购电的制度办法也将进一步完善。

然而，在采访中，一些专家也对直购电实施效果持悲观态度。

在上述官员和业内专家看来，如果不进行彻底化的改革特别是网售业务拆分，根本无法厘清输配等成本。试图从机制倒逼体制——“本末倒置”的做法起到的效果也是杯水车薪。

“在当前电力体制下，电网就像是一棵大树，直购电的执行相当于剐这棵大树的树根，还不如直接把树枝劈开，分开种植，这样也能存活的更好。树枝是什么?就是电网里面的购售电业务以及电网、调度。单独分开，移出来种植也能变成森林。”一发电集团经济师对记者如此表示。

在他看来，放开购电和售电端，引入社会资本，才能形成真正意义上的多买多卖的局面。

事实上，近些年来，将电网购售电、调度分离出来的呼声不断。“购电是必然趋势，但是必须先从体制上进行改革，网售分开，才能保障直购电顺利实施和推广。现在国家颁布的政策是有一些，但其力度不够，体制不改，直购电就根本做不了。”