导读：年12月，国家能源局发布了六个电力体制改革配套文件。紧接着又发布了三个有关电力市场建设和监管规则的征求意见稿(电力市场监管、电力市场运营、中长期交易规则)。连同之前的“中发9号文”，这十个文件一起构成了本次电改的官方文件系统。经过顶层定调和各方博弈之后，这些文件试图系统的描绘电力产业链在未来将走过怎样的改革路径，以及在路的尽头会呈现出何种景象。

　　(作者：徐刚)

　　制定出合理的输配电价，让电网盈利模式从“赚差价”变成“收过网费

　　一、政策文件的要点梳理

　　六份配套文件针对“9号文”提出的28项重点任务进行了展开。整体而言，六份配套文件的文字精练，提供的仍然是框架性的内容。其中，前五份都会对发电集团产生直接影响。三份执行规则试图将未来各市场主体，及其操作流程全部界定清楚。这三份规则的内容更详实，但还不算正式文件，有变更可能，其内容更多牵涉业务流程层面，本文暂不做解读。

　　1、《输配电价改革》

　　这份文件的目标是把电网的三产副业、投资运维及交叉补贴等项目核定清楚，并定义好哪些支出合理，哪些支不合理，推进的结果是制定出合理的输配电价，让电网盈利模式从“赚差价”变成“收过网费”。这是本次电改的最大阻力点。

　　三产剥离牵涉到电网人事薪酬。交叉补贴则是过去实现我国电力供应稳定的关键。虽然国际上有很多成熟可借鉴的模型，但鉴于我国历史数据的可获得性以及可靠性都存疑，该项工作推进的速度不能做出太乐观的估计。

　　文件中预设了条款确保电改不被输配电价工作拖后。在输配电价没制定出来的情况下，将电网现有购销差价当作临时输配电价，推进电力直接交易。换言之，无论输配电价出不出来，都不影响电改的推进。有则按照新输配电价收取过网费，没有就把购销差价当做暂行输配电价，之后再改。这一条是确保现阶段贵州、云南、广东、重庆等各省电改能够顺利破局的关键。

　　电改意味着规则的改变

　　首先，发用电计划逐步放开意味着发电曲线越来越多的取决于手中掌握的市场合约，来自于调度计划的电量占比越来越小。

　　其次，量价竞争要求发电侧用市场化的方式来应对。

　　最后，从发电集团层面来看，资产组合管理显得异常重要;新建/扩建项目的财务模型将发生显著变化。

　　2、《电力市场建设》

　　这份文件定义了未来电力市场的框架结构，明确了优先发/购电制度。短期限合约用来交易长期限合约分解之后的电量偏差，系统平衡在现货市场中实现。合同期限越长，技术约束越弱，越强调市场交易属性;合同期限越短，技术约束越强，越强调实时平衡和价格发现功能。优先发/购电制度是为了体现不同电源形式的环保友好程度，以及不同负荷的市场属性差异。电量合同在调度系统中有优先级排序。当电网遭遇安全约束时，优先级低的合同不被执行，视为不可抗力。

　　3、《交易机构组建》

　　这份文件用来定义关键机构的责权边界和组织形式，如交易中心、调度机构、管理机构等。亮点是交易中心的“相对独立”。为实现该目标，文件明确了“市场管理委员会”为市场最高权力机构，拥有交易中心的人事权。该机构采用会员制，囊括市场各方代表。

　　4、《放开发用电计划》

　　这份文件对发电集团的影响最为直接，框定了电力市场化交易的推进路径。方法是通过扩大直接交易电量占比，逐渐让更多买方和卖方进场，培育市场机制。该文明确了本次电改目标负荷是“工商业用户”，目标电源涉及所有电源。电源侧从直购电燃煤火电开始，渐次放开各类电源形式入市交易。负荷侧依照电压等级和负荷容量从高到低依次入市。

　　5、《售电侧改革》

　　这份文件规定了售电公司和电网的责权边界，准入条件，注册、公示、退出等管理事宜，多数内容已广为流传。值得解读的是电网服务内容及其与售电侧的市场边界。电网除了兜底售电和提供计量服务等等之外，也可以进入市场竞争。但为了防止电网既做运动员又做裁判员，实施规则中明确了电网不可同时介入交易中心和竞争售电，二者只能选其一。

　　二、挑战?or机遇?

　　电改意味着规则的改变。站在发电侧立场上，这一系列的变化都落脚在影响利润的因子发生了改变。发电侧最大的优势是坐拥电源有形资源，在市场上有腾挪的空间，也有积蓄去承担试错的风险。但同时也有很多不利因素。事实上，和很多分析人士看法一样，笔者也认为发电集团在本轮电改中的挑战大于机遇，这体现在多个层次上。

　　首先，发用电计划逐步放开意味着发电曲线越来越多的取决于手中掌握的市场合约，来自于调度计划的电量占比越来越小。自“厂网分开”之后，发电侧长期处于“固定售价+电量统包+成本侧价格管制”的经营环境中。所谓“竞价上网”只是一次性体现在工程立项初期的并网谈判上。发电利润来源比较确定，其最大变量是上网电量，其次是燃料成本，最后是其他成本。所以发电厂倾向于将最多资源布局在争取更高的调度曲线和设备安全指标上。既然单个项目的利润空间比较确定，那么对于发电集团来说，市场竞争体现在争取更多的项目总量，即“圈地盘”上。这种竞争规则得到了过去国内宏观经济的支持。在上一轮扩张大潮中，对这种竞争要点的把握，决定了一个发电集团所处的市场位置。但随市场放开，发电量不再单一决定于调度部门，而是逐渐的由签下的电量合同决定。交易中心根据发电厂签下的电量合同，渐次分解到月和日，最后叠加电厂参与月度、日前及实时竞价所得的电量，产生发电曲线。这种规则改变了发电侧经营环境。电厂过去瞄准调度争取最大电量的做法会逐渐失效。当然，根据优先发用电制度安排，总有一部分优先购电量会按规则分配到各发电机组，构成底仓电量。另外，电厂参与竞价，也有机会优化发电曲线，在边际上提高电量。提供调频等辅助服务也会带来额外奖励现金流。但整体上，“跑市场”替代“跑调度”，成了发电厂争取最大电量的主战场。市场电量合同决定着一个发电厂的生存姿态。

　　其次，量价竞争要求发电侧用市场化的方式来应对。“外争电量+内降成本”才能推高利润，两者相互促进，互为助力。更大的市场电量让发电厂有更宽裕的空间来推进内部降本增效。更低的成本让发电厂在竞争中更容易抢占报价优势，获取更大市场电量。这是一个正向反馈良性循环。反之则形成负向反馈的恶性循环。而这两方面对于发电厂来说都是个艰巨的挑战。先说外争电量。从运营层面来说，发电厂在过去极少有机会直面市场竞争，市场销售队伍必须从零开始培养。市场化后，发电厂面临的下游买方有三类：大用户工商业负荷、售电公司集合负荷以及电网兜底负荷。无论哪一种都有明显的地域特征，都需要去跟踪负荷特性，维持客户关系。目标客户群的特征和数据都需要在实战中去积累，这要求一支接地气的销售团队来运营，而这并不是发电企业所擅长的。

　　自建售电公司是各发电集团的共同选择。但要知道，在成功的电力市场中，发售一体是出于价格风险管理需求互补性而自然形成的上下游一体化。能源集团只是股权层面上的一体化，其发售环节本身仍然保持着独立核算和经营。另外，发电和售电分处批发市场的两端，互为买卖对家，其经营立场是对立的。经营上，售电具有轻资产、重营销、管理密集型的企业特点。客户获取能力、交易和风控策略是售电公司存活于市场的核心能力。这和传统发电集团重资产、重技术等特征不完全匹配。这些都提示着把售电公司单纯看作发电集团销售部的想法是和市场初衷有所错位的。未来垂直兼并及参股会成为发电集团构筑销售渠道的一个选择。

　　再说内降成本。现行体制下，成本对发电厂而言是个被区别对待的利润因子。除了燃料成本被严格 　　可以预计，随着市场化程度的加深，职能部门制及过长的管理层级会给电厂带来越来越明显的经营压力。最后，从发电集团层面来看，资产组合管理显得异常重要;新建/扩建项目的财务模型将发生显著变化。市场竞争让单个发电项目拉开了盈利差距。灵活、发电权优先级高、成本低(含燃料成本、运维成本、财务成本)、所处区位网架不受阻等等都构成一个项目的亮点。针对特定区域，优化当地资产组合以形成协同效应，是发电集团实施其战略，获得市场优势的主要抓手。发电集团要根据自身市场定位和经营策略针对性配置资产。可以预计，发电侧的兼并收购将会变得频繁。另外，新建/扩建项目基于定电价的财务模型将会大大低估盈利风险，区域电力市场环境将会构成一个项目可行性研究的重点部分。发电集团的经营思维还需要时间去和市场磨合。

　　本次电改和前次相比，规格更高，顶层决心更大，目标定位更务实，操作更精细。从提升电力产业链系统效率的角度，电力供应过剩、国企改革和供给侧改革也为电改顺利推进提供了一个有利的外部环境。但这对于产业链条上的各个不同角色来说，并不意味着有个大大的红利在前方等着被摘取。相反，规则的变化必然带来企业命运的浮沉，唯一确定的是不确定将成为未来最大的新常态，变化才是最具有确定性的行业未来。

　　（来源：北极星电力网）

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