云南省电改实际效果不佳 发电权结构并无根本改变
来源：财新周刊 | 0评论 | 5063查看 | 2016-05-18 13:51:00
云南从去年11月被确立为首批电改综合试点后，一直大步走在全国电改最前列，可就是在这样改革动力充足的地方，电改依旧困难重重。目前，云南省的发电权结构并无根本改变：定价权实质由政府价格部门转移到经济运行主管部门;而需要政府严格监管的调度全和输配权仍被电网强势控制，可以说本轮电改目前整体实际效果不佳。61岁的大理州一家民营小水电公司老板刘吉全的故事足以说明一切。
3月30日下午，云南省昆明市滇池附近的海埂宾馆，正在举行全省一季度厂网协调会。会议由国家能源局云南监管办公室(下称云监办)主持。这是国家能源局的派出机构，负责监管云南省电力系统运行情况。刘吉全决定抓住这次机会，反映自己在云南电改中受到的不公平待遇。
刘吉全是大理州一家民营小水电公司的老板。他的发言主要涉及两个方面，一方面，他认为云南电网不应将2015年“西电东送”降价部分强制分摊给省内发电企业;另一方面，他批评云南省工信委在制定2016年电力市场化交易方案时，存在对部分中小水电企业强制降价的不公平问题。
云南作为全国电力体制改革综合试点省份之一，改革进程一直备受瞩目，刘吉全的质疑直指云南电改的两个核心问题——行政干预和电网垄断。
电力供给远超需求的云南省，早在2014年就率先探索全省范围的电改。2015年3月，中共中央、国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(下称九号文)，启动了新一轮电力体制改革，随后批复电力过剩较严重的云南、贵州和山西三个省份作为电力体制综合改革试点，期望通过地方改革尝试，找到一条可复制、可推广的改革路径。
这是继2002年电改之后，中国第二次全国范围的电力体制改革。上轮电改实现了“厂网分离”，但电网企业的“主辅分离”“输配分开”改革最终不了了之。及至“十二五”期间，电力需求增速逐年放缓，由2011年的11.7%降至2015年的0.5%，全国电力装机却在2013年之后保持了8%以上的高增长，电力供应大量过剩。伴随着中国经济新常态的演变，电力市场的供求关系亦陷入长期不乐观局面，各方对市场化改革的呼声再次达到高潮。
在上述背景之下，九号文在各部门的博弈中推出。云南电改实践随之升级，2015年11月云南被列为全国电力体制改革综合试点省份，其2016年电力市场化交易方案预计交易电量达到500亿千瓦时，占全省用电量接近35%，大步走在全国电改最前列。
然而多位业内人士对记者评价称，就算是云南这样内在改革动力充足的地区，仍无法摆脱强力的行政之手，更无法摆脱九号文自身存在的局限性。
不仅仅云南遇到这样的问题，其他国家级跨区电力交易中心——北京电力交易中心、广州电力交易中心，以及在重庆和广东进行的售电侧改革试点，还都被市场普遍评价为“形式大于内容”。
一言蔽之，本轮电改目前整体实际效果不佳，甚有悲观者称，“本轮电改令人沮丧，已不值得期待”。
价量皆管制的市场化
在云南省一季度厂网协调会上，云监办公布了云南成为国家电改综合试点后的首次监管评价。
云监办市场监管处处长史志伟在会上表示，云南电改虽然在市场化交易方面积极探索，但在市场交易中行政干预的事项较多，行政指令性内容与市场交易混为一体，干扰了市场主体参与市场交易的自主权，严重打击了市场主体参与交易的积极性。
从云南试点看，电价和电量仍受到政府管控，并未真正放给市场。典型的例子是，在2015年云南电力市场交易中，工信委从当年6月开始设定了0.15元/千瓦时的最低交易限价，原因是此前水电站为获得更多电量竞相压价。而后水电市场化电量基本在这一限价上成交。
云南省是中国的水电大省，省内澜沧江、金沙江、怒江的干支流上密布千家水电站。2012年后，云南省水电装机上马速度不断加快，发电能力开始严重过剩，当年弃水量就达到24亿千瓦时，到2016年预计水电富余量达到400亿千瓦时。水电装机约占云南全省电力总装机的75%，全省发电能力已超过省内电力需求的四五倍之多。
一位发电企业负责人感叹：“价格都一样，很难说是市场交易。”据记者了解，因所谓的水电市场化交易基本都在最低限价水平上成交，各家水电站可获得的交易电量很难从竞价机制中产生，所以交易电量最终仍由电力交易中心依据各水库基本情况，即装机容量、调节能力和来水情况等进行分配，具有很强的行政色彩。
业内人士告诉记者，这种现象目前在全国各地电改中普遍存在。本来电改允许市场化交易部分的电价由供需双方自主定价，但实际操作中，变成所有发电企业普遍降一定数额的电价，电量则仍延续行政分配方式，最终使得“最低限价”变成了由政府制定的新的上网电价，而定价部门无非是由国家发改委变成各地方省份的工信部门。
云南省从2014年开始试行汛期富余水电竞价上网政策，允许70多家工业企业参与市场化交易，总交易电量接近100亿千瓦时;2015年电力市场化交易改革向全省工业企业推开，交易时间也覆盖了全年，全年市场化交易电量为300多亿千瓦时，占全省用电量的20%多;2016年的电力市场化交易方案，除设定年度、月度交易，还增设了日前交易，交易电量预计扩至500亿千瓦时。2016年延续的最低限价是0.1元/千瓦时，同时还设定了目录电价为最高限价。
以2015年实际交易情况来看，这种所谓的市场化交易呈现为政府干预下的普遍降价。
值得关注的是，在云南省2015年和2016年的电力交易规则中，发电企业和用电企业申报的并非最终成交价格，而是以“价差”的方式申报，即相对于目录电价降价的差额。一位业内人士告诉财新记者，价差报价方式就是简单的降价模式，并不考虑成本和供求关系。电作为一般商品，应由供求关系决定价格，而非仅允许降价。
这样的价量受限交易还是市场化交易吗?上述人士认为，云南省政府部门可能主要是担心电价大涨大跌失控，而其中涉及发电、用电、电网等各方复杂利益，政府自认为负有稳定之责。
“这里有一个关键的政策背景。”一位资深业内人士对财新记者指出，九号文对电改重点任务的表述中，提及“有序缩减发用电计划”。长久以来，各地政府制定发用电量计划并无任何行政许可，国家电力主管部门也从未下达这一计划，而九号文的上述表述却变相确定了“发用电计划”的行政管控地位，将其彻底“做实”。
“这是本轮电改顶层设计存在的最大局限。”上述人士指出。
水火电利益之争
3月30日上午，在云南省工信委六楼的一间办公室里，几家水电企业人士正在向负责电改方案起草和执行的相关负责人反映情况。
“火电企业就是在搞恶性竞争。”一位企业人士直言不讳。
根据2016年云南省电力市场化交易实施方案，火电企业和一定规模的水电企业全部纳入市场化交易，取消计划电量，在同一平台竞争。但水电作为清洁能源享有优先发电权，如火电企业竞价获得了一定发电量，则可让水电企业代发电，火电企业和水电企业依据发电收入的2:8来分成。
据财新记者了解，在3月的交易报价中，火电企业报出的上网价格约0.18元/千瓦时，这低于云南火电行业最低边际发电成本0.2元/千瓦时，一些火电企业凭借低价竞得了交易合同。
水电企业的不满在于，这一交易规则允许火电企业恶性报价，最终由水电企业代为发电，而火电企业“不劳而获”净得发电收入的20%。“这是变相将水电企业的利益转移给火电企业。”一位水电企业负责人对财新记者说。
云南省工信委相关负责人对财新记者坦承，上述情况的确有可能发生，这也是电改试点面临的一个棘手问题;但政府也需要考虑火电企业的生存问题。
云南共有11家火电企业，均为中央或地方所属的国有企业，近年水电装机量快速增长且遵循清洁能源优先发电原则，火电的利用小时数不断降低，全部处于亏损状态。而云南省政府的考量是，必须保留火电机组作为水电的备用电源，保证云南长期供电的安全稳定。因此政府的确希望转移部分水电企业利润给火电，以保证这11家火电企业不倒闭。
对政府来说，向火电倾斜的交易规则还有一
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