新电改两周年 | 这是一份电改问题清单：行政干预是对市场化最大伤害
全文4676字，阅读大约需要7分钟（此阅读时间不包括天赋异禀、一目十行的同学）
本文首发于南方能源观察
微信号：energyobserver
欢迎投稿，投稿邮箱：eomagazine@126.com
文 | eo记者 姜黎
编辑 | 文华维
9号文发布两年，改革过程中暴露了不少深层次问题，防止电改走偏、走样，依然应该是重点。
在云南召开的全国电力体制改革座谈会，国家发改委副主任连维良指出，首先是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；其次是市场化定价面临行政干预；三是违规建设专用供电线路明显增多，某些地区的自备电厂的规模有所增加，市场竞争秩序亟待规范等等。
eo记者综合过往案例及数据，列了问题清单，其中包含改革过程中各地出现的乱象，同时也有少数省份显现出不一样的尝试。
电力直接交易变成了“优惠电”——这可能是迄今业界对本轮电改最大的担忧。
据新华社报道，2017年3月8日，全国政协委员、中国大唐集团公司董事长陈进行呼吁，切实消除地方过度干预电力交易和市场不规范问题。
他表示，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。
对此，eo记者曾了解到以下两个案例。
宁夏
据当地企业反映，宁夏新能源参与市场交易像是个伪命题。
根据宁夏目前新能源的消纳情况，如果没有政府干预，电网正常执行调度，并没有参与直接交易的必要，但宁夏自治区经信委对新能源参与市场交易的态度强硬。一开始要求新能源企业采用挂牌交易的方式参与大用户直供交易，而对企业来说发电量没有得到实质性提升，部分新能源企业不再参与挂牌交易。于是，宁夏自治区经信委向宁夏电力公司下发通知，要求取消挂牌交易，改为摊派交易电量。据新能源相关企业人士透露，纳入规划的新能源企业，在政府分配的基数发电量以外，按照装机容量规模分配不同比例的交易电量，不参与交易的企业就只能发很低的基数小时数。
再说交易流程和定价。
新能源企业并没有参与报价、竞争等环节，让利多少，成交价格全部由政府设定——先是高耗能企业大用户和火电企业进行直接交易，火电企业做出一定让利，而后经信委再组织火电企业和新能源企业进行发电权置换交易，并且要求新能源企业以火电让利大用户幅度的至少三倍让利给火电企业。
广西
根据广西电力交易中心官网公布的交易数据，2016年直接交易火电企业让利1毛钱起，而2017年年度长期协议火电企业让利仅1分钱，月度竞价让利也不超过2分钱——让利幅度差距如此之大，是因为一年间供需情况发生了剧变？据了解，真实原因不尽如此。
2016年6月12日，广西壮族自治区工信委发布的《2016年广西第二批电力直接交易实施方案》中对用电增量市场化交易里发电企业的价格有所要求：水电企业在其上网电价基础上下降最少不低于0.07元/千瓦时；核电、火电企业单边报价，其竞价上网价格为其上网电价基础上下降0.10元/千瓦时-0.15元/千瓦时。
据当地参与交易的电厂人士解释，政府对用电增量部分的要求是在上网电价基础上降低1毛5分钱，电厂“保底”降1毛，达不到的部分由电网公司“兜底”。
而2017年据相关业内人士解释，交易实施方案未对电力企业降价幅度做出要求，但考虑到省内火电企业的生存状况，供需比设置发生了明显变化：从2016年的供大于求变成了2017年的供小于求。
本轮改革之初，国家能源局“钦点”的南方、京津冀两大区域电力市场建设推进缓慢。
南方区域电力市场
2017年1月，广州电力交易中心市场管理委员会成立后召开了首次全体会议，会上审议通过了《南方区域跨区跨省月度电力交易规则》（试行），目前已上报国家发改委审批。
推动东西部省区市场主体对等开放，逐步放开西部电厂，广东电厂、用户及售电公司进入跨区跨省市场被列入重点工作之一。据eo记者了解，经过多方大量的协调工作，东部省份同意在17年的市场建设中逐步放开用户及售电公司购买西部富余水电，同时，支持东西部发电企业进行发电合同转让交易。近期，广州电力交易中心已举办多场跨区跨省月度电力交易规则及注册管理办法培训。
只是，从交易品种安排来看，“保底”的月度富余电能增量挂牌将先行开启，发电合同转让和集中竞价交易的开展时间尚未明确。
京津冀区域电力市场
2016年7月，国家能源局综合司接连发布京津冀电力市场建设工作通知以及直接交易暂行规则之后，冀北、天津却开始各自组织直接交易，2016年10月31日，在各交易中心进行京津唐地区的电力直接交易。除传统使用外来电的北京外，各交易平台所在地的发电机组与当地用户成交，甚至本市发电机组与本市用户成交成主流，点对网机组成交占比小。
此外，曾提上议事日程的京津冀地区现货市场截至目前亦未有实质性进展。
从过去一到两年相关产业用电量数据来看，地方政府对电力市场进行行政干预的最大目的是为了刺激本地高耗能企业的发展。
一份相关机构撰写的2016年供需情况报告指出，西部省份电解铝等停产企业逐步开工复产，重点监测高耗能行业开工率呈稳步回升态势并超过2015年同期水平，最低同比提高7.9个百分点，最高提高14.1个百分点。与此同时，主要高耗能产品市场价格自2016年9月起呈回升态势，一度接近或超过2015年最高水平。
有相关业内人士感叹，电改到目前最大的成效就是帮助许多原本处于倒闭边缘的高载能企业复活。
而在一些省份，燃煤电厂正深陷“电量血拼战”，虽说通过市场化交易可能淘汰一部分煤耗高的发电机组，有助于燃煤电厂的升级转型，但许多业内人士判断，这种让利幅度是不可持续的；正如前文所述，新能源发电企业在一些省份也成为支持高耗能产业的“牺牲品”。
不少电力行业人士开始质疑，红利从一个总体过剩的行业转让到另外一些同样，甚至过剩更加严重的行业是否是改革的正确方向。
“在红利分配时，是否应该考虑对新型制造业、高新产业予以更多支持？”一位在资深电力行业人士提出。
的确有些省份有些另外的尝试，比如对符合条件的互联网企业暂停执行大工业峰谷分时电价政策。
根据湖北省2017年度电力直接交易工作方案，对符合一定条件的高新技术企业免去了用户准入时电压等级的限制，包括：国家认定的高新技术企业、省重点扶持的战略性新兴产业发展，申报年用电量不低于0.2亿千瓦时；符合产业政策的2017年新投产符合产业政策的2017年新投产工业企业，申报年用电量不低于0.2亿千瓦时；按“鄂价环资【2016】89号”文件规定的互联网企业，申报年用电量不低于0.1亿千瓦时；国家“能源之星”企业、电力需求侧管理（DSM）等试点示范企业，申报年用电量不低于0.2亿千瓦时。
当地相关业内人士透露，时任湖北省领导曾针对高新产业用电价格做出批示。据了解，为打造“襄阳云谷”，从2016年7月1日起，对符合条件的互联网企业给予0.15元/千瓦时的补贴，并对其暂停执行大工业峰谷分时电价政策。
只是，全国各省份资源产业禀赋迥异，且新型制造业和高新产业往往对电价远不如高载能用户那样敏感，一省之试验会否复制到其他省份并未可知。
一家权威研究机构的报告显示，预计“十三五”前三年，燃煤发电机组利用小时数将持续下降，燃煤发电企业可能进入全面亏损状态。
据统计，2015年，新疆、蒙西、江苏、上海、河南等地区自备电厂平均发电小时高于统调机组1200小时以上。
不仅如此，在公用电厂严控投资规模，提出尽快遏制相对于用电量来说过快增长的装机容量时，2016年上半年，自备电厂装机容量增速迅猛，比电网企业售电量增长率高出10%——为了支持高耗能企业发展，部分地方政府鼓励企业发展自备电厂。
而自备电厂大多未列入国家火电建设规划；部分对政府性基金、可再生能源附加和电价交叉补贴资金征缴不到位；部分或未达到环保要求，受到处罚，或排放数据根本没有接入当地环保监测系统；个别购买关停机组，不符合国家关停机组“不得易地建设”的规定等等。
在发展中出现的种种违规现象，如果不受到严格监管，甚至接受应有的处罚和整改，从行业层面来看，将加剧电力产能过剩的矛盾，而从市场主体的角度说则有欠公平。
有业内人士曾对eo表示，量变引起质变，当规模扩大到一定程度，监管必须公平、全面。电改两周年之时，各省将如何落实《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》配套文件值得关注。
据eo记者了解，有自备电厂大省已经着手加强其规范管理。2016年9月，山东能源监管办就《关于加强和规范山东省自备电厂监督管理的实施方案（征求意见稿）》征求意见。据悉，该方案将与省内其他电力体制改革配套文件一同面世。
除了自备电厂外，专线供电，建设局域网亦成为各地政府、企业以推进电改之名颇为“热衷”的“新”业务。据悉，不少具有小型发电资产和园区线路资源的企业正在考虑拉专线直供用户。
eo记者了解到，西南某地区的区域电网项目缺乏统筹规划，导致区域电网与主电网重合，存在重复建设情况。规划由当地组织编制，并未经过省一级能源局审定，也未与主电网规划进行衔接。
有业内人士指出，这不仅造成土地等资源浪费，也造成已投产线路和变电站闲置。
更重要的是，按照该项目规划，区域电网建成后将完全隔离主网独立运行，但在“大机小网”情况下，非计划停运、线路跳闸等故障可能导致系统崩溃。此外，在调试阶段，该电网通过110kV线路与主网相连，却未提前向调度机构通报机组调试事宜，也未提供事故预案和处置方案，给主网运行风险管控造成被动。
截至目前，已有该供电范围内用户对电网安全有所顾虑。有高危化学品生产用户提出希望与区域电网联网的同时，保持与大电网连接。
看来，局域网的建设大多“先斩后奏”，绕过前提，“直奔主题”，这无疑考验着相关部门的监管能力。而有正在筹划发-配-售一体化项目的主体反映，各地申报、审批流程仍然不透明，如果提前征询各相关方意见，推进起来将比想象中更加艰难。
截至目前，已有十余省（市、区）完成了输配电价核定工作。
据相关业内人士透露，资源大省考虑到经济发展需要，在核算时尽可能将输配环节的降价空间给予了大工业用户，尤其是电压等级在110千伏及以上的用户。
而220千伏和110千伏输配电价所涉及的电量占市场化电量比例较大，对平衡账户影响程度相应也较大，且一般工商业用户参与电力市场化交易的购电价格较高，于是想方设法升压改造，可能产生不必要的投资浪费，也可能将10-35千伏电压等级承担的交叉补贴转移给电网企业。
不过，大工业用户相比一般工商业用户还要承担基本电价。2016年6月30日，为支持企业转型，减少停产、半停产企业电费支出，降低实体经济运行成本，国家发展改革委办公厅发布《关于完善两部制电价用户基本电价执行方式的通知》，放宽基本电价计费方式变更周期限制；放宽减容（暂停）期限限制，以解决短期内出现的企业开工不足，基本电费支出占比提高现象。
此外，在已经执行输配电价的省份中，有省份核定的各电压等级的输配电价没有包含线损，同时在核定输配电价时预测的省内售电量与预计完成值偏差较大，售电量未达到输配电价测算时的预期目标。