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输配分开电力改革争论的焦点-【新闻】

发布时间:2021-05-28 11:15:00 阅读: 来源:保温车厂家

输配分开:电力改革争论的焦点

【电力建设与投资产业网】2002年我国实施电力体制改革以来,输配分开一直是电力改革争论的焦点,甚至电力行业发展遇到的各种问题,都有专家将其原因归咎为输配不分,例如,风电接纳问题,分布式能源上网问题,农村电网薄弱问题等等。但是,在我国实施输配分开到底能够解决哪些问题,又会带来怎样的风险,需要从输配电的本质特性和市场经济的基本理论出发,进一步研究我国输配分开的必要性和可行性,探寻合理的改革路径,促进电力工业的科学发展。

一、输配电具有自然垄断属性,理论上不存在分开的必要性

电力市场化改革的理论基础在于对电力行业自然垄断属性的再认识。天然气联合循环(CCTG)等技术的成熟打破了发电领域的规模经济,意味着小规模的发电主体进入市场有更强的竞争力;同时,信息通讯和计量技术的发展也使得售电业务成为可独立、可竞争的环节。然而,电网部分,无论是输电,还是配电业务,仍然具有自然垄断属性,意味着一个企业提供某一产品需求的成本,低于多个企业提供这些产品的总成本。经济学理论证明,实行一体化垄断经营,是具有自然垄断属性行业的最优制度安排。传统垂直一体化电力体制的形成正是基于这一理论。

从理论上看,输配一体化至少存在以下三方面的经济优势:一是分摊公用成本。输配电业务和技术相似,存在众多公用成本(如管理、设施、技术研发等);二是获得协同效益,通过规模采购、人力资源、法律、审计、IT等共享服务降低成本,获得协同效益;三是减少交易成本,企业内部的信息沟通和传递有效减少两个组织之间的信息不对称问题,在输配电规划、建设、调度、运行各环节降低协调成本。

二、国外输配电体制受多种因素影响,不宜盲目照搬

从国际电力体制改革经验来看,行业重组的核心是将自然垄断业务与竞争业务的分离,各国根据自身国情实施了不同模式的改革。总体来看,目前在输配电体制方面形成了两种模式:一是输电和配电为相互独立的公司,即输配分开;二是输电和配电在一个集团内,或为独立子公司,或一体化管理。国外输配电体制的形成主要受几个因素影响:

1.历史格局的延续。许多国家电力改革前就呈输电和配电分离格局。例如英国英格兰和威尔士地区,上世纪90年代以前电力行业由中央发电局(包括发电和输电)和12家地区供电局构成,改革后形成了发电、输电、配电分环节设立公司的局面;在北欧、北美一些国家和地区,传统上存在市政供电企业负责本地区供电,改革后这些公司自然而然成为独立的配电公司,与输电公司独立;而日本、苏格兰和美国多数州仍保持输配一体化的格局。

2.改革逐步推进进程中形成的格局。在欧洲,大部分国家是按照欧盟1996、2003年颁发的电力改革法令逐步推进电力市场化改革。欧盟首先要求输电在2004年底与其他业务分离,以促进批发竞争和跨国交易;再要求配电于2007年底与发电和售电分离出来,促进零售竞争。在这一过程中,一些国家将输电率先从原有垂直一体化企业中独立出来,而随着改革的推进,配电业务通常以子公司形式保留在原集团内部,据此形成了输配分开格局。如瑞典、意大利等。

3.经过改革争议后保持输配一体化。受到英国等先期改革模式的影响,一些国家在制定电力改革方案时提出将发电、输电、配电各环节拆分,但是在改革推进过程中改变了初衷。韩国金融危机后在世行等国际金融机构的引导下制定了改革方案,要求韩国电力公社分阶段实施厂网分开、输配分开,2004年韩国政府在开展深入国际调研后,决定取消输配分开改革;加拿大安大略省1998年出台了新的电力法,要求原垂直一体化的加拿大第一水电公司(Hydro-one)拆分发电、输电、配电业务,1999年发电资产分离后,政府对实施输配分开的必要性进一步研究,认为输电和配电业务具有加强的协同效益,允许新的Hydro-one公司保留输配一体化体制。

从各国实践看,输配分开并没有作为一项重要的内容在各国改革中被强调,主要原因是输电和配电都具有自然垄断性属性,两项业务不存在利益冲突、盈利模式相同、监管方式相似,并不存在分开的必要性。我们在借鉴国际经验时,需要透过现象看本质,输配电体制改革的核心是与可竞争业务分离,具有独立合理的输配电价体系,实现输配电网健康发展、公平开放。

三、现阶段我国实施输配分开面临诸多问题,改革风险大

我国正处于电力快速发展阶段,“十二五”电力需求增长速度仍将在8%以上,需求快速增长、电源结构加快调整,对输配各电压等级电网的协调发展和运行提出了更高要求。同时,现阶段我国诚信体系、法律体系等尚不完善,契约精神相对缺失,如果实施输配分开,可能带来以下问题:

1.增加电网安全稳定运行风险,降低事故防范和抗灾应急能力。输配分开后,不同企业之间难以实现充分的信息共享、有效的资源整合和管理协调,易出现信息割裂,输配电网之间难以及时掌握设备变化情况,在电网正常运行中增加了安全隐患;在异常事故情况下,事故处理的协调环节增加,及时控制事故扩大的能力降低;在电网遭遇自然灾害时,由于改革后的企业分散、规模小、力量弱,抗击重大灾害时的应急及灾后重建能力将减弱。从2008年以来多次出现的冰灾、地震、泥石流等灾害中可以看出,地方电网的抗灾和灾后恢复能力有限。

2.城乡电网统筹发展政策难以实施,部分配电企业发展将面临困难。城乡统筹发展,城市反哺农村是我国和谐社会建设的基本政策。现阶段,我国在输配一体化体制下,形成了城市补农村、富裕地区补贫困地区的电价体系。若输配分开,原有的内部转移支付、价格补贴、技术和管理帮扶政策都难以执行,经济不发达地区的配电企业将面临较大的发展困难。必须直接通过税费方式建立普遍服务机制解决平衡发展的问题,由此增加税费征收、管理、监管等成本不容忽视。

3.增加输配电网协调发展难度,影响电网投资运营效率。我国厂网分开后,市场主体增多,行业规划协调难度陡增,“十一五”已出现发电企业盲目投资、效益下滑的问题,五大发电集团资产负债率已高达85%以上;实行输配分开,市场主体将更加分散,规划协调难度将进一步加大。受多元化建设主体的利益驱动、信息不畅通的影响,可能导致电网重复建设、无序竞争。目前,四川、陕西、广西等省(区),由于存在多种电网体制,已经出现恶性竞争、重复建设等问题,破环了电网规模经济性和自身发展规律。

4.增加管理协调成本,可能推高电价水平。输配电网具有很多共用系统和部门,实施分离,形成多个企业,将增加一大批管理机构和人员,显著增加管理成本,输配电环节的交易、协调成本也将提高。我国数次改革中都出现了管理机构大量增加、管理人员占比升高的现象。

四、输配分开并不是促进竞争的必要手段,改革路径可选择

正如前面所述,输配不存在利益冲突,从竞争角度就不存在分开的必要性。而在我国,主张输配分开改革主要有三方面目的:一是通过划小成本核算单位,增进电网企业成本透明,构建独立输配电价;二是打破电网企业单一买方格局,将配电企业作为多家购电主体,建立“多买-多卖”电力市场;三是配电独立并实施投资主体多元化,调动地方政府和民营资本积极性,促进配电网建设。但是,通过输配分开是否能够有效达到以上目的,是否有其他选择,值得研究。

第一,根据各电压等级资产和相应的运行维护费,制定合理的输配电价,能够满足市场化改革对输配电价的要求。通过制定会计规则、利用信息化、实施成本公开等,可以实现对电网成本的有效监管,构建输配电价的成本核算基础。

第二,构建“多买方-多卖方”电力市场的核心是形成供需双方直接见面的市场竞争机制。配电企业代理用户并做为市场中有效的购买主体,有两个先决条件,一是配电与售电分开核算,制定独立配电价格;二是用户具有选择其他供电商的权利,同时配电企业可以将市场价格传递给用户。这实质上是配售分开。随着智能电网的发展,直接探索售电侧开放是构建“多买-多卖”市场更为有效的形式。

第三,配电网健康发展,更依赖于建立合理的价格机制和普遍服务机制。目前我国总体电价水平低,缺乏独立输配电价,普遍服务通过不同用户、不同地区之间的交叉补贴实现,在现有机制下实施配电企业独立经营,将打破交叉补贴机制,落后地区配电网对投资者缺乏吸引力,将出现“撇奶油”现象,或出现用户价格高升、用电质量下降等问题;过去十年我国推进城市公用事业民营化中的教训需要镜鉴。

五、近期俄政府宣布将重归输配一体化,值得借鉴

5月16日,俄罗斯政府表示,计划将跨区域的配电集团(MRSK)与俄联邦输电网公司(FGC)合并,组建集输电和配电一体化的国有电网公司。MRSK与FGC均是俄罗斯电力体制改革产物。按照2003年电力改革方案,俄罗斯在2008年7月完成了电力行业的彻底分拆,形成发、输、配、售、调度、交易各环节完全独立。俄罗斯政府此次拟推进输配电合并,是期望通过产权合并和一体化管理,促进电网发展、提高运营效率、提高供电质量和可靠性。俄政府表示,合并后可以通过实施统一的电网技术标准和管理政策,优化投资项目,促进俄电网的发展和现代化,提高整体供电效率,提高电价和收入监管效率;通过输电和配电之间的交叉补贴解决“最后一千米”的用户供电问题,提高供电质量;通过企业内执行统一的投资、预算、经济和人力资源政策,更加有效地控制成本、提高企业运行效率和财务能力。

结束语

输电和配电业务具有同质性,都具有自然垄断属性,需要政府实施有效监管,输配分开在理论上不存在必要性。国外输配电体制呈多种形式,其核心是与发电、售电等可竞争业务有效分离。我国电网正处于较快发展阶段,输配分开不利于电网的可持续发展,随着分布式能源、智能电网的发展,输配之间的联系更加紧密,功能界限更难确定。从市场竞争的本质和我国国情出发,电力改革应着眼于建立发电和用户供需直接见面的市场机制,以“放开两头、监管中间”为基本模式,在保持输配一体化体制下,加强输配电业务监管,构建独立输配电价体系,分阶段放开用户选择权、培育多元化售电主体,逐步构建统一、开放、有序、竞争的电力市场体系。(

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