管制的两难-美国加州电力体制改革和电力供求现状

第一篇：管制的两难-美国加州电力体制改革和电力供求现状

美国加州电力体制改革和电力供求现状

2001-12-19 编者按：电力行业由发电、输电和配电三个环节组成。过去，各国电力行业基本上实行的是电厂、电网和配电三家合一。电网和配电是一个被称为具有巨大规模经济性和沉淀成本性而天然就具有垄断性的行业,一个发电厂通过电网向一定范围的用户供电，不可能再有第二个电网进入竞争。经济学的理论分析证明，对于缺乏竞争的垄断行业，价格不能由唯利是图的企业单方面决定，而必须由政府管制。但接下来的问题是政府如何确定价格。经济学的分析告诉我们，对自然垄断行业的价格管制有两种定价法：一是让自然垄断企业按边际成本定价法，但这种定价法会让企业亏损；一是让垄断企业按包含了合理利润的平均成本定价法；可是如果肯定了平均成本定价法的合理性，电厂就失去了改善经营以降低成本的积极性，把各种不合理的开销也打入成本，问题在于：由于十年前投资新建的大批电厂十年后市场需求低于十年前的估计而没有投入运营，投资建电厂的建设费用能否计入成本？如果允许计入成本，此例一开，以后发电行业将不顾市场需求、毫无顾忌扩大投资（因为只要资金投入该行业，不顾消费者需不需要，投资都可以获得合理回报）。如果不允许计入成本，今后电力行业将拒绝投资，造成电力供不应求。

对该行业的规制一直以来都是各国政府的一项重要任务。电力行业中，电网和配电有很强的垄断性，但发电企业之间则存在较大的竞争性。近年来，各国政府尝试实行“厂网分离、实竞价上网”的方式对电力行业进行改革。但问题仍未解决：市场需求旺盛，电力短缺的时候，各种成本的电均可上网并获利，这会鼓励厂商投资建发电厂；但电力过剩时，电网厂商则通过择优录取只允许发电成本低的电厂的电上网，这让那些成本高的电厂无法运营，这会打击发电厂商的积极性。一旦出现市场需求异常变化，电力行业将拒绝投资，造成电力供不应求。2000年，美国加州的电力危机就是如此。（编者）

2000年夏天以来，美国加州出现了电力供应和电力企业的财务危机。加州已于2001年1月开始在全州范围内实行轮流停电；太平洋天然气和电力公司、南加州爱迪逊两家大型电力企业亏损约90亿美元，股票大跌，频临破产，造成该地区政治、经济和社会的不稳定。针对目前加州这场电力危机，美国国内存在着两种不同看法。一种观点认为，这一危机是因为电力改革的失误。其理由是，在开放的批发市场上，加州的电力供应企业利用异常气候引起需求增加的机会，操纵电价，从中牟取暴利。因此，呼吁重新管制电力市场，以保护消费者利益。另一种观点认为，这场危机是由加州电力规制的弊端造成的，呼吁进一步推动改革，用市场经济杠杆来调节电力供求之间的不平衡。

我国正处在电力改革的方案设计阶段，认真分析和总结加州电力危机的经验教训，将有利于提高我们的改革效率。

90年代初开始，美国能源管制委员会决定对电力系统进行改革。1996年，加州作为第一批试点，开始了电力体制改革。

(一)放松规制和重组措施

加州的电力改革主要采取了以下措施。一是限制垄断企业的市场力量，实行输电、发电和销售功能分离。根据美国的法律，电力企业被分为两类：公共事业企业（Utility）和非公共事业企业（Nonutility）。公共事业企业是指从事发电、输电或批发电力和配电业务的企业。非公共事业企业主要是指利用工业废气和小规模的独立发电企业。为了限制企业的市场垄断力量，加州电力改革重点对三家一体化经营的投资者所有的公共事业电力企业（简称IOUs）—太平洋天然气和电力公司、南加州爱迪逊公司、圣地亚哥天然气和电力公司实行功能分离。主要步骤是，电网所有权与经营权分离，要求三家IOUs将电网交由电网调度员（CAISO）运营管理，保留其对电网资产的所有权；要求IOUs出售部分发电资产，加州公共事业电力企业的发电量占市场的比例由1996年的55%降至1999年的15%(黄玮，“从加利福尼亚电力危机看美国电力工业现状”，科学技术部国际合作司调研报告。)；要求三家IOUs在电力交换市场上买卖电力，把自己发出的电拿到交换市场上出售，然后再从电力市场上购电销售给消费者。

二是建立独立的输电代理机构和电力交换市场。为了控制自然垄断环节和一体化经营企业的垄断力量，加州设立了独立电网调度员（CAISO）和电力交换所（PX）。CAISO是一个独立的非盈利性机构，管理了加州75%的高压输电网络。其主要作用是保证各种发电企业出售的电力都能够公平地通过高压电网输送；同时还负责电网运行控制和实时电力市场管理，负责输电系统的规划、控制和安全运行等。CAISO不属于任何一个电力公司，也不拥有任何设备，输电线、变电站仍属于原公司所有，并由原电力公司负责维护。由于输电网络具有自然垄断性，法律要求IOUs将电网交给CAISO经营管理。

电力交换所是构成电力交易市场的一个重要机构，电力交换所采取公开报价的方式，其主要作用是保证价格信息公开化，为各类发电企业竞争报价创造条件。加州法律要求几家大型IOUs在电力交换所买卖电力，其他发电企业也可以在PX上买卖电力。PX的价格是以小时计算的。

三是开放批发市场。从1998年3月开始，加州开放电力批发市场，取消对趸售价格的限制，实行竞价上网；消费者也可以选择自己的电力供应商，其中2%的居民和32%的企业改换了电力供应商。加州的批发销售企业主要是三家大型IOUs，其中太平洋天然气和电力公司与南加州爱迪逊公司就为加州3/4的人口提供服务；还有24家电力服务供应商（ESP）的销售量仅占电力销售的10%。

配电网仍然是垄断经营，由IOUs或公共所有的地区性配电公司运营，主要任务是保证将电力输送到用户。

(二)加州电力市场的规制框架

美国的电力市场管制较为复杂，根据发电、输电、配电和售电的特点，由多家联邦和州规制机构参与管理。

输电环节是垄断经营，受到联邦政府和州政府的规制。美国联邦能源管制委员会负责跨州输电交易的管理，包括批准输电线使用费用；对地区输电组织（RTO）或独立电网调度员（ISO）有管辖权。加州的公共事业委员会负责批准州内输电线路的选址和输电收费标准。加州的输电费以成本为基础定价，允许回收运输和转换成本。

配电系统是包括从变电站到用户电表的一整套分配系统，具有自然垄断的特点，长期以来没有引入市场竞争，一直处于管制状态。加州公共事业委员会负责对配电环节的监管。

放松发电领域管制以来，加州还保留了对发电、输电和售电的部分规制。发电领域的进入规制主要是环境保护方面的限制。联邦能源管制委员会负责发放水电站许可证；加州公共事业委员会负责批准州内电站厂址和制订州电站环保标准；环保局负责实施“清洁空气法”的条款，制订火电站的排放标准和监督排放量。由于加州的环境保护标准较高，因此排放收费较高，并要求大部分发电企业将燃油和天然气的两用机组改为单独用天然气的发电机组。

在放开批发价格的同时，为防止零售价格波动，以保证消费者利益，加州政府制定了零售价格上限；为促进竞争，禁止IOUs的电力批发企业与发电商签订长期购电合同，只允许它们在交易所以小时和天为单位进行电力的批发买卖。价格上限的具体确定是电力企业与政府讨价还价的结果。由于政府要求IOUs进行重组和放开批发价格，电力企业要求政府允许其在电价中回收部分因引入竞争带来的转换成本。因此，经过企业和政府协商，确定价格上限，以保证企业在一定周期内回收一部分转换成本。

(三)加州电力供求状况

加州是美国人口第一大州，其电力供求有以下特点。一是电力供应能力不足。进入90年代以来，新经济的发展、人口膨胀、家用电器特别是计算机与互联网的普及，使得用电需求剧增。加州电力产业界在几年前就预见到该地区电力与经济发展不平衡，提出要新建25个电站（容量15,500兆瓦，约是已有容量的1／3）的计划，但由于选址、发放执照和环保等缘故，州政府仅批准了5个机组(黄玮，“从加利福尼亚电力危机看美国电力工业现状”，科学技术部国际合作司调研报告。)。结果在几年间，电力需求增加了11%，而发电能力却下降了2%(美国能源部能源信息管理局（EIA），“California's Electricity Situation-briefing for the staff of the U.S.House of Representatives”, Feb.9, 2001.)。

二是输电线路不足。加州本身电力不足，需要从外州大量购入电力，约占总需求的25%。加州电网与相邻地区电网的联接比较弱，制约了从外州购入电力。加州内部的电网建设也滞后于电力需求的增加，当供电需求急剧增加时，该地区电压下降或断电的可能性明显增大。

三是电厂老龄化。目前，加州有3000多个各种机组，其中55%的运行时间都超过了30年，旧金山地区的机组的投产时间更长(黄玮，“从加利福尼亚电力危机看美国电力工业现状”，科学技术部国际合作司调研报告。)，已经退役或计划退役的机组约1万兆瓦(美国能源部能源信息管理局（EIA），“California's Electricity Situation-briefing for the staff of the U.S.House of Representatives”, Feb.9, 2001.)。

四是电力结构比较单一。加州的水电比例较低，近20年来，没有新的煤电站和核电站建成。为了提高环境保护的标准，加州政府要求大部分发电企业将油气两用发电机组改为单一的天燃气机组，州内油气两用发电机组的比例由55%降到5%。因此，加州发电对天然气的依赖程度较高。

作者：国务院发展研究中心技术经济研究部 吕薇

美国加州电力危机的深层次原因分析

2001-12-20 从表面上看，加州电力危机的直接原因主要有以下几方面：2000年夏季的炎热气候造成电力需求剧增，电力供不应求；天然气价格上升导致发电成本上升；电网能力制约了从外州输入电力；零售与趸售价格改革不同步。趸售价格放开以后，零售市场价格仍受政府规制，批发价格随需求和天燃气价格上升而大幅度增加，形成零售价格与趸售价格之间的大幅度逆差，导致电力销售企业陷入财务危机，加州两家最大的IOUs多次发出破产申请。

这次电力危机是否像有些人所说是由电力重组和放松管制造成的？要回答这个问题，需要进行有无改革的对比分析。

第一，需求增加是由气候和价格规制引起的。2000年夏天的高温天气是由自然界气候变化造成的，与规制和重组无关。但是，政府限定零售价格上限使价格不能真实反映市场供求关系，导致鼓励用电，加剧了缺电。

第二，电力供应能力增长缓慢扩大了供需缺口。主要有两方面原因：一方面，加州的环保标准和收费较高，建设电站的成本大大上升。电站建设方面的环境规制、电力市场准入标准、政府审批程序等因素，导致新增电站较少。另一方面，改革中取消了长期电力批发合同，新建电站的投资者无法预测投资收益，不愿意冒险投资新电站。

第三，趸售价格急剧上升有合理的成分，也有不合理的成分。因燃料提价带来的一部分电价上涨是合理的；企业依靠产权一体化带来的市场垄断力量而提价是不合理的。加州的消费者曾于2000年11月起诉14家发电企业合谋抬高电价，加州政府开展了有关电价的调查。

第四，销售企业的一部分债务是关联企业内部的现金流量转移。零售价格与趸售价格的逆差是造成电力企业的财务危机的主要原因。据有关方面调查，两大IOUs的债务中约有一半是自己关联企业的债务，即使在严重亏损的情况下，两大公司仍能拿出几十亿美元给股东分红(Jim Sanders,“Are California utilities victims or bandits in suits”, Bee Capitol Bureau, Feb 20, 2001.)。

第五，加州的电力市场还是一个以州为主的区域性市场。由于跨州电网和州内电网建设分别由联邦政府和州政府规制，州与联邦规制衔接不够也是加州电网与外部电网联系建设滞后的一个原因。

加州电力危机与有无改革的比较分析表

综上所述，加州电力危机的主要原因是传统的规制不能适应放松管制的新环境，而不能归结为是放松管制和重组造成的。加州电力规制存在以下主要问题。

一是放开批发价格后，仍对零售价格实行控制。放开批发价格是为了在发电企业之间展开竞争，降低成本和价格。而管制零售价格则有双重目的：保护消费者利益和保证电力企业回收一部分成本。在供大于求的情况下，为保证补偿企业因改革造成的转换成本，联邦政府与IOUs达成协议，将其零售价格锁定在1996年6月的价格水平（平均6美分／度），对消费者承诺降低价格10%。限定零售价格带来的主要问题是，一方面，价格不能反映供求关系和成本，导致过度用电；消费者不能根据零售价格选择有效率的销售商。另一方面，在供不应求的情况下导致零售价格与趸售价格之间的逆差，使批发商出现财务亏损。

二是缺乏鼓励私人投资者进入的激励机制。由于加州的环境保护要求较严，不少老的发电企业因交不起环境保护费用而关门，新电站也因环保费用太高而没人愿意建。禁止电站企业与用户或电网签订长期合同，新建企业对未来的市场前景没有把握（新企业可以与企业用户直接签订合同，但是定价是按现货市场价格），投资风险较大，投资者不愿意进行发电投资。

三是输电电网能力不足，从周边地区进口电力的竞争压力有限。在没有足够的新的进入者，又缺少进口压力的情况下，当地大型电力企业具有较强的市场力量。因此，在电力短缺的情况下，本地的大型电力企业的垄断力量就显现出来。

四是批发商在发电和销售环节形成利益一体化。有关法律要求三大IOUs将网络交给ISO管理，并剥离部分发电资产，但仍允许他们保留了电网资产的所有权和部分电站资产的所有权；法律要求电力公司在电力市场上进行电力交易，但大型IOUs既是卖主又是买主，实际上还是利益一体化。新近的研究数据表明，在这次电力危机中，电力公司仍然是赢家。在改革的头两年半中，IOUs是盈利的。太平洋天然气和电力公司在1998年盈利（收入）21亿美元，1999年盈利（收入）22亿美元，2000年亏损26亿美元，还有累计盈利17亿美元。南加州爱迪逊公司虽然在2000年以来发生了巨大亏损，但是，3年内也有累计7.8亿美元的盈余(Jim Sanders,“Are California utilities victims or bandits in suits”, Bee Capitol Bureau, Feb 20, 2001.)。

为了缓解加州电力危机，美国联邦政府和加州政府正在采取一些紧急措施。联邦政府曾于2001年1月和2月间，实施天然气和电力紧急供应，要求州外电力公司和天然气公司向加州电力售气售电。州政府主要从两方面解决电力危机。首先，从放松价格限制入手。2001年1月份批准零售

价格提高7—15%；6月份两大公司的大工业用户的电价将再一次提高52%。其次，从解决电力企业的财务危机入手，州政府与企业签订长期购电合同，利用公共基金和发行债券来支付居高不下的购电费用，以保证电力购买。这些大都是临时性措施，只能暂时缓解购电困难问题。长期解决办法是引入促进电力发展的机制，通过改革促进有效竞争，提高加州的电力供应能力和效率。

作者：国务院发展研究中心技术经济研究部 吕薇

美国加州电力危机的启示

2001-12-21

电力改革和重组是一个复杂的系统工程，存在不少争论。加州的电力改革为我们提供了一个验证改革方案的机会，并对这些问题给出了部分回答。

一是在有足够竞争者的情况下，放松价格管制才能降低价格。加州的电力改革是在供大于求的情况下开始的。当时，加州的电力价格较高，排全美第10位。为了提高效率，降低价格，加州率先进行了电力改革。加州首先放开批发价格的目的是为了在发电企业之间展开竞争，降低成本和价格。但是，在放开批发价格时，发电市场的准入限制并未放松，结果造成供求缺口增加，在位企业缺乏竞争压力，导致价格上升。同时，为了保证电力供应，应该针对地区资源分布的特点实行发电能源多元化，减少对单一能源的依赖。如，加州电力危机之后，加州开始考虑发展煤电和核电的问题。

二是要打破地区的限制，形成更大范围的市场，引入更多的竞争者。在网络产业，网络的容量是限制竞争的一个重要瓶颈。网络范围决定了市场的范围，网络的能力不足制约了参与市场竞争者的数量。在分割的区域网络市场上，由于没有充分的竞争，放松管制可能会导致垄断定价，损害消费者的利益。如，1999年6月加州政府放开圣地亚哥的零售价格后，其电价提高了3倍，消费者提出了抱怨，政府在电力危机之前，不得不再次控制其价格。保证供应能力有几种措施，一种是打破电网的地区分割，形成跨州甚至更大范围的电网联系。这需要扩大输电线路的建设，减少资源在地区间流动的制约。另一种措施是放松本地市场的进入管制，允许新的进入者。比较两种方式，扩大电网范围的方法更有利于资源的有效配置。加州缺乏便宜的水电，主要靠天然气发电，价格较贵，而其他地区的发电成本要低于加州。利用外州资源有利于更大范围的资源优化配置。究竟采取哪种方式，要靠技术经济分析来决定。

三是减少实质上的利益一体化，削弱企业垄断力量。通过ISO实现电力企业的发电功能与输电功能的分离取得了较好效果。但是通过PX来实现发电和批发销售的功能分离的效果并不佳。PX的主要作用是一个拍卖市场，实现电价信息公开化。但是，由于IOUs既是卖主又是买主，在没有足够强的竞争者的情况下，关联公司之间不会去主动压价。向销售环节延伸实行纵向一体化经营是形成垄断势力和避免风险的一种企业战略。因此，有人认为在批发和发电企业之间有产权关系必然会出现不公平竞争。实际上，如果有足够的供给能力和竞争者，PX将会有较好的效果。

四是应该允许保留一部分长期合同。从改革的角度出发，长期合同可能减少竞争，影响提高效率。但从实际结果来看，长期合同不仅可以防止企业经营风险，稳定价格，同时还可以增强投资者回收投资的信心。因此，应该允许保留一部分长期稳定的合同。特别是在产业扩张阶段，长期合同有利于促进新的进入者，增加市场竞争性。从事电力这种投资规模大、建设周期长的建设项目的企业避免风险有两种途径：通过一体化经营，实行内部补贴，但可能出现不平等竞争和垄断；通过长期合同保证稳定收入，但会削弱短期竞争。一体化经营与长期合同相比，长期合同更接近于市场机制。因此，可以实行两部交易：通过长期合同保证有效率的电站企业的基本稳定收入，回收一部分投资；而波动的一块可以通过现货市场来调节。

五是存在市场垄断力量的情况下，需要政府规制。在自然垄断环节需要政府规制，这一点已经达成共识。但是，各方面对于非完全竞争的公共基础设施领域是否要有一定的规制，意见并不一致，而实际上做法也各不相同。由于发电企业的规模效益比较明显，因此，在电力市场上大规模电力企业的效率比较高。在具有充分竞争的情况下，这些大企业可以发挥竞争优势，降低价格；而在缺乏有效竞争的情况下，这些企业则可能利用其垄断力量提高价格，损害消费者的利益。竞争是限制垄断的最好办法，但是在没有形成有效竞争以前，政府应该采取措施约束垄断力量。不仅是价格规制，还包括促进竞争和限制共谋等措施。

政府规制要在市场的稳定与效率之间进行选择。加州政府规制零售价格是为了保护小的消费者，却有可能使消费者脱离市场。放开批发价格，不仅是为了促进发电企业之间的竞争，也是因为大规模买主与发电企业具有谈判能力，具有对等的市场力量。但是如果买卖双方利益一体化，就会形成垄断力量。零售价格和批发价格的变化应该尽量同步。在进行价格规制时，价格要能够反映成本和供求关系，允许经营者经过努力可以盈利才能够鼓励投资者。因此，要增加规制价格的灵活性，既要能反应成本变化又能体现效率原则。零售价格应该与批发价格尽量同步变化。

作者：国务院发展研究中心技术经济研究部 吕薇

第二篇：电力体制改革之配售电投资机会分析报告160829

电力体制改革之配售电投资机会分析报告

总结：

有好的项目可以做，要具体项目具体分析（受客户资源用电量、持续稳定性、变压站初始投资额影响，因上网收费未定，差异也不明确）。

1、售电行业是一个由政策催生的行业，因此，受政策的影响较大，市场参与主体虽然放开，但由于电力行业关系到国计民生，而且电力行业不可能完全市场化，所以配售电行业未来的发展前景完全取决于政府的政策放开程度，关键因素是要有专业人员、要有好的项目、要有国家电网的人脉资源。

2、售电行业目前的盈利模式为购售电价差收入，未来的盈利方式包括围绕售电提供增值服务、能源管理（能源互联网）、大数据等。根据初步测算，售电公司每售一度电，能够获取0.03元毛利润，每年需销售近1亿度电才能达到盈亏平衡。若售电公司自建配电网，其收入还有一部分来源于过网费。根据初步测算，若按度电毛利润0.05元计算，一座110千伏变电站每年可实现毛利润1400万元，投资回收期为10年左右。

3、由于湖南省售电侧政策尚未出台，参照广东省市场数据测算，长沙市售电市场容量为12亿千瓦时，市场规模在3600万元，意味着至少需占有8%以上的市场份额才可能盈利。

4、由于电力体制改革目前处于试点阶段，具有区域性特征，因此可借助先进地区的经验，抢得先机，快速切入到本区域电力体制改革中（湖南省电力交易中心于今年6月13日才成立）。作为民营企业，建议联合地方国有电力企业、或有客户资源的园区政府、或多家用电大户，共同出资成立配售电公司，从而参与到该市场中来。

一、电力体制改革主要内容、进展情况及湖南省电改情况

（一）主要政策文件

2015年3-8月，中共中央国务院、发改委、国家能源局等部门发布了系列与新电改相关政策，稳步推进新一轮电力体制改革。

央发9号文及六大配套文件

《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》 《关于推进输配电价改革的实施意见》 《关于推进电力市场建设的实施意见》

《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》 《关于有序放开发用电计划的实施意见》 《关于推进售电侧改革的实施意见》

《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》

（二）进展情况

目前国家已经批复了多个试点省份，分别从综合电改试点、售电侧改革试点、输配电价改革试点、交易中心筹建等四个方面推进电改，试点省份分别为： 3个售电侧改革试点，分别为广东、重庆和新疆建设兵团；

4个综合性改革试点，分别为贵州、云南、广西和山西；

2批共19个输配电价改革试点，第一批为蒙西、湖北、安徽、云南、贵州、宁夏，第二批为北京、天津、冀南、冀北、山西、陕西、江西、湖南、四川、重庆、广东、广西和华北区域电网。

全国已宣布成立电力交易中心共计32家,包含两个国家级电力交易中心（北京、广州）。国家电网范围内成立27家，全部为电网独资；南方电网范围内成立5家,电网相对控股；全国省级行政区域仅有海南、重庆两地未公布成立电力交易中心。

（三）湖南省电改情况

湖南省电力体制改革进展较慢，目前《湖南省电力体制改革综合方案》正在制订中。湖南电力交易中心于6月15日设立，另外目前湖南省内共设立了40余家售电公司，但只有湖南新华供电有限公司和郴电国际实质开展了售电业务。

湖南作为第二批输配电价改革试点，按照国家发改委要求，电网成本监审工作即将在8月底结束，年底之前正式公布输配电价。

二、参与电力体制改革投资机会分析

根据9号文，社会资本参与电力体制改革机会主要在于参与售电侧改革，有两种形式，第一种设立独立的售电公司；第二种投资增量配电网并进行售电。

（一）售电侧改革参与主体

9号文中提出允许独立售电主体采取多种方式通过电力市场购电，包括向发电企业购电、通过集中竞价购电、向其他售电商购电等,主要包括三类参与主体：第一类是电网企业的售电公司；第二类是社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司；第三类是独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。具体可细化为如下六种售电主体：

（二）售电公司准入条件及组建程序

1、准入条件（1）按照《中华人民共和国公司法》，进行工商注册，具有独立法人资格。（2）资产要求。

①资产总额在2千万元至1亿元人民币的，可以从事年售电量不超过6至30亿千瓦时的售电业务。

②资产总额在1亿元至2亿元人民币的，可以从事年售电量不超过30至60亿千瓦时的售电业务。

③资产总额在2亿元人民币以上的，不限制其售电量。

④拥有配电网经营权的售电公司其注册资本不低于其总资产的20%。

（3）拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的设备、经营场所，以及具有掌握电力系统基本技术经济特征的相关专职专业人员，有关要求另行制定。

（4）拥有配电网经营权的售电公司应取得电力业务许可证（供电类）

2、组建程序（1）对于没有配网的售电公司的市场准入，实行注册认定，不需要取得行政许可。根据电改配套文件《关于推进售电侧改革的实施意见》，对市场主体采取以注册认定代替行政许可的准入方式，售电公司在完成工商登记后，只需要“一承诺、一公示、一注册、两备案”即可进入电力市场。

（2）有配网的售电公司，即配售电公司需要取得《供电营业许可证》和《电力业务许可证》。

依据现有法规、政策，配售电公司在进入电力市场时，首先要遵循与售电公司同样的程序，即“一承诺、一公示、一注册、两备案”。同时，还必须获得《供电营业许可证》和《电力业务许可证》（供电类）。《供电营业许可证》由国家发改委监制、省级经信委颁发，《电力业务许可证》（供电类）则由能源局派出机构颁发。

（三）售电盈利模式及利润水平

1、盈利模式

售电公司的核心业务是购售电，因此赚取购售电差价是售电公司的主要盈利模式。积极拓展合同能源管理、综合节能和用电咨询等多元化的增值服务也将是大部分售电公司的业务之一。售电公司通过购销差价方式能否盈利的关键在于对批发市场价格预判的准确性，以及与用户谈定的售电价格。因此需要有通晓电力市场政策与规则，掌握电力供需变化趋势，善于市场分析和风险控制，精于报价决策、套餐设计与现货操盘，擅长客户细分及客户关系管理等各类专业人才。

目前政策允许社会资本通过投资增量配电网，取得配电网运营权，从而参与到输配电改革中来。因此对于投资了配电网的社会资本，其收入的来源还有一部分为配电过网费。目前是单独收取还是参与整个输配电过网费的分成，尚不明确。

2、盈利测算

（1）独立的售电公司

独立的售电公司盈利主要来源购销是差价收入。由于湖南省不是售电侧改革试点省份，下面参考售电侧改革试点省份广东省相关数据进行测算。

截止今年7月底，2016 年广东售电竞争交易市场已经启动5个月，累计成交电量84.3 亿kWh，电厂平均让利0.103 元/kWh，即意味着售电公司可取得差价收入为0.103元/千瓦时。但此部分收入还不完全归售电公司所有，售电公司还需与用户进行分成。根据行业调研了解，3-6 月份第一批售电公司与用户签订的代理协议中只向用户让利约2 分/kWh，售电公司购售电价差能够达到约8 分/kWh。但7月份以来售电公司与用户的博弈有所转变，据了解近期签订的代理协议基本采取分成的方式，用户占7 成，售电公司仅占3 成，售电公司将绝大部分让利向用户转移是售电改革的长期趋势。

保守起见，我们假设售电公司取得的价差与用户进行3:7分成，即每售一度电，售电公司能够取得约0.03元毛利润。

另外，根据测算，组建售独立售电公司，包括工商登记、办公场所、车辆、售电软件、业务设计、人工成本等费用，一年的费用约280万元。

参考此标准，则售电公司每年需销售近1亿度电才能达到盈亏平衡。（2）投资增量配电网的售电公司

该类公司盈利有两块，一是来自于配电网的过网费收入，二是来自于售电差价收入。售电差价收入测算同上，下面主要对配电网的过网费收入进行测算。

①投资测算

投资配电网，需建造相应的变电站及电网。下面以投资建造一座110千伏变电站为例进行测算。

根据网络收集的发改委核准的110千伏变电站投资情况及各地110千伏变电站投资情况来年，投资110千伏变电站所需资金为5000-13000万元，具体视建设内容不同有差异（详见附件）。本变电站投资按7000万元计算（主变为两台5万千伏安）。

②盈利测算

盈利测算依据参考两地数据，即第一，参考郴电国际从南方电网购电并通过自己配电网进行销售，其度电毛利润大概在0.02元左右； 第二，根据国家发改委核准的 第一批输配电改革试点省份2016-2018年输配电电价（见附件），110千伏电度电价为0.1元/千瓦时。综合两者，我们假定自建配电网可取得过网费收入为0.05元/千瓦时。

假设110千伏变电站主变压器有效工作时间为12小时，有效功率按0.8折算，则每年可输配电2.8亿度电，可实现毛利润1400万元。由于期间费用数据暂时无法获知，并考虑到所得税情况，净利润按照毛利润的一半计算，即每年可实现净利润700万元。

②投资回报测算

则每年可实现投资回报率为10%，投资回收期为10年左右。

（四）长沙市售电市场容量 根据长沙市统计局数据，2015年长沙市全社会用电量为246.50亿千瓦时，同比增长8.4%，增速较去年同期回升7.1个百分点。由于湖南省售电侧改革政策尚未出台，下面参照广东省售电数据对长沙市售电市场容量进行估算。

据广东省电力行业协会官网报道，广东2016 年直购电总规模420 亿kWh，约占全年社会用电量的8%。其中包括：280 亿kWh 的长期协议额度，140 亿kWh 的月度竞价额度。2016 年广东售电市场竞争交易中，单个售电公司对应的竞争电量累计成交竞争电量上限不超过21 亿kWh。同时根据今年3-7月售电实际成交数据来看，售电公司成交量相对于总成交量（售电公司代理竞价成交量+大用户直购竞价成交量）的比率总体维持在60%以上的高位。

据此测算，长沙市可拿出来交易的用电量为20亿千瓦时（250亿千瓦时*8%），其中售电公司可取得售电量为12亿千瓦时（20亿千瓦时*60%）。若按度量0.03元/千瓦时的毛利测算，长沙市售电市场大概在3600万元左右（20亿千瓦时*0.03）。

（五）风险分析

售电公司在整个经营过程中，不同时期面临不同的风险及考验。

成立初期主要体现在一是对政策的研究及领会不深入，对市场的调研不透彻，对交易对方的评估不准确等，导致在交易市场不能达到预期效果;二是为做大市场占有率，提高签约用户数量，初期对用户的筛选不够严格，可能发生由于用户不能按计划履约，不能按时足额缴费等情况，影响售电公司的收益。

中期将面临人员素质提升及创新能力等挑战，一是采取何种方式开展培训，培养适应形势发展、具备创新能力和专业能力的营销队伍;二是如何做到满足用户潜在需求，提供精细化、个性化、专业化服务，稳定市场占有率。

后期将开展售电公司之间综合实力竞争。

金融服务部 2016年08月29日

第三篇：2015年电力体制改革配套文件：关于推进售电侧改革的实施意见

关于推进售电侧改革的实施意见

为认真贯彻《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)精神，现就推进售电侧改革提出以下意见。

一、指导思想和基本原则、工作目标(一)指导思想。

向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体，有利于更多的用户拥有选择权，提升售电服务质量和用户用能水平。售电侧改革与电价改革、交易体制改革、发用电计划改革等协调推进，形成有效竞争的市场结构和市场体系，促进能源资源优化配置，提高能源利用效率和清洁能源消纳水平，提高供电安全可靠性。

(二)基本原则。

坚持市场方向。通过逐步放开售电业务，进一步引入竞争，完善电力市场运行机制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，鼓励越来越多的市场主体参与售电市场。

坚持安全高效。售电侧改革应满足供电安全和节能减排要求，优先开放能效高、排放低、节水型的发电企业，以及单位能耗、环保排放符合国家标准、产业政策的用户参与交易。

鼓励改革创新。参与交易的市场主体采用公示和信用承诺制度，不实行行政审批。整合互联网、分布式发电、智能电网等新兴技术，促进电力生产者和消费者互动，向用户提供智能综合能源服务，提高服务质量和水平。完善监管机制。保证电力市场公平开放，建立规范的购售电交易机制，在改进政府定价机制、放开发电侧和售电侧两端后，对电网输配等自然垄断环节和市场其他主体严格监管，进一步强化政府监管。

二、售电侧市场主体及相关业务(一)电网企业。

电网企业是指拥有输电网、配电网运营权(包括地方电力公司、趸售县供电公司)，承担其供电营业区保底供电服务的企业，履行确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电的基本责任。当售电公司终止经营或无力提供售电服务时，电网企业在保障电网安全和不影响其他用户正常供电的前提下，按照规定的程序、内容和质量要求向相关用户供电，并向不参与市场交易的工商业用户和无议价能力用户供电，按照政府规定收费。若营业区内社会资本投资的配电公司无法履行责任时，由政府指定其他电网企业代为履行。

电网企业对供电营业区内的各类用户提供电力普遍服务，保障基本供电;无歧视地向市场主体及其用户提供报装、计量、抄表、维修、收费等各类供电服务;保障电网公平无歧视开放，向市场主体提供输配电服务，公开输配电网络的可用容量和实际使用容量等信息;在保证电网安全运行的前提下，按照有关规定收购分布式电源发电;受委托承担供电营业区内的有关电力统计工作。

电网企业按规定向交易主体收取输配电费用(含线损和交叉补贴)，代国家收取政府性基金;按照交易中心出具的结算依据，承担市场主体的电费结算责任，保障交易电费资金安全。鼓励以混合所有制方式发展配电业务。向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务。社会资本投资增量配电网绝对控股的，即拥有配电网运营权，同时拥有供电营业区内与电网企业相同的权利，并切实履行相同的责任和义务。

(二)售电公司。

售电公司分三类，第一类是电网企业的售电公司。第二类是社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司。第三类是独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。

售电公司以服务用户为核心，以经济、优质、安全、环保为经营原则，实行自主经营，自担风险，自负盈亏，自我约束。鼓励售电公司提供合同能源管理、综合节能和用电咨询等增值服务。同一供电营业区内可以有多个售电公司，但只能有一家公司拥有该配电网经营权，并提供保底供电服务。同一售电公司可在多个供电营业区内售电。

发电公司及其他社会资本均可投资成立售电公司。拥有分布式电源的用户，供水、供气、供热等公共服务行业，节能服务公司等均可从事市场化售电业务。

(三)用户。

符合市场准入条件的电力用户，可以直接与发电公司交易，也可以自主选择与售电公司交易，或选择不参与市场交易。

三、售电侧市场主体准入与退出(一)售电公司准入条件。

1.按照《中华人民共和国公司法》，进行工商注册，具有独立法人资格。

2.资产要求。

(1)资产总额在2千万元至1亿元人民币的，可以从事年售电量不超过6至30亿千瓦时的售电业务。

(2)资产总额在1亿元至2亿元人民币的，可以从事年售电量不超过30至60亿千瓦时的售电业务。

(3)资产总额在2亿元人民币以上的，不限制其售电量。(4)拥有配电网经营权的售电公司其注册资本不低于其总资产的20%。

3.拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的设备、经营场所，以及具有掌握电力系统基本技术经济特征的相关专职专业人员，有关要求另行制定。

4.拥有配电网经营权的售电公司应取得电力业务许可证(供电类)。

(二)直接交易用户准入条件。

1.符合国家产业政策，单位能耗、环保排放均应达到国家标准。2.拥有自备电源的用户应按规定承担国家依法合规设立的政府性基金，以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴和系统备用费。

3.微电网用户应满足微电网接入系统的条件。(三)市场主体准入。

1.符合准入条件的市场主体应向省级政府或由省级政府授权的部门申请，并提交相关资料。2.省级政府或由省级政府授权的部门通过政府网站等媒体将市场主体是否满足准入条件的信息及相关资料向社会公示。

3.省级政府或由省级政府授权的部门将公示期满无异议的市场主体纳入公布的市场主体目录，并实行动态管理。

4.列入目录的市场主体可在组织交易的交易机构注册，获准参与交易。在新的交易机构组建前，市场主体可先行在省级政府或由省级政府授权的部门登记。有关市场主体准入、退出办法另行制定。

(四)市场主体退出。

1.市场主体违反国家有关法律法规、严重违反交易规则和破产倒闭的须强制退出市场，列入黑名单，不得再进入市场。退出市场的主体由省级政府或由省级政府授权的部门在目录中删除，交易机构取消注册，向社会公示。

2.市场主体退出之前应将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜。

四、市场化交易(一)交易方式。

市场交易包括批发和零售交易。在交易机构注册的发电公司、售电公司、用户等市场主体可以自主双边交易，也可以通过交易中心集中交易。拥有分布式电源或微网的用户可以委托售电公司代理购售电业务。有关交易方式另行制定。

(二)交易要求。

参与交易的有关各方应符合电力市场建设的有关规定，到交易机构注册成为市场交易主体。市场有关各方应依法依规签订合同，明确相应的权利义务关系，约定交易、服务等事项。参与双边交易的买卖双方应符合交易的有关规定，交易结果应报有关交易机构备案。

(三)交易价格。

放开的发用电计划部分通过市场交易形成价格，未放开的发用电计划部分执行政府规定的电价。市场交易价格可以通过双方自主协商确定或通过集中撮合、市场竞价的方式确定。参与市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价(含线损和交叉补贴)、政府性基金三部分组成。

输配电价由政府核定，暂未单独核定输配电价的地区，可按现行电网购销价差作为电力市场交易输配电价。

(四)结算方式。

发电公司、电网企业、售电公司和用户应根据有关电力交易规则，按照自愿原则签订三方合同。电力交易机构负责提供结算依据，电网企业负责收费、结算，负责归集交叉补贴，代收政府性基金，并按规定及时向有关发电公司和售电公司支付电费。

五、信用体系建设与风险防范(一)信息披露。

建立信息公开机制，省级政府或由省级政府授权的部门定期公布市场准入退出标准、交易主体目录、负面清单、黑名单、监管报告等信息。市场主体在省级政府指定网站和“信用中国”网站上公示公司有关情况和信用承诺，对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报。

(二)信用评价。

建立市场主体信用评价机制，省级政府或由省级政府授权的部门依据企业市场履约情况等市场行为建立市场主体信用评价制度，评价结果应向社会公示。建立黑名单制度，对严重违法、违规的市场主体，提出警告，勒令整改。拒不整改的列入黑名单，不得再进入市场。

(三)风险防范。

强化信用评价结果应用，加强交易监管等综合措施，努力防范售电业务违约风险。市场发生严重异常情况时，政府可对市场进行强制干预。

(四)强化监管。

国家能源局和省级政府应加强市场主体和交易机构的市场行为的监管，建立完善的监管组织体系，及时研究、分析交易情况和信息以及公布违反规则的行为。

六、组织实施(一)分步推进。

在已核定输配电价的地区，鼓励社会资本组建售电公司，开展试点工作。在未核定输配电价的地区，因地制宜放开售电业务，可采取电网购销差价不变的方式开展用户直接交易。在及时对改革试点工作进行总结的基础上，逐步在全国范围内放开所有售电业务。

(二)加强组织指导。

国家发展改革委、工业和信息化部、财政部、环境保护部、国家能源局等有关部门加强与试点地区的联系与沟通，通力合作、密切配合，切实做好售电侧改革试点相关工作。各省级政府要高度重视，加强领导，建立健全工作机制，全面负责本地区改革试点工作，协调解决改革工作中的重大问题。试点地区要按照电力体制改革总体部署，编制工作方案、配套细则，报国家发展改革委、国家能源局备案。要对改革试点情况定期总结，及时上报，推动改革不断深入。国家发展改革委会同国家能源局要对全国试点地区改革工作总体情况进行及时总结，宣传典型做法，推广改革成功经验。

(三)强化监督检查。

国家发展改革委、国家能源局会同有关部门及时掌握试点地区改革动态，加强指导、协调和督促检查，依据相关法律法规和监管要求对售电市场公平竞争、信息公开、合同履行、合同结算及信用情况实施监管。对改革不到位或政策执行有偏差的及时进行纠正，防止供应侧和需求侧能耗、排放双增高。

试点地区要及时检查指导各项试点探索工作。对在改革过程中出现的新情况、新问题，要积极研究探索解决的办法和途径，重大问题及时报告，确保改革的顺利进行。建立电力交易督查机制，对各类准入交易企业的能耗、电耗、环保排污水平定期开展专项督查，及时查处违规交易行为，情节严重的要追究相关责任。

国家能源局派出机构和省级有关部门依据相关法律法规，对市场主体准入、电网公平开放、市场秩序、市场主体交易行为、电力普遍服务等实施监管，依法查处违法违规行为。

第四篇：2017政府工作报告的电力抓好电力体制改革 开放竞争性业务 去煤电产能5000万千瓦

2017政府工作报告的电力：抓好电力体制改革 开放竞争性业务 去煤电产能5000万千瓦

2017年3月5日上午9点，十二届全国人大五次会议开幕会召开，李克强总理作2017年政府工作报告。

一、2016年工作回顾

着力抓好“三去一降一补”，供给结构有所改善。以钢铁、煤炭行业为重点去产能，全年退出钢铁产能超过6500万吨、煤炭产能超过2.9亿吨，超额完成目标任务，分流职工得到较好安置。支持农民工在城镇购房，提高棚改货币化安置比例，房地产去库存取得积极成效。推动企业兼并重组，发展直接融资，实施市场化法治化债转股，工业企业资产负债率有所下降。着眼促进企业降成本，出台减税降费、降低“五险一金”缴费比例、下调用电价格等举措。加大补短板力度，办了一批当前急需又利长远的大事。

加强生态文明建设，绿色发展取得新进展。制定实施生态文明建设目标评价考核办法，建设国家生态文明试验区。强化大气污染治理，二氧化硫、氮氧化物排放量分别下降5.6%和4%，74个重点城市细颗粒物(PM2.5)年均浓度下降9.1%。优化能源结构，清洁能源消费比重提高1.7个百分点，煤炭消费比重下降2个百分点。推进水污染防治，出台土壤污染防治行动计划。开展中央环境保护督察，严肃查处一批环境违法案件，推动了环保工作深入开展。

三、2017年重点工作任务

(一)用改革的办法深入推进“三去一降一补”。要在巩固成果基础上，针对新情况新问题，完善政策措施，努力取得更大成效。

扎实有效去产能。今年要再压减钢铁产能5000万吨左右，退出煤炭产能1.5亿吨以上。同时，要淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上，以防范化解煤电产能过剩风险，提高煤电行业效率，为清洁能源发展腾空间。要严格执行环保、能耗、质量、安全等相关法律法规和标准，更多运用市场化法治化手段，有效处置“僵尸企业”，推动企业兼并重组、破产清算，坚决淘汰不达标的落后产能，严控过剩行业新上产能。去产能必须安置好职工，中央财政专项奖补资金要及时拨付，地方和企业要落实相关资金与措施，确保分流职工就业有出路、生活有保障。

(二)深化重要领域和关键环节改革。要全面深化各领域改革，加快推进基础性、关键性改革，增强内生发展动力。

加快推进国企国资改革。要以提高核心竞争力和资源配置效率为目标，形成有效制衡的公司法人治理结构、灵活高效的市场化经营机制。今年要基本完成公司制改革。深化混合所有制改革，在电力、石油、天然气、铁路、民航、电信、军工等领域迈出实质性步伐。抓好电力和石油天然气体制改革，开放竞争性业务。持续推进国有企业瘦身健体、提质增效，抓紧剥离办社会职能，解决历史遗留问题。推进国有资本投资、运营公司改革试点。改善和加强国有资产监管，确保资产保值增值，把人民的共同财富切实守护好、发展好。

深化生态文明体制改革。完善主体功能区制度和生态补偿机制，建立资源环境监测预警机制，开展健全国家自然资源资产管理体制试点，出台国家公园体制总体方案，为生态文明建设提供有力制度保障。

(四)以创新引领实体经济转型升级。实体经济从来都是我国发展的根基，当务之急是加快转型升级。要深入实施创新驱动发展战略，推动实体经济优化结构，不断提高质量、效益和竞争力。

大力改造提升传统产业。深入实施《中国制造2025》，加快大数据、云计算、物联网应用，以新技术新业态新模式，推动传统产业生产、管理和营销模式变革。把发展智能制造作为主攻方向，推进国家智能制造示范区、制造业创新中心建设，深入实施工业强基、重大装备专项工程，大力发展先进制造业，推动中国制造向中高端迈进。完善制造强国建设政策体系，以多种方式支持技术改造，促进传统产业焕发新的蓬勃生机。

(五)促进农业稳定发展和农民持续增收。深入推进农业供给侧结构性改革，完善强农惠农政策，拓展农民就业增收渠道，保障国家粮食安全，推动农业现代化与新型城镇化互促共进，加快培育农业农村发展新动能。

加强农村公共设施建设。实现农村稳定可靠供电服务和平原地区机井通电全覆盖。

(六)积极主动扩大对外开放。面对国际环境新变化和国内发展新要求，要进一步完善对外开放战略布局，加快构建开放型经济新体制，推动更深层次更高水平的对外开放。

扎实推进“一带一路”建设。坚持共商共建共享，加快陆上经济走廊和海上合作支点建设，构建沿线大通关合作机制。深化国际产能合作，带动我国装备、技术、标准、服务走出去，实现优势互补。加强教育、文化、旅游等领域交流合作。高质量办好“一带一路”国际合作高峰论坛，同奏合作共赢新乐章。

(七)加大生态环境保护治理力度。加快改善生态环境特别是空气质量，是人民群众的迫切愿望，是可持续发展的内在要求。必须科学施策、标本兼治、铁腕治理，努力向人民群众交出合格答卷。

坚决打好蓝天保卫战。今年二氧化硫、氮氧化物排放量要分别下降3%，重点地区细颗粒物(PM2.5)浓度明显下降。一要加快解决燃煤污染问题。全面实施散煤综合治理，推进北方地区冬季清洁取暖，完成以电代煤、以气代煤300万户以上，全部淘汰地级以上城市建成区燃煤小锅炉。加大燃煤电厂超低排放和节能改造力度，东中部地区要分别于今明两年完

成，西部地区于2020年完成。抓紧解决机制和技术问题，优先保障可再生能源发电上网，有效缓解弃水、弃风、弃光状况。加快秸秆资源化利用。二要全面推进污染源治理。开展重点行业污染治理专项行动。对所有重点工业污染源，实行24小时在线监控。明确排放不达标企业最后达标时限，到期不达标的坚决依法关停。三要强化机动车尾气治理。基本淘汰黄标车，加快淘汰老旧机动车，对高排放机动车进行专项整治，鼓励使用清洁能源汽车。在重点区域加快推广使用国六标准燃油。四要有效应对重污染天气。加强对雾霾形成机理研究，提高应对的科学性和精准性。扩大重点区域联防联控范围，强化应急措施。五要严格环境执法和督查问责。对偷排、造假的，必须严厉打击;对执法不力、姑息纵容的，必须严肃追究;对空气质量恶化、应对不力的，必须严格问责。治理雾霾人人有责，贵在行动、成在坚持。全社会不懈努力，蓝天必定会一年比一年多起来。

3月5日，李克强总理作政府工作报告，要点如下：

一、去年工作不容易，“十三五”实现良好开局

取得了不少成就，政府主要做了八项工作。

经济稳中向好：工业企业利润由上年下降2.3%转为增长8.5%。

全年城镇新增就业1314万人。

全国居民人均可支配收入实际增长6.3%。

还有困难和问题：一些地区严重雾霾频发;一些重大安全事故令人痛心;涉企收费多，群众办事难等问题仍较突出。

二、今年目标

国内生产总值增长6.5%左右，在实际工作中争取更好结果;

居民消费价格涨幅3%左右;

城镇新增就业1100万人以上(比2016年还多100万人)，城镇登记失业率4.5%以内;

单位国内生产总值能耗下降3.4%以上;

再减少企业税负3500亿元左右、涉企收费约2000亿元;

再减少农村贫困人口1000万以上;

实现进城落户1300万人以上。

三、今年几项重点工作

去产能：再压减钢铁产能5000万吨左右，退出煤炭产能1.5亿吨以上。

去库存：三四线城市要支持居民自住和进城人员购房需求;房价上涨压力大的城市要合理增加住宅用地。

降成本：扩大小微企业享受减半征收所得税优惠范围，大幅降低企业非税负担。

国企改革：基本完成公司制改革。深化混合所有制改革，在电力、石油等领域迈出实质性步伐。

投资：完成铁路建设投资8000亿元、公路水运投资1.8万亿元。

消费：促进电商、快递进社区进农村;扩大内外销产品“同线同标同质”实施范围。

创新：加快新材料、人工智能、第五代移动通信等技术研发和转化。

环保：重点地区细颗粒物(PM2.5)浓度明显下降。

医疗：实现异地就医住院费用直接结算。