9号文启动了新一轮电力体制改革，对于电力行业发、输、配、售等环节都将产生巨大影响。按照9号文“管住中间、放开两头”的总体框架，售电侧将引入更多市场竞争。介入下游售电业务成为市场化程度相对较高的发电企业极为关注的话题。日前，《中国能源报》记者就相关问题专访了华北电力大学能源与电力经济研究咨询中心主任曾鸣。

中国能源报：9号文出台以来，各方都进行了不少解读，但更多是着眼于电网方面。对于发电企业来讲，9号文会带来哪些机遇和挑战？

曾鸣：9号文提出“允许符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场，从事售电业务”，这的确是一大亮点。但是，售电业务放开将面临错综复杂的制约因素，有的因素不确定性比较高，有的因素地区性差别比较大。简言之，售电侧放开的复杂程度可能要远超此前的发电侧放开。 发电侧主要面对电网，售电侧则需面对多种用户，特别是居民用户。居民用户长期享受低电价的普遍服务，通常需要依靠交叉补贴来支撑。但这种补贴是暗补，到底需要补多少？补贴又将如何使用？这些都不透明。 通过综合分析，我们认为，电源企业介入售电业务是相对可行的。首先，电源企业多是国有企业，包括五大发电集团、各省属发电公司，所以即使在改革中出现了一些状况，如在制定具体细则时没有想到或者推动过程中产生了新问题等，也相对比较容易解决。同时，凡是进入售电业务的市场主体，现阶段都需承担一定的社会责任，不能完全唯利是图。而发电央企、国企原本就需要承担这类社会责任。这也是我们认为应该首先推动发电企业介入售电业务的最主要原因之一。 其次，不管规范与否，多个省份近年来都在试水大用户直购电。同时，9号文发布后，相关主管部门也将推出大用户直购电的实施细则。而大用户直购电与售电侧市场化是相关联的，前者是一个发电企业对一个大用户，后者是发电企业通过组建售电公司，形成一对多的局面。 换言之，让发电企业介入售电，既有利于“放开两头”，又有利于控制风险。

中国能源报：也就是说，发电企业今后可以自产自销，而此前相应的销售环节则由别人负责？

曾鸣：是的。 同时，包括此前我在《中国能源报》发表的梯诺尔寡头市场理论在内都认为，电力作为特殊商品，其寡头特征明显。不管是五大发电集团，还是各地能源投资公司，都存在操纵市场的可能，这将伤害消费者的利益，也意味着我们千辛万苦追求的“通过市场提高效率”将大打折扣。这也是我们在推动发电企业率先介入售电时的一个顾虑。所以，现在有关方面正在制定预防操纵市场的细则。 另外，发电公司介入售电业务还面临一个挑战，即他们没有终端售电环节的营销、计量、结算等人才队伍和管理平台。这些都不是发电公司的强项，所以还得需要付费委托供电公司来做。

中国能源报：那么发电企业可否招贤纳士，开展这类业务？

曾鸣：我个人不建议这么做，还是委托电网企业来做比较好。这也是我长期坚持的观点，即兜底性的售电公司不要参与竞争性业务；不允许竞争性售电公司架设电网，用户工程除外。 前者是为了保证公平竞争，因为它有数据方面的资源，可以为用户提供优化负荷曲线、节能减排等服务，从而网罗住客户，而其他企业根本没有能力与其竞争。所以，此后它们应该将数据对外开放。 后者是为了防止售电公司从目前的大垄断变为小垄断。如果竞争性售电公司架设了电网，根据电力特性，其用户是没有选择权的，这势必会形成小垄断。从经济学原理讲，小垄断比大垄断还要糟糕，即对于效率的损害更大，因为小垄断连规模效益都没有了。

中国能源报：发电公司该如何具体运作？

曾鸣：五大发电集团在各省都有分公司，过去主要负责发电，今后可以负责售电。 过去发电公司是圈河流、圈煤矿，现在则要圈用户。如何圈用户呢？这就需要他们提供能源高效利用的解决方案，而不仅仅是简单地卖电。 在发电企业介入售电的实施细则中，肯定会对这方面的内容进行规定，即发电企业要提供节能减排、提升效率、优化负荷曲线等服务。政府主要通过两个指标对其进行考核，即供电可靠性和用户用电效率。例如，如果今年的单位产品用电量同比上升，那就说明你的方案有问题；反之，若单位产品用电量同比下降，则说明用电效率提升，此时，用户会得到好处，从而也有利于发电企业笼络住用户，这是一种良性循环。现在有的个体加油站，靠送洗衣粉、饮料等礼品来粘住用户。但是发电公司不能采用这种方法，只能靠提供能源高效利用解决方案。

中国能源报：也就是说售电不能搞薄利多销？因为考核指标不是用电量，而是能效的提升？

曾鸣：是的。同时，发电企业做这些事情是通过竞争实现的。即发电公司要想开展售电业务，就得具有上述能力。如果不靠竞争而是靠小垄断，那么事情就糟糕了，这对用户的利益、行业的效率都会有巨大伤害。

中国能源报：虽然相对于电网企业，发电企业并不熟悉售电业务，但相对于其他企业，发电企业作为电力产业链上的一环，对电力又是相对熟悉的。这是否也是发电企业的一大优势？

曾鸣：没错。电源企业熟悉货源，只需找好用户就行。而其他企业还需要照顾好两端，即同时要跟电源和用户打交道，这相当于在批发市场上购货然后分销，两头有风险。从这方面讲，发电企业售电是有相对优势的。

中国能源报：进入下游售电领域后，发电企业的组织结构、盈利模式会产生哪些变化？

曾鸣：发电企业现有营销机构主要针对电网企业而设置，另外还要去地方政府跑发电计划。但今后会涉及各类用户，所以必须做出相应调整，例如在售电方面，就需要以客户为中心，满足客户的需求。 另外，我个人预测，随着发电企业进入售电业务的推进，发电企业和用户都将对电网提出新要求。例如，当前发电企业与用户都只能决定交易数量、价格，无权干涉调度，但将来肯定会涉及调度问题，如双方合同中可能会约定上午9点到11点按照某个负荷调度、下午3点到5点按另一个负荷调度。此时签订的是物理合同，而不仅仅是简单的金融合同。当然，这还是比较遥远的事情。

中国能源报：目前发电企业对于进入售电业务的态度积极吗？

曾鸣：五大发电、地方发电企业等都比较积极。但有一点需要特别提醒，即有的发电企业对于9号文的理解可能出现了偏差。例如，有的电厂计划专门为其周围几十公里内的用户架设电网直接供电。

中国能源报：这是典型的“魏桥模式”？

曾鸣：对。山东某电厂有8台机组，现在就计划拿出4台机组来做这件事。但这是不允许的。因为这会造成不公平、重复建设、环境污染、逃避交叉补贴。其中，交叉补贴问题极为突出。该模式势必导致优质用户被瓜分，谁还愿意为剩余的相对较差的用户供电呢？

中国能源报：这的确是个问题。如何解决？

曾鸣：首先要明确一点，交叉补贴的问题只能逐步解决。为了测算交叉补贴到底需要多少钱、谁补贴谁的问题，我们在交叉补贴问题较为突出的贵州省做过相关课题。我们发现，如果钢铁企业不再承担交叉补贴，而是选择大用户直购电，那么其电价会降低、生产成本会下降，企业竞争力和产品销售量会提升，进而推高当地GDP和税收，并间接转变为居民收入，从而增强居民的电价承受能力。按照我们的计算，大约还需要29亿元的补贴资金。在大用户直购电全面放开之后，因无法通过高电价来取得交叉补贴资金，所以需要国家事先准备29亿元的资金，并将其放在明处，由暗补改为明补，进而慢慢解决交叉补贴问题。

中国能源报：9号文是利好分布式能源的，那么发电企业会不会进一步介入分布式领域？

曾鸣：对，一定会。这不光是发电问题，还是分布式能源的发展问题。过去都是集中式，现在搞分布式，政策应该给予鼓励。 当前很多新建园区都可以建分布式，即自发自用，余量上网。需要注意的是，“兜底性的售电公司不要参与竞争性业务；不允许竞争性售电公司架设电网，用户工程除外”的说法，并不适用于分布式，因为分布式能源需要架设微网。

中国能源报：这让人想起了智能电网，那么智能电网和能源互联网是什么关系？

曾鸣：最近清华大学在香山组织了一次会议，国外的专家也来参加了。对于这个问题，大家争论了三天，结果谁都说服不了谁，不欢而散。 我现在是国家能源局国家能源互联网行动计划和产业联盟筹备组组长，最近开了不少会，我们也达成了一个共识，即不急于给能源互联网下定义，只说能源互联网有什么特征、有什么用。 个人认为，智能电网更多强调自身的自动化、智能化，能源互联网则更加注重与市场各方分享、对等；智能电网是基础，能源互联网依靠智能电网实现能源的整体优化。

中国能源报：按照9号文精神，对于企业的自备电厂情况会如何处理？

曾鸣：这是一个敏感话题。当前很多小电厂绞尽脑汁想把自己变成自备电厂。事实上，如果自备电厂是能源梯级利用的，就应该鼓励。同时，9号文既然规定用户可以自由选择供电商，那就没有理由限制自备，但前提是不能伤害他人利益。 所以，第一，不管容量大小，凡是燃煤发电机组，都要满足相应节能环保要求；第二，对于自备容量正好能满足自身需求的电厂，无须更多约束，但是，当自备容量小于自身需求时，需要大电网为其备用，这就需要支付备用服务费用；当自备容量大于自身需要时，企业不能向其周围用户卖电，以防导致小垄断。

中国能源报：这样来看，电改的确是比较复杂的事？

曾鸣：当然。但其中最难解决的还是交叉补贴。例如，居民用电现在实行阶梯电价，用得越多价格越高。但根据经济学原理，用得越多价格应该越低，因为边际成本是越来越低的。 目前居民电价确实较低，从节能方面讲，阶梯电价也是合理的。但我个人认为，最高阶梯电价涨到边际成本水平后就不应再涨了，因为此时已经不需要交叉补贴了