欧盟国家售电市场的形成和发展

一、欧盟国家电力体制改革进程

1.第三能源法案的形成

欧盟国家从20世纪80年代英国电力市场化改革起步，2000年前后，欧盟各国相继推进电力市场化改革。欧盟各国最初选择的改革路径和方式各不相同，英、德、法、北欧几国、中东欧各国都有区别。经过多年的探讨，各国在核心问题上达成共识，即把竞争性业务（发和售）和垄断性业务（输和配）分离。2009年欧盟第三能源法案形成，最终统一了欧盟各国电力体制改革的主要框架。相对于第一和第二能源法案，第三能源法案的形成过程反映了欧洲能源市场化改革循序渐进和协调统一的过程。

1996年的第一能源法案（96/92/EC指令）开启了欧盟范围市场化改革的进程。第一能源法案要求对垂直一体化（完全或部分）公司进行发、输、配、售电业务的帐户分离；对于垄断环节——电网（输配电），允许电网公司为单一购买者模式和TPA模式并存；发电业务放开；对三分之一用户开放售电商选择权；跨国电力交易由原来的垄断方式改为企业间商谈方式；对成立独立监管机构未作规定。

第三方准入（TPA-ThirdPartyAccess），广义上指买方和卖方通过第三方平台直接交易。在电力工业中，发电的是卖方，用户或售电公司就是买方，通过电网进行交易，电网就是第三方平台。天然气领域也是如此。因此，实现TPA也是指实现竞争环节（发售电）和垄断环节（输配电）的分离。监管的TPA（rTPA）是指过网费由监管机构确定，商定的TPA是指过网费由多家商定。

2003年第二能源法案（2003/54/EC指令）在总结经验的基础上，进一步促进市场化改革。第二能源法案要求对完全或部分垂直一体化公司进行发、输、配、售电业务的法律意义上的分离：分拆为独立的子公司（有限或上市公司）；对于电网（输配电）垄断环节，统一采用监管的TPA模式；2004年对除居民用户外的所有用户开放售电商选择权，2007年对所有用户开放售电商选择权；对跨国电力交易实施监管；各国成立监管机构；建立欧洲电力和天然气监管组（EuropeanRegulatorsGroupofElectricityandGas，ERGEG）。

各国能够在第三能源法案形成过程中达成共识，主要是由于以下原因的推动：欧盟成员国之间可再生能源资源分布极不平衡，必须在更大范围内才可能消纳预计增加的可再生能源电力；提高可再生能源比重还要关闭一些常规化石能源发电项目，增加了发电成本，改变了电源和负荷的分布；为满足发展欧洲内部电力市场和可再生能源电力消纳的目标，到2020年需要新建330千伏及以上交流输电线路和直流线路44000公里；为缓解电价上涨的压力，更需要提高促进发电和售电环节的竞争，强化对垄断环节（输配电）的监管等。

2009年的第三能源法案组成如下：

（1）内部天然气市场通用规则［Directive2009/72/ECconcerningcommonrulesfortheinternalmarketinnaturalgas（GasDirective）］

（2）内部电力市场通用规则［Directive2009/73/ECconcerningcommonrulesfortheinternalmarketinelectricity（ElectricityDirective）］

（3）接入天然气输送网络条件条例［Regulation（EC）No715/2009onconditionsforaccesstothenaturalgastransmissionnetworks（GasRegulation）］

（4）接入输电网进行跨国电力交易条件条例［Regulation（EC）No714/2009onconditionsforaccesstothenetworkforcross-borderexchangesinelectricity（ElectricityRegulation）］

（5）建立能源监管机构合作局条例［Regulation（EC）No713/2009establishinganAgencyfortheCooperationofEnergyRegulators（ACERRegulation）］

其要点为：将垂直一体化公司的垄断业务拆分出来，允许成员国根据各自的国情采用拆分程度不同的方案，对配电业务只要求法律上的分离；各成员国必须建立独立的监管机构；建立欧盟能源监管机构合作局，促进欧盟统一市场的建立和监管；成立欧洲输电公司联合会（ENTSO-E），协调各成员国的电力发展规划和运行，制定欧盟电网发展规划；制定协调一致的电力市场和电网运行规则；加强用户保护，保证用户的选择权和弱势群体保护等。

2.欧盟国家统一能源市场改革进展

根据2014年10月欧盟委员会发布的进度报告，大部分欧盟国家（除2个国家外）实现了对电力和天然气市场通用规则向本国法律的转换，欧盟正在审核转换后的法律是否符合第三能源法案；欧盟国家近100个输电公司中已有96个输电公司已经按照第三能源法案规定的几种模式完成了拆分，几乎全部配电公司实现了法律意义上的拆分；欧洲能源市场融合和统一竞价方案的实施按计划有序进行，日前市场融合进展顺利，正在努力实现日内和辅助服务市场的融合，促进联网效益进一步发挥；配套电网运行和市场规则体系正在完善和实现标准化。尽管取得很大进展，但相比欧盟原定制定的实现统一能源市场的目标仍然有很长的路要走。

二、欧盟国家配售电行业体制现状

1.欧盟国家配电业务拆分

电力体制改革之前，欧洲国家的电力企业大都是垂直一体化的，第三能源法案对垂直一体化企业的定义是垄断业务和竞争业务至少分别有一项。第三能源法案的最重要的一点就是要将竞争和垄断业务分离，对用户数超过10万户的垂直一体化企业中的配电业务要求至少进行法律上的拆分，并接受监管机构的监管，孤立小电网不在此例。未要求拆分的其他垂直一体化企业要求其垄断业务、竞争业务以及非电业务要实现帐户分离，以便于必要时进行监管，防止发生交叉补贴、用户歧视和扭曲市场等行为。目前，各成员国的都已完成了大于10万用户的垂直一体化企业中配电业务的法律拆分，一部分国家还对部分小型企业的配电业务也进行了法律拆分。

欧洲监管机构理事会对各成员国配电业务拆分情况进行了问卷调研，并于2013年4月发布了调研报告。根据调研报告，共有24个国家反馈了问卷，主要情况归纳如下。

很多国家配电公司众多，但大部分又是小于10万用户的小型配电公司，需要对垂直一体化企业进行法律分离的配电公司数量上很少。配电公司数量最多的德国拥有883家配电公司，需要进行法律拆分的只有103家；数量位居第二和第三的西班牙和捷克分别拥有342家和308家配电公司，需要进行法律拆分的仅分别有6家和3家。

图1.各成员国配电公司总数和小型配电公司数量

报告对法律拆分后的配电公司的财务、人力、资产、技术资源及组织结构是否能很好提供配电服务的能力进行了调研。参加调研的24个国家中，11个国家表示财务和人力资源充足，5个国家表示基本充足；12个国家表示组织结构有变化，结构变化主要是部门的合并或外包，通常将客户服务、呼叫中心及信息进行外包，需要新增人力资源、财务和其他行政部门，10个国家则表示没有变化。

2.欧盟国家售电公司现状

根据欧盟能源监管机构2013年统计结果，几乎半数的欧盟国家的售电公司数量在10家以下，拥有97家售电公司的瑞典是数量最多的国家，英、法、德分别拥有20、10、29家售电公司（图2）。

图22013年售电公司数量（见蓝圈对应的数字）

各国的市场集中度则一定程度反映的售电市场的竞争性。图3的指标CR4是指前4家最大的售电公司售电量的市场占比，英国CR4达到100%，德国为41%。

图32013年售电市场集中度（见左纵轴CR4%）

不可否认，规模效益使大型售电公司具有更强的竞争力。从欧盟范围看，2013年15家大型售电公司售电量占比达到53%，排名前4的EDF、Endesa\ENEL、E.ON和RWE分别占比16%、8%、6%和6%（见图4左图）；15家售电公司实现了跨国经营，英国、比利时和匈牙利的国外售电公司几乎占领了售电市场（见图4右图）。

图4大型售电公司占比及跨国售电情况

三、欧盟国家售电市场运行情况

1.售电市场价格

2013年，欧盟28国工业和居民税后平均电价分别比上年增加2%和4.4%。居民电价几乎是工业电价的2倍，样本居民均价为20.01欧分/千瓦时，而工业均价为11.73欧分/千瓦时。工业电价之所以低的原因之一，是工业用户参与市场的程度更高。居民电价最高的国家是丹麦，达29.68欧分/千瓦时，最低是保加利亚，9.03欧分/千瓦时。

图52013年税前/税后工业和居民电价

2.售电市场交易品种

ACER对大部分欧盟国家首都的售电市场交易品种进行了统计分析。主要有以下品种：

固定电价：价格在一段期间内固定，通常为一年，与市场价格变化无关。仅北欧市场的固定周期为半年。

变化电价：根据市场价格变化的价格品种。仅北欧国家提供按照现货价格加售电收益的品种。

管制电价：监管部门批准电价的品种。仅法国的管制电价是变化的。

图62013年11～12月不同品种在各成员国首都城市售电量中占比

图6各国代码后的数字是交易品种。在已经签署的售电合同中，总体上固定电价品种比例较高，有851个品种，葡萄牙、比利时、意大利、匈牙利和德国首都以固定电价为主；变化电价品种有666个，含基于现货价格的品种，克罗地亚、爱尔兰、卢森堡、挪威和西班牙则以价格变化品种为主。

3.售电市场的竞争性分析

3.1批发和零售价差

一般来说，如果批零价差大，说明竞争不充分，会吸引新的售电公司进入而加强竞争，从而使价格下降。但实际上，各国情况的差异，有更多复杂的原因。例如：售电公司成本、市场波动性和成熟度、发售电双边长期合同、用电负荷水平、售电市场规模、垂直一体化公司不同业务板块的经营策略等。

图72008～2013年电价批零价差（蓝色为电价，黄色为气价）

如图7所示，批零价差一定程度上反映了售电公司运营成本，如何争取和留住客户。例如，用户切换率较高的英国、爱尔兰和荷兰，售电公司竞争激烈，需要更多营销和客户服务成本。户均用电量也对批零差价有影响，如瑞典，户均用电量几乎是欧洲平均水平的2倍，批零差价就相对较低。个别出现负值的国家，拉脱维亚和罗马尼亚，说明市场功能破坏，使监管风险增大，长此以往将最终对用户不利。图8显示，零售价的变化并不和批发价完全对应，2011～2013年批发价下降，而零售价上升，售电公司的价差也提高了。即使在一些无电价管制和市场集中度低的国家，反映售电市场的一些指标也比较好，批发和零售电价的关系曾一度认为是确定的，但售电公司的批零价差也在增长。只有挪威堪称“标杆”，批零价差是动态的，跟随现货市场的变化。

一般意义上，售电交易品种很多，大部分不能完全动态地和批发市场一致，这也是批零价差增长的原因之一。

图82008～2013年批发（黄线）、零售价（绿线）及价差（棒图）

3.2用户表现

用户表现是市场竞争性的重要因素，主要指标是用户切换率，即每年更换售电商的用户占总用户数的比率。居民用户不能像工业用户那样和售电公司谈合同，售电公司一般对居民用户提供标准形式和合同和条件，居民用户的切换对分析市场竞争性更有意义。图9比较了各国2013年居民用户切换率和2008～2012年4年平均切换率。

图92013年（蓝）和2008～2012年（黄）平均居民用户切换率的比较

2013年，切换率超过10%的国家有8个。大部分国家仍然较低，还有不少国家切换率为零。从切换率变化趋势看，大部分国家2013年比前4年均值有所增长。尽管如此，大多数国家改变过售电商的用户占全部用户比例仍然非常低，比例超过25%的国家有5个，依次分别是英国、比利时、挪威、葡萄牙和捷克（见图10）。

图102013年改变过零售商的用户（蓝为电力用户）占全部用户的比例

一般来说，售电市场开放较早的国家的用户切换率相对高于市场化改革较晚的国家；但也有个别例外，比利时和葡萄牙在近几年完全开放售电市场后，用户切换率甚至超过开放较早的国家。

在大多数成员国，用户可通过改变售电商而明显节省电费，根据分析和统计，将原有售电商和选择更便宜的售电商相比，2013年居民用户存在节省年费用为从16欧元（希腊）到378欧元（德国）的可能性。尽管有很大的潜在效益，但仍然有大量用户未改变售电商，这主要是：节约费用不清晰、难以选择的复杂电价结构、对配售分开的情况一无所知、对服务的担忧等。

对居民用户电价的管制仍然不同程度存在于部分成员国，尽管管制的方式和程度有所不同，至2013年底仍有15个国家对居民用户电价进行管制。

4.用户权益保护

第三能源法案在条款3中高度强调了用户权益保护，并要求将其转换为本国法律。主要是普遍服务、某些情况下的限制断电、计量、弱势用户保护的信息公开等方面。

4.1普遍服务

普遍服务是指用户有权接入电网，以合理、清晰、透明和无歧视的价格得到电力，并不能随意对用户断电。

为实现普遍服务，要求各成员国指定兜底售电公司。兜底售电公司的保护范围是居民用户，主要有以下三类:

第一类主要是涉及支付电费问题。居民用户未在市场上找到售电公司（A）或因未付费而被解除售电合同（B）；

第二类涉及配、售电公司问题。居民用户的售电公司破产或改行（C），吊销售电（D）或配电（E）执照；

第三类涉及用户懒惰行为。居民用户搬家时未选择售电公司（F），市场开放时未选择售电公司（G），售电合同到期（H）。

各国的保护范围有所不同，详见表1。只有1个国家未指定兜底售电公司（I）。

表12013年按兜底售电公司保护范围分类统计（国家个数）

各国在法律上，因用户欠费均规定了延后一定时间再实施断电的范围。最长的比利时，因地区而不同，在65～200天之间；最短的是斯洛文尼亚，只有10天；大部分国家在一个月左右。

4.2弱势群体保护

第三能源法案要求对弱势群体定义并实施保护，未做出明确定义。各国因情而异，一方面考虑个人状况，如年龄、健康、残疾等；另一方面考虑特定情况，如失业、经济危机持续时间等。具体保护措施大致有：大多数国家不允许对欠费弱势群体断电；优惠电价或申请社会福利的措施也较多采用；少数国家采用提供一定数量的免费电量或减免电价中的部分分量（电量费、税、其他费等）。

4.3信息公开

用户最关心的是电价信息，各国规定所有不同。对于固定电价合同，7个国家法律规定不允许价格；14个国家法律规定价格变化要在15～90天内提前告知，有些国家则未规定提前通知的时间。对价格变化合同，11个国家对提前通知价格变化的时间做了法律上的规定。几乎所有国家的收费帐单上包含了足够的信息，主要有：电价结构、售电商转换、配售公司情况、实际及预计用电量、付费方式、电量结构、合同期限、单点联络和争议解决方式等。

4.4改变售电商

改变售电商是用户从市场获益的主要方式，也反映了市场的竞争程度，改变售电商实现的时间越短。市场竞争则越充分。第三能源法案要求3周内完成用户对售电商的改变。各国在法律上均做出了规定，满足第三能源法案的要求。

图112013年改变售电商允许实现时间（蓝色为法律规定、黄色为实际情况）