再谈电改：市场化打通各环节

“我们说要向雾霾等污染宣战，可不是说向老天爷宣战，而是要向我们自身粗放的生产和生活方式来宣战。”2014年3月13日上午，国务院总理李克强在人民大会堂的中外记者会上谈及雾霾时，掷地有声地说道。李克强说，这不仅是要让人民群众提高自身防护意识，更是给政府增加责任。今年我们主动加压，加大降耗力度，也就是确定能源消耗强度要下降3.9%，而去年实际完成是下降3.7%，这意味着要减少2.2亿吨煤炭消耗。要全面落实总理向全世界发出的郑重承诺，降低煤炭消耗，唯一的出路就是要调整传统能源结构，提高清洁能源在能源消费中的比重。正如李克强总理2月12日主持召开国务院常务会议，研究部署加强雾霾等大气污染治理时所强调的那样，在抓紧完善现有政策的基础上，要进一步加快调整能源结构。实施跨区送电项目，合理控制煤炭消费总量，推广使用洁净能源。国家的这一重大决策，无疑给电力行业施加了新的压力，提出了新的挑战。同时，也带来了前所未有的改革破困、提速发展的机遇。发电：促进多元化投资结构2014年全国两会期间，全国政协委员、中国电力投资集团公司(以下简称“中电投”)总经理陆启洲在接受媒体采访时透露，中电投将在今年启动混合所有制改革，将允许民资参股部分中电投旗下子公司和建设项目，民资参股比例将达三分之一。并强调，民资可以参股和投资中电投旗下的所有业务，中电投不会在业务上给民资设立苛刻的限制。陆启洲进一步解释，“要直接参股中电投母公司对民资来说不太现实。中电投目前的资产规模超过6000亿元，即便民资占比10%，也要600多亿元。普通民资企业暂时没有这个能力。”而开放子公司和建设项目给民资，可行性更高，同时可以发挥民资灵活性高、决策快等优势。2014年政府工作报告提出，优化国有经济布局和结构，加快发展混合所有制经济。同时，制定非国有资本参与中央企业投资项目办法，在金融、石油、电力、铁路、电信、资源开发、公用事业等领域，向非国有资本推出一批投资项目。混合所有制改革，特别是电力、石油等能源企业的改革动向，一直是两会代表委员和各界热议的话题，其焦点集中于投资形式、投资方向和参股比例等。在发电行业，民资主要集中在以太阳能发电和风力发电为主的新能源领域。民资在新能源领域的活跃，不仅刺激和促进了电力行业传统的经营机制，同时也促进了我国清洁能源的发展。然而，电力投资领域的市场机制并不完善，缺乏有效的市场激励，企业的利润往往取决于政府的政策，削弱了市场在发电行业中发挥的作用，出现盲目投资现象，这在近年来风力发电和太阳能发电等新能源领域的投资冷热交替中可见一斑。十八届三中全会后，在能源领域国家继续向市场、社会、企业放权，在更大程度、更广范围发挥市场在资源配置中的决定性作用。民营经济将继续体现在风力发电和太阳能发电等行业的优势，同时，随着市场范围的不断扩大，必然会进一步带来市场主体增多和供应增加，使竞争更加充分、更为完备，配置资源的效率更高，这已经成为各国电力市场建设的经验总结。输配：构建全国统一的电力市场2013年，上海市电力需求总量增长很快。尽管工业用电量在下降，但居民人均用电全国第一、服务业用电全国第一。自2013年9月29日上海自贸区挂牌成立后，上海浦东板块的用电量每月都会增长20%以上，这一增长大多来自金融等行业用电量的速猛增加。这虽然给上海电力供应带来了极大的压力，但并未出现“电荒”。全国人大代表、国网上海市电力公司总经理冯军将之归功于主要来自四川向家坝和浙江新安江、富川江水电等多方“外援”电力。我国的电力供需，尽管全国范围内总体平衡，但地区间电力富余与局部紧张并存。我国常规的电力能源资源主要以煤炭和水为主，其分布和区域经济发展很不均衡：约三分之二的煤炭资源分布在山西、内蒙古、陕西、新疆等西北部地区;约80%的水能资源分布在四川、云南、西藏等西南部地区;中东部及沿海地区的电力负荷占全国的三分之二以上，但能源资源却十分贫乏。因此，2014年全国两会上，以山西为代表的电力“富余”地区，呼吁建立电力外送通道;而来自江西、重庆等电力“紧缺”地区的代表，则希望外来电力助力本地经济发展。然而，长期以来，我国电力工业形成了“省为实体，就地平衡、分区域平衡”的发展模式。近年来，随着我国一次能源与用电需求分布不均衡的矛盾不断加剧，部分区域电网内原有的平衡格局已被打破，跨区域优化配置资源的需求更为迫切。因此，中国能源研究会副会长周小谦建议“构建全国统一电力市场，这样就能够让远水解近渴成为现实。”中国电力科学研究院副总工程师、北京市政协副主席、台盟北京市委主委蔡国雄也认为，与区域市场相比，构建全国统一的电力市场，更符合我国电力发展要求。此外，据蔡国雄介绍，水电、风电、光伏等可再生能源近年来发展势头迅猛。到2015年，全国常规水电、风电和太阳能发电将分别达到2.6亿千瓦、1亿千瓦和2100万千瓦;2020年，风电装机将超过2亿千瓦，光伏发电超过5000万千瓦。从地域分布来看，未来我国新增水电的80%分布在西南地区，风电的85%以上分布在“三北”地区，西北、内蒙古等地区的大型光伏电站占有较大份额。而这些清洁能源富集区的电力需求规模很小，仅靠区域内自身消纳难以支撑清洁能源的大规模开发。到2020年，我国需要跨区外送的水电规模将达到7600万千瓦，外送电量占全国水电总发电量的25%;需要跨区外送的风电规模将达到8000万千瓦，外送电量占全国风电总发电量的40%以上。相对于区域市场，国家市场优化配置资源的潜力更大、效率更高。我国电源分布的区域特征明显，区域内部发电资源互补性差，优化配置空间有限。而区域间由于互补性明显，跨区资源优化配置的潜力很大。煤电为主的华北、华东地区与水电为主的华中地区水火互济效益显著。华北、华东、华中等电力输入地区与东北、西北等电力输出地区，可以在大范围平衡电力供需、调剂余缺。此外，随着市场范围的不断扩大，还可以获得错峰避峰、跨流域补偿、减少备用等综合效益。因此，无论是缓解我国能源逆向分布的矛盾，打破电力供需区域间的不平衡，还是缓解中东部地区持续大范围的雾霾，提高清洁能源在我国一次能源中的比重，都让全国统一电力市场的构建显得尤为重要，更为迫切。需求：引入灵活的价格机制从2014年4月1日起，甘肃省开始执行峰谷分时电价。根据《国家发展改革委关于调整销售电价分类结构有关问题的通知》要求，《甘肃省电网销售电价说明》对各类电价的适用范围做了十分细致的划分，将电价分为居民生活用电价、大工业用电价、农业生产用电价、一般工商业用电价、趸售用电价等五大类。除农业排灌、趸售用电、行政事业单位、学校等规定部门不实行峰谷分时电价外，其他所有用户均执行峰谷分时电价办法。而省内居民用户在执行居民生活用电阶梯电价的同时，可以自主选择是否执行峰谷分时电价。实行峰谷分时电价将根据用户的月平均功率因数来调整电价，根据计算的月平均功率因数，高于或低于规定标准时，按照规定的分类电价计算出当月分类电费后，再按照“功率因数调整电费表”所规定的百分数计算增减电费，其中基金及附加不参与功率因数调整。电力改革最核心和敏感的问题就是电价问题，而我国的电价改革严重滞后。2003年，作为电力体制改革的配套方案，国务院颁布的《电价改革方案》(国办发[2003]62号)尚未完全贯彻执行。独立的输配电价还未形成，电价传导机制不健全，电价还不能反映资源稀缺程度和电力市场供求关系。特别是“十一五”期间，在煤炭等资源类产品价格大幅上涨的推动下，电价不仅不能反映资源稀缺性和供求关系，甚至不能反映发电成本。由于政府定价造成电价失真，价格无法有效地向下游传导，市场难以发挥在资源配置中的决定性作用，导致火电企业严重亏损，有些企业现金流断裂，无力组织生产，这也是造成这一时期缺电的原因之一。在这种情况下，资源价格市场化成为破解之策。《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》明确提出，凡是能由市场形成价格的都交给市场，政府不进行不当干预;将推进石油、天然气、电力领域价格改革，放开竞争性环节价格。由此可见，如果将“由政府定价到政府指导价”定义为我国能源价格的第一次电价改革，那这次“走向市场化”可以说是意义深远的第二次电价改革。随着2012年7月1日居民用电阶梯电价在全国试行，我国的第二次电价改革已启动。之后，2013年12月发改委进一步完善居民阶梯电价制度，要求各地区2015年年底前出台政策全面推行居民用电峰谷电价。阶梯电价实施后，一些地区居民用电增幅放缓，阶梯电价引导节约用电正效应初现。而峰谷分时电价，必将进一步刺激我国合理的消费用电方式，转变粗放式的电力消费，提升用能效率，从而有力推动能源结构调整。