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专家指导 2017-06-20 15:52
中国电工网讯:
    电改成绩斐然但也存在诸多问题
 
    国家发展改革委市场与价格研究所刘树杰、杨娟:
 
    新一轮电力市场化改革轰轰烈烈,从“降电价”角度看,成绩斐然。但从市场化改革的核心——竞争性电力市场建设角度看,进展并不明显。
 
    第一,大用户“直接交易”有利无责。从遵循“交易自由、自负其责”这一市场经济的基本法则来看,现行大用户“直接交易”,有“双边交易”之形,无“双边交易”之实:一是发电企业能够与之直接交易的大用户,并非基于市场选择,而是由地方政府确定,具有明显定向优惠性质。二是没有“平衡机制”。被准入的大用户们得到了降价的好处,但不平衡的责任却仍由其他用户承担。因此,这样的“直接交易”达到一定规模后,必将不可持续。“直接交易”的合理归宿,取决于电力交易模式的选择。
 
    第二,“售电侧切入”被称为此轮电力体制改革的最大亮点,但这一“亮点”并不符电力市场化改革的内在逻辑。因为售电侧竞争的前提是批发竞争,未建批发市场而推动零售竞争,零售竞争就是无源之水、无本之木。所以,尽管各试点地区售电企业如雨后春笋般涌现,但直至今日,真正有电可售的仍如凤毛麟角,各地“售电侧改革”试来试去,最终还是以“直接交易”为主要内容。
 
    第三,电力交易中心定位不清。既然建立跨省区域电力市场,为何每个省都建电力交易中心?这些省电力交易中心与区域电力市场是什么关系?如果这都没想清楚,是不是在浪费公共资源?我国的“电力交易中心”,不应纠缠于“控股”问题,而应把重点放在合理布局与功能定位上。在已布局跨省区域电力市场的地区,不应再建“省级电力交易中心”。在合理布局基础上,还应基于交易模式确定其功能及其与系统运行机构的关系。“电力交易中心”定位为公共机构较为适宜。据此,所有的场内交易(无论是电力库模式的单一现货市场,还是“双边交易”模式中的日前市场和平衡市场),只应由一个机构组织,因而“电力交易中心”应与系统运行机构“合二为一”。
 
    第四,电力市场建设的顶层设计并未得到应有重视。电力交易模式模糊不清、电力市场布局缺乏明确目标与实施路径。
 
    现行输配电价改革与市场化貌合神离
 
    中国社会科学院经济政策研究中心副主任冯永晟:
 
    现行输配电价政策是否与市场化方向相适应?目前来看,似乎很难得到肯定结论,二者之间反而有貌合神离之嫌。正在逐步推行的输配电价仍是基于普通商品规制定价理论的宽泛概念。由于此轮改革尚缺乏清晰的竞争性电力市场蓝图,使所谓的输配电价成为一种混同多种电网服务的“打包电价”(经济学意义上的混同均衡,由于能够分别定价的服务取决于未定的市场机制设计,因此还不宜使用捆绑定价的概念),即将电网企业看作“黑箱”,一头进去发电量,另一头出来输配电量,中间所需的除发电之外的各类系统服务都被包括在了输配之中。遗憾的是,现行输配电价政策显然不是基于电力市场的电网服务定价理念,而是嫁接了普通自然垄断行业的成本加成理念。现行输配电价政策的定价是以传统体制下电网企业定位为出发点,将系统和市场运营功能包括在了所有者功能之中,完全忽略了体制变化对电网企业功能和定位的可能影响,及由此导致的定价依据的变化。现行政策本质上并未体现电力行业和电力商品的特殊性。现行输配电价政策与电力市场设计远未有效衔接,很难称之为电力市场化改革的一部分,最多是在完成自2002年以来应该但一直未完成的基本财务分离。
 
    输配电价政策的缺陷反映的是整个电改的问题。由于缺乏系统性设计和对各主要改革政策的综合权衡、协调,输配电价、市场交易、交易机构、售电侧等改革实际上都是在各自为战,其结果是随着时间推移,各项改革均暴露出越来越多需要系统推进才能解决的问题,在某些领域,“退”和“进”甚至又重新成为讨论的焦点,这不能不引起重视。更应该重视定价政策效果发挥所面临的困难,以及对电力市场化进程的各类潜在影响,主要从三个方面考虑。第一,保持传统电网投资激励,政策推进面临较大难度。第二,缩小竞争性市场设计的可选集合,制约改革路径选择。第三,适应经济形势变化需要,维持电力整体利益格局。
 
    机制有效、可控的前提是让电力市场充分发挥作用
 
    国家发展改革委能源研究所高级研究员韩文科:
 
    此轮电改新的方向,将是以市场为主导的电力交易模式。没有了政府计划,就得要让机制实施有力、有效、可控。而有效机制的前提,是在把握方向的基础上,让电力市场充分发挥作用。把握方向,即是保证市场化的方式。
 
    在具体领域,就需要让市场规律发挥作用。比如可再生能源领域,我们需要明确“电力市场首先以市场为主”的理念,把可再生能源落实在电力市场的设计中。未来,当电力市场在运行中,不用额外的政策,就可以体现其优先权,让光伏、风电、水电等能源根据不同特点,在市场交易中呈现出自己真正的价值,最终实现更多的消纳。
 
    电力行业作为能源领域的一个核心,与上下游存在着联动作用。因此,只有坚持市场调节,才能以电力改革带动能源行业改革,最终让煤炭、石油、可再生能源等诸多环节进入良性循环中。当前,随着电力市场推动逐渐深入,煤炭行业也已经反馈出很多市场化的信号。比如煤炭的价格、煤炭的供需、煤炭质量要求。
 
    下一步,“接地气”“市场化”带来的新挑战,将是监管。当前,电改相关的政策对于监管的要求非常明确,相对专业、相对独立的管理方式,增加了管理的可信性和权威性。但我认为,监管是否有效,更大程度上取决于出手能否及时。在如何及时监管的问题上,美联储的经验值得借鉴。
 
    而电力市场的监管,应该从建立市场的初期同步进行,不能等到市场建立到一定成熟才出现。在监管的模式上,应当坚持相对独立和有针对性的原则,不能笼统化,也不应过于强势。无论是监管还是放松,两者是相辅相成的。
 
    不能因争权耽误电改成败要有衡量标准
 
    清华大学教授夏清:
 
    新一轮电力体制改革持续至今,售电市场的放开令人瞩目。实际情况是,在售电主体积极参与下,虽然大用户直购电已经形成一定体量,但也暴露出很多问题,甚至可以用举步维艰来形容。
 
    “九号文”发布至今,相关部门出台了很多配套文件,但在改革进行中,有三大矛盾不能回避,在各方博弈中,反而耽搁了电力体制改革的进程。
 
    一是各级政府不同部门间不协同,如国家发展改革委内不同部门,地方政府的经信委、发改委之间的不协同等等。
 
    二是中央政府和地方政府对改革目的、手段的理解存在差异。中央政府希望通过市场来配置资源;而地方政府理解仅仅是降电价,希望通过推动电力市场降价,改善投资环境,防止经济下滑,而不是由市场形成价格,让价格调节市场的供求关系。
 
    三是电力企业与政府之间的博弈,前者希望形成国家与省级市场的架构,而后者则希望以区域市场为主;前者希望成立电网公司全资公司的交易机构,而后者希望成立股份制的交易机构。这些矛盾的本质是争夺对电力资源配置的权利。事实上,交易机构是市场规则的执行者,不应该有任何利益相关方参股;对市场规则的诉求应在市场管理委员会上表达。如果我们在改革的初期,纠缠于交易机构的股权,可能整个改革跑偏、走弯路,而且不要给未来交易机构真正独立留有后遗症。是搞国家电力市场还是区域市场,应该尊重市场成员的选择权和市场自然发育过程,哪一级市场交易量做大了,这个市场就形成了。当前我们不应纠缠于做市场的权利,而是应考虑如何让市场尽快的动起来。
 
    有必要对地方主导的改革进行强制约束
 
    厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强:
 
    从具体执行来看,目前新电改似乎主要由地方政府来牵头推进,现在看来存在一些问题。以省为基础进行电力体制改革,主要成果通过交易电价大幅度下降,可能更倾向从地方自身利益、本地供需情况来考虑问题,希望把较低的电价转移到当地实体经济当中去,这与电力改革要打破省间壁垒的初衷可能背道而驰。不过,一旦电力供给紧张,或者煤价再大幅度上涨的话,地方政府会不会倒过来为市场化改革设置各种各样的障碍?因此需要由中央进行有效的顶层设计,电改必须能够推进协调区域之间的能源资源流动和配置,在这些问题上,有必要对地方主导的改革进行强制约束。地方电力改革不能各行其是,甚至可能是绑架电改,让改革碎片化,必须要与中央的电力改革原则和顶层设计的精神保持一致,将地方经济发展纳入整体改革的大盘子统筹考虑,才能实质性推动改革进程,并真正享受到改革红利。
 
    建立对电网企业成本和投资监管的体制机制
 
    中国人民大学国家发展与战略研究院教授郑新业:
 
    电改急需应对的一个挑战,是对电网企业的监管问题。
 
    改革文件对监管要求说得太死了,“准许成本加合理收益”原则,本质上就是成本价格定价法,这种监管方法有一个出了名的坏处:只要核定的收益率比企业融资成本高,企业就有动机去借钱扩充资产,这会导致电网企业的资产不断膨胀,降低其运行效率。这种监管办法还会遭遇“准许成本”不可监管性挑战。
 
    目前来看,电力监管面临着没有法源、没有人力、没有资金的窘境,实际上就是“黔之驴”,根本没有办法对被监管对象形成威慑力。尤其是在电力这种专业性极强的领域,行标就是国标,企业不遵守规则的可能性更大。因此,将更多的激励性监管措施引入电改、不断完善相关法律法规、扩充监管力量、培育第三方独立评估机构,是未来落实“管住中间”原则不得不进行的工作。
 
    建立对电网企业成本和投资监管的体制机制。首先,大力加强输配电监管能力建设。其次,开展输配电成本激励性监管试点。由于电力生产或输配企业与电力价格监管部门之间信息不对称,电力成本核算和监审面临重大挑战。从国际经验看,“成本加成”定价法下,电力企业容易产生上下游利益输送等问题。我国地区间电网建设步伐不一致,对电网投资的需求也存在差异,先在具备条件的地区探索开展输配电成本激励性监管试点切实可行。
 
    再次,探索建立电网投资“准生证”制度。电网输配电价格监审属于事前监管,有效资产、准许收入、准入收益依赖于对监管期内投资、电量的预测。也就是说,未来输配电成本的高低在很大程度上取决于当前的投资决策。
 
    第四,建立电网非输配电资产剥离机制。在改革输配电价形成机制的过程中,电网企业输配电成本的界定标准逐渐明确,与输配电不相关的电网资产需要从电网企业剥离。为此,要完善输配电成本核算制度、严格输配电成本监审制度,减少可能发生的“利益输送”。
 
    电改要进一步提升电网企业生产率
 
    中国社科院数量经济与技术经济研究所副研究员郑世林:
 
    就电力体制改革看,各方达成共识的是市场化的改革方向。以眼下最热的售电侧放开为例,目前来看,最积极的莫过于发电企业,而这类企业之所以愿意进入,并非因其有竞争的动力,而在于其能够实现发售一体化,从而既可以提高发电效率,又能固化市场份额。但是,发售的一体化在带来局部的、个别市场主体的收益时,却未必能够提升系统的资源配置效率和社会福利。实际上,目前普遍所理解的售电侧放开更像是一种简单的利益再调整。从整个电力市场的效率和社会福利角度而言,恐怕难说是积极的改进。
 
    由此可见,电力体制改革必须重视方法论,从实际出发解决问题。未来进一步提升电网企业生产率,要在9号文的指导思想下,做到以下两点:
 
    一是坚持市场化改革方向,允许不同所有制企业进入。允许非国有经济进入,有利于建立一个多种所有制并存的竞争性电力市场,且倒逼电力国企实行改革。
 
    二是在零售侧引入竞争因素,减少售电中介,做到直接到户,改善对居民的售电“到户服务”(抄表到户、核算到户、收费到户、服务到户),让居民使用较低电价、享受较好电力服务。
 
    强调清洁和高效发展使市场化改革与“能源双控”同向
 
    华北电力大学教授、中国能源政策研究中心主任王鹏:
 
    为实现9号文件明确的既定改革任务,避免电力改革陷入泥潭,要求我们“跳出电力看电力”,实施“124”方案,具体讲就是“坚定一个方向、把握两个大局、抓住四个重点”。
 
    一个方向,即坚持社会主义市场经济改革方向,坚定不移推动电力工业市场化改革,使市场在资源配置中起决定性作用。
 
    两个大局,一是电力改革服务于经济社会发展的大局。改革是否促进经济社会发展、是否给人民群众带来实实在在的获得感,是改革成效评价的根本标准;面对地方经济发展的新形势新问题,2017年电力改革应善用政治经济学思维,“放开两头”和“管住中间”双管齐下,通过市场有效竞争,通过有力、有效约束输配电成本,维持和增强经济社会发展的动能。二是电力改革服务于能源革命和供给侧结构性改革大局。面对能源革命的迫切要求和既定的国家能源战略及“十三五”能源规划,2017年电力改革应更加强调清洁和高效发展,通过完善和创新制度,使市场化改革与“能源双控”同向,支持环保高效机组通过直接交易多发电,支持可再生能源通过科学调度交易多发电。不断优化调整节奏,与上下游行业密切协同,积极落实供给侧结构性改革的举措。
 
    四个重点,一是继续深化改革实践。尊重基层首创精神,丰富电力改革内涵,支持广东、重庆、云南、贵州、蒙西等地改革纵深发展,协调推动京津冀电力改革取得实质性突破,支持东北辅助服务专项试点务实探索,抓好100个左右新增配电业务专项试点落地,强化核定输配电价的应用工作。二是加快完善符合中国国情的电力市场体系。各地区应根据电力资源、负荷特性、电网结构等因素,抓紧明确符合本地实际的电力市场分散式或集中式的具体模式,像抓中长期交易一样抓现货市场及辅助服务机制建设,衔接好规划、投融资、建设、运营、退出等市场各环节;进一步明晰改革实操施工图,给社会明确市场预期,早谋划早落实。三是抓紧对重点省区开展电力改革成效评估工作。建立科学评价机制,对改革效果进行全面评估,是中央全面深化改革领导小组的明确要求。电力改革成效评估应立足于肯定成绩、指出问题、以评促建,确保各地落实中发9号文件和国家发展改革委批复方案不走偏、不拖延。四是做好重大问题研究工作。面对深化电力体制改革和“放管服”改革中暴露出的一些突出问题,深入一线调查研究,务实而非本本主义地提出对策建议。加快能源行政管理体制优化调整问题研究,谋求通过新一届政府可能的机构改革来解决。
 
    通过电改解困可再生能源消纳难题
 
    国家发展改革委能源所能源系统分析研究中心研究员姜克隽:
 
    作为二次能源的电力,承接着一次能源消费结构转型的重担,而电力体制改革成为解困可再生能源消纳难的希望所在。
 
    破解可再生能源消纳难,可以在电改中引入清洁电力机制,即在电力传输的中端借鉴国际通行的绿色电力调度,在末端对各省清洁电力消费实行配额制。绿色电力调度是一种国际化选择,我们可以引入。在做电力采购的时候,将可再生能源定价为零或很低的价格,使其在竞价排序的时候,始终排在前列,电力客户最先使用的也都是可再生能源,之后才是其他能源,这就可以使可再生能源多发多用。
 
    但在发电端,上网电价放开,意味着清洁能源要以低于自身成本的价格来与煤电竞争,促进清洁能源发展,补贴还得持续。应对清洁能源补贴缺口问题,有提高居民用电价格和对煤电征收碳税两种方式。其中,碳税传导机制可以有两种,一是用征收的碳税补贴可再生能源发电,预计千万元碳税即可解决现在的可再生能源补贴难题;二是改善现在的碳配额交易制度,实行一旦排放温室气体就征收碳税,提升煤电企业发电成本,预计每度电成本增加3~5分钱,这样可再生能源与煤电成本基本相当,增强了市场竞争力。
 
    电力消费的最终趋势是,煤电会主要担任调峰的角色,但仅仅给予电量电价肯定不足以覆盖其成本,可以按照国际通行的做法,给予煤电容量电价,让煤电负担的成本与社会其他产业成本达到一个平衡,从而实现能源安全与二氧化碳减排的双重目标。
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