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電改的進展與問題專家觀點摘錄
來源: | 發布日期:2017-03-28 次 | 人氣:170
電改成績斐然但也存在諸多問題


國家發展改革委市場與價格研究所劉樹杰、楊娟:


新一輪電力市場化改革轟轟烈烈,從“降電價”角度看,成績斐然。但從市場化改革的核心——競爭性電力市場建設角度看,進展并不明顯。


第一,大用戶“直接交易”有利無責。從遵循“交易自由、自負其責”這一市場經濟的基本法則來看,現行大用戶“直接交易”,有“雙邊交易”之形,無“雙邊交易”之實:一是發電企業能夠與之直接交易的大用戶,并非基于市場選擇,而是由地方政府確定,具有明顯定向優惠性質。二是沒有“平衡機制”。被準入的大用戶們得到了降價的好處,但不平衡的責任卻仍由其他用戶承擔。因此,這樣的“直接交易”達到一定規模后,必將不可持續。“直接交易”的合理歸宿,取決于電力交易模式的選擇。


第二,“售電側切入”被稱為此輪電力體制改革的最大亮點,但這一“亮點”并不符電力市場化改革的內在邏輯。因為售電側競爭的前提是批發競爭,未建批發市場而推動零售競爭,零售競爭就是無源之水、無本之木。所以,盡管各試點地區售電企業如雨后春筍般涌現,但直至今日,真正有電可售的仍如鳳毛麟角,各地“售電側改革”試來試去,最終還是以“直接交易”為主要內容。


第三,電力交易中心定位不清。既然建立跨省區域電力市場,為何每個省都建電力交易中心?這些省電力交易中心與區域電力市場是什么關系?如果這都沒想清楚,是不是在浪費公共資源?我國的“電力交易中心”,不應糾纏于“控股”問題,而應把重點放在合理布局與功能定位上。在已布局跨省區域電力市場的地區,不應再建“省級電力交易中心”。在合理布局基礎上,還應基于交易模式確定其功能及其與系統運行機構的關系。“電力交易中心”定位為公共機構較為適宜。據此,所有的場內交易(無論是電力庫模式的單一現貨市場,還是“雙邊交易”模式中的日前市場和平衡市場),只應由一個機構組織,因而“電力交易中心”應與系統運行機構“合二為一”。


第四,電力市場建設的頂層設計并未得到應有重視。電力交易模式模糊不清、電力市場布局缺乏明確目標與實施路徑。


現行輸配電價改革與市場化貌合神離


中國社會科學院經濟政策研究中心副主任馮永晟:


現行輸配電價政策是否與市場化方向相適應?目前來看,似乎很難得到肯定結論,二者之間反而有貌合神離之嫌。正在逐步推行的輸配電價仍是基于普通商品規制定價理論的寬泛概念。由于此輪改革尚缺乏清晰的競爭性電力市場藍圖,使所謂的輸配電價成為一種混同多種電網服務的“打包電價”(經濟學意義上的混同均衡,由于能夠分別定價的服務取決于未定的市場機制設計,因此還不宜使用捆綁定價的概念),即將電網企業看作“黑箱”,一頭進去發電量,另一頭出來輸配電量,中間所需的除發電之外的各類系統服務都被包括在了輸配之中。遺憾的是,現行輸配電價政策顯然不是基于電力市場的電網服務定價理念,而是嫁接了普通自然壟斷行業的成本加成理念。現行輸配電價政策的定價是以傳統體制下電網企業定位為出發點,將系統和市場運營功能包括在了所有者功能之中,完全忽略了體制變化對電網企業功能和定位的可能影響,及由此導致的定價依據的變化。現行政策本質上并未體現電力行業和電力商品的特殊性。現行輸配電價政策與電力市場設計遠未有效銜接,很難稱之為電力市場化改革的一部分,最多是在完成自2002年以來應該但一直未完成的基本財務分離。


輸配電價政策的缺陷反映的是整個電改的問題。由于缺乏系統性設計和對各主要改革政策的綜合權衡、協調,輸配電價、市場交易、交易機構、售電側等改革實際上都是在各自為戰,其結果是隨著時間推移,各項改革均暴露出越來越多需要系統推進才能解決的問題,在某些領域,“退”和“進”甚至又重新成為討論的焦點,這不能不引起重視。更應該重視定價政策效果發揮所面臨的困難,以及對電力市場化進程的各類潛在影響,主要從三個方面考慮。第一,保持傳統電網投資激勵,政策推進面臨較大難度。第二,縮小競爭性市場設計的可選集合,制約改革路徑選擇。第三,適應經濟形勢變化需要,維持電力整體利益格局。


機制有效、可控的前提是讓電力市場充分發揮作用


國家發展改革委能源研究所高級研究員韓文科:此輪電改新的方向,將是以市場為主導的電力交易模式。沒有了政府計劃,就得要讓機制實施有力、有效、可控。而有效機制的前提,是在把握方向的基礎上,讓電力市場充分發揮作用。把握方向,即是保證市場化的方式。


在具體領域,就需要讓市場規律發揮作用。比如可再生能源領域,我們需要明確“電力市場首先以市場為主”的理念,把可再生能源落實在電力市場的設計中。未來,當電力市場在運行中,不用額外的政策,就可以體現其優先權,讓光伏、風電、水電等能源根據不同特點,在市場交易中呈現出自己真正的價值,最終實現更多的消納。


電力行業作為能源領域的一個核心,與上下游存在著聯動作用。因此,只有堅持市場調節,才能以電力改革帶動能源行業改革,最終讓煤炭、石油、可再生能源等諸多環節進入良性循環中。當前,隨著電力市場推動逐漸深入,煤炭行業也已經反饋出很多市場化的信號。比如煤炭的價格、煤炭的供需、煤炭質量要求。


下一步,“接地氣”“市場化”帶來的新挑戰,將是監管。當前,電改相關的政策對于監管的要求非常明確,相對專業、相對獨立的管理方式,增加了管理的可信性和權威性。但我認為,監管是否有效,更大程度上取決于出手能否及時。在如何及時監管的問題上,美聯儲的經驗值得借鑒。


而電力市場的監管,應該從建立市場的初期同步進行,不能等到市場建立到一定成熟才出現。在監管的模式上,應當堅持相對獨立和有針對性的原則,不能籠統化,也不應過于強勢。無論是監管還是放松,兩者是相輔相成的。


不能因爭權耽誤電改成敗要有衡量標準


清華大學教授夏清:


新一輪電力體制改革持續至今,售電市場的放開令人矚目。實際情況是,在售電主體積極參與下,雖然大用戶直購電已經形成一定體量,但也暴露出很多問題,甚至可以用舉步維艱來形容。


“九號文”發布至今,相關部門出臺了很多配套文件,但在改革進行中,有三大矛盾不能回避,在各方博弈中,反而耽擱了電力體制改革的進程。


一是各級政府不同部門間不協同,如國家發展改革委內不同部門,地方政府的經信委、發改委之間的不協同等等。


二是中央政府和地方政府對改革目的、手段的理解存在差異。中央政府希望通過市場來配置資源;而地方政府理解僅僅是降電價,希望通過推動電力市場降價,改善投資環境,防止經濟下滑,而不是由市場形成價格,讓價格調節市場的供求關系。


三是電力企業與政府之間的博弈,前者希望形成國家與省級市場的架構,而后者則希望以區域市場為主;前者希望成立電網公司全資公司的交易機構,而后者希望成立股份制的交易機構。這些矛盾的本質是爭奪對電力資源配置的權利。事實上,交易機構是市場規則的執行者,不應該有任何利益相關方參股;對市場規則的訴求應在市場管理委員會上表達。如果我們在改革的初期,糾纏于交易機構的股權,可能整個改革跑偏、走彎路,而且不要給未來交易機構真正獨立留有后遺癥。是搞國家電力市場還是區域市場,應該尊重市場成員的選擇權和市場自然發育過程,哪一級市場交易量做大了,這個市場就形成了。當前我們不應糾纏于做市場的權利,而是應考慮如何讓市場盡快的動起來。


有必要對地方主導的改革進行強制約束


廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強:從具體執行來看,目前新電改似乎主要由地方政府來牽頭推進,現在看來存在一些問題。以省為基礎進行電力體制改革,主要成果通過交易電價大幅度下降,可能更傾向從地方自身利益、本地供需情況來考慮問題,希望把較低的電價轉移到當地實體經濟當中去,這與電力改革要打破省間壁壘的初衷可能背道而馳。不過,一旦電力供給緊張,或者煤價再大幅度上漲的話,地方政府會不會倒過來為市場化改革設置各種各樣的障礙?因此需要由中央進行有效的頂層設計,電改必須能夠推進協調區域之間的能源資源流動和配置,在這些問題上,有必要對地方主導的改革進行強制約束。地方電力改革不能各行其是,甚至可能是綁架電改,讓改革碎片化,必須要與中央的電力改革原則和頂層設計的精神保持一致,將地方經濟發展納入整體改革的大盤子統籌考慮,才能實質性推動改革進程,并真正享受到改革紅利。


建立對電網企業成本和投資監管的體制機制


中國人民大學國家發展與戰略研究院教授鄭新業:


電改急需應對的一個挑戰,是對電網企業的監管問題。


改革文件對監管要求說得太死了,“準許成本加合理收益”原則,本質上就是成本價格定價法,這種監管方法有一個出了名的壞處:只要核定的收益率比企業融資成本高,企業就有動機去借錢擴充資產,這會導致電網企業的資產不斷膨脹,降低其運行效率。這種監管辦法還會遭遇“準許成本”不可監管性挑戰。


目前來看,電力監管面臨著沒有法源、沒有人力、沒有資金的窘境,實際上就是“黔之驢”,根本沒有辦法對被監管對象形成威懾力。尤其是在電力這種專業性極強的領域,行標就是國標,企業不遵守規則的可能性更大。因此,將更多的激勵性監管措施引入電改、不斷完善相關法律法規、擴充監管力量、培育第三方獨立評估機構,是未來落實“管住中間”原則不得不進行的工作。


建立對電網企業成本和投資監管的體制機制。首先,大力加強輸配電監管能力建設。其次,開展輸配電成本激勵性監管試點。由于電力生產或輸配企業與電力價格監管部門之間信息不對稱,電力成本核算和監審面臨重大挑戰。從國際經驗看,“成本加成”定價法下,電力企業容易產生上下游利益輸送等問題。我國地區間電網建設步伐不一致,對電網投資的需求也存在差異,先在具備條件的地區探索開展輸配電成本激勵性監管試點切實可行。


再次,探索建立電網投資“準生證”制度。電網輸配電價格監審屬于事前監管,有效資產、準許收入、準入收益依賴于對監管期內投資、電量的預測。也就是說,未來輸配電成本的高低在很大程度上取決于當前的投資決策。


第四,建立電網非輸配電資產剝離機制。在改革輸配電價形成機制的過程中,電網企業輸配電成本的界定標準逐漸明確,與輸配電不相關的電網資產需要從電網企業剝離。為此,要完善輸配電成本核算制度、嚴格輸配電成本監審制度,減少可能發生的“利益輸送”。


電改要進一步提升電網企業生產率


中國社科院數量經濟與技術經濟研究所副研究員鄭世林:


就電力體制改革看,各方達成共識的是市場化的改革方向。以眼下最熱的售電側放開為例,目前來看,最積極的莫過于發電企業,而這類企業之所以愿意進入,并非因其有競爭的動力,而在于其能夠實現發售一體化,從而既可以提高發電效率,又能固化市場份額。但是,發售的一體化在帶來局部的、個別市場主體的收益時,卻未必能夠提升系統的資源配置效率和社會福利。實際上,目前普遍所理解的售電側放開更像是一種簡單的利益再調整。從整個電力市場的效率和社會福利角度而言,恐怕難說是積極的改進。


由此可見,電力體制改革必須重視方法論,從實際出發解決問題。未來進一步提升電網企業生產率,要在9號文的指導思想下,做到以下兩點:


一是堅持市場化改革方向,允許不同所有制企業進入。允許非國有經濟進入,有利于建立一個多種所有制并存的競爭性電力市場,且倒逼電力國企實行改革。


二是在零售側引入競爭因素,減少售電中介,做到直接到戶,改善對居民的售電“到戶服務”(抄表到戶、核算到戶、收費到戶、服務到戶),讓居民使用較低電價、享受較好電力服務。


強調清潔和高效發展使市場化改革與“能源雙控”同向


華北電力大學教授、中國能源政策研究中心主任王鵬:


為實現9號文件明確的既定改革任務,避免電力改革陷入泥潭,要求我們“跳出電力看電力”,實施“124”方案,具體講就是“堅定一個方向、把握兩個大局、抓住四個重點”。


一個方向,即堅持社會主義市場經濟改革方向,堅定不移推動電力工業市場化改革,使市場在資源配置中起決定性作用。


兩個大局,一是電力改革服務于經濟社會發展的大局。改革是否促進經濟社會發展、是否給人民群眾帶來實實在在的獲得感,是改革成效評價的根本標準;面對地方經濟發展的新形勢新問題,2017年電力改革應善用政治經濟學思維,“放開兩頭”和“管住中間”雙管齊下,通過市場有效競爭,通過有力、有效約束輸配電成本,維持和增強經濟社會發展的動能。二是電力改革服務于能源革命和供給側結構性改革大局。面對能源革命的迫切要求和既定的國家能源戰略及“十三五”能源規劃,2017年電力改革應更加強調清潔和高效發展,通過完善和創新制度,使市場化改革與“能源雙控”同向,支持環保高效機組通過直接交易多發電,支持可再生能源通過科學調度交易多發電。不斷優化調整節奏,與上下游行業密切協同,積極落實供給側結構性改革的舉措。


四個重點,一是繼續深化改革實踐。尊重基層首創精神,豐富電力改革內涵,支持廣東、重慶、云南、貴州、蒙西等地改革縱深發展,協調推動京津冀電力改革取得實質性突破,支持東北輔助服務專項試點務實探索,抓好100個左右新增配電業務專項試點落地,強化核定輸配電價的應用工作。二是加快完善符合中國國情的電力市場體系。各地區應根據電力資源、負荷特性、電網結構等因素,抓緊明確符合本地實際的電力市場分散式或集中式的具體模式,像抓中長期交易一樣抓現貨市場及輔助服務機制建設,銜接好規劃、投融資、建設、運營、退出等市場各環節;進一步明晰改革實操施工圖,給社會明確市場預期,早謀劃早落實。三是抓緊對重點省區開展電力改革成效評估工作。建立科學評價機制,對改革效果進行全面評估,是中央全面深化改革領導小組的明確要求。電力改革成效評估應立足于肯定成績、指出問題、以評促建,確保各地落實中發9號文件和國家發展改革委批復方案不走偏、不拖延。四是做好重大問題研究工作。面對深化電力體制改革和“放管服”改革中暴露出的一些突出問題,深入一線調查研究,務實而非本本主義地提出對策建議。加快能源行政管理體制優化調整問題研究,謀求通過新一屆政府可能的機構改革來解決。


通過電改解困可再生能源消納難題


國家發展改革委能源所能源系統分析研究中心研究員姜克雋:


作為二次能源的電力,承接著一次能源消費結構轉型的重擔,而電力體制改革成為解困可再生能源消納難的希望所在。


破解可再生能源消納難,可以在電改中引入清潔電力機制,即在電力傳輸的中端借鑒國際通行的綠色電力調度,在末端對各省清潔電力消費實行配額制。綠色電力調度是一種國際化選擇,我們可以引入。在做電力采購的時候,將可再生能源定價為零或很低的價格,使其在競價排序的時候,始終排在前列,電力客戶最先使用的也都是可再生能源,之后才是其他能源,這就可以使可再生能源多發多用。


但在發電端,上網電價放開,意味著清潔能源要以低于自身成本的價格來與煤電競爭,促進清潔能源發展,補貼還得持續。應對清潔能源補貼缺口問題,有提高居民用電價格和對煤電征收碳稅兩種方式。其中,碳稅傳導機制可以有兩種,一是用征收的碳稅補貼可再生能源發電,預計千萬元碳稅即可解決現在的可再生能源補貼難題;二是改善現在的碳配額交易制度,實行一旦排放溫室氣體就征收碳稅,提升煤電企業發電成本,預計每度電成本增加3~5分錢,這樣可再生能源與煤電成本基本相當,增強了市場競爭力。


電力消費的最終趨勢是,煤電會主要擔任調峰的角色,但僅僅給予電量電價肯定不足以覆蓋其成本,可以按照國際通行的做法,給予煤電容量電價,讓煤電負擔的成本與社會其他產業成本達到一個平衡,從而實現能源安全與二氧化碳減排的雙重目標。

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