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电改热的“冷思考”

2015-09-24 13:54:16 中国产经新闻报   作者: 曹红霞  

2015年3-8月,中共中央国务院、发改委、国家能源局等部门发布了系列与新电改相关政策,稳步推进新一轮电力体制改革。其中,关于清洁能源电价市场化、电力需求侧管理试点城市、输配电价格改革等政策,无疑都是在为售电侧的放开、新成立售电公司业务的展开铺设道路。

那么,用户直购电的市场准入、售电公司的责任权力、交易中心的具体职责及其监管问题、信息发布与结算程序、分布式发电市场准入与责任权利问题、规划的组织与实施及其运行机制的制定情况以及对参与企业有哪些要求及建议?带着这些问题,《中国产经新闻》记者专访了国家发改委能源研究所姜克隽主任。

记者:9号文件中指出,要放开输配以外的经营性电价;放开公益性调节以外的发电计划;放开新增配售电市场以及交易机构相对独立,并未提出具体工作的执行思路,近期相继又出台了一些文件,其可执行度情况是怎样的?

姜克隽:中国现在的电改肯定是要加速地往前推进,近期文件出台是其中的一个步骤。从总的进程上来讲,等于是落实习总书记能源革命第四条:恢复能源的商品属性。现在来看,我们国家现在就是卡在电价和热价上了,都是政府控制的。电改和气改,是从去年紧锣密鼓开始要推进的事情,所以继九号文件的出台之后,一些配套措施会根据市场需要相继出台。

记者:您认为电力进入市场,会不会引起电价的价格战?从而收起恶性循环,导致电力企业为追求低成本,而执行环保投入的力度减弱?

姜克隽:能源革命本来就是要恢复能源的商品属性,在这个前提下,原来国家对能源价格过多干预,导致了能源价格的制定变得很低效,这不是我们想要做的。所以从总体上来讲,会产生竞争,并且我们也希望他们产生竞争,在竞争的情况下,才能培养或培育一个很好的能源市场。目前,居民能源价格过于便宜,将来通过这种形式,可能居民用电价格会提高,从而提升居民用电的节约,降低对环境的损害。

售电公司盈利模式初始阶段一定是微利阶段,主要依靠价格来竞争,价格手段是初期的盈利手段,中后期会延伸很多增值服务,比如通过配网侧技术改造实现购电成本下降,后期就是技术竞争和服务竞争。

售电公司未来的盈利模式应该是能够促进用户提高用电效率,优化用电模式,并且能够促进可再生能源等清洁能源多使用,在这些前提条件下,通过各个售电公司竞争来盈利,不能变成像普通商品那样降价促销手段来盈利,因为电力是特殊商品,售电公司不管是民营还是国有,在市场上的要求还是要在下一步的细则上确定。

记者:目前利用清洁能源发电的价格较燃煤发电高,放开发电计划会不会使清洁能源失去市场?

姜克隽:不会。我们在电改中会有一些清洁电力的机制,如现在的节能调度制度,以后也可以推出绿色调度。也就是说,在做电力采购的时候,将清洁能源的定价变为0,而不是按照实际的价格来决定的。和欧盟类似,虽然可再生能源很贵,但是将可再生能源的定价变为0,在竞价排序的时候,它永远排在最前面,所以大家都来竞争,当可再生能源竞争结束之后再竞争其他能源,所以政策总是用方式来鼓励可再生能源来发展的。

其中,为吸引用户主动减少高峰用电负荷并自愿参与需求响应,可以制定、完善尖峰电价或季节电价。而且,要加强电力需求侧管理平台建设,引导和鼓励用户实现用电在线监测,鼓励和支持发展电能服务业,吸引全国乃至全球的优秀电能服务企业参与试点工作。

记者:放开公益性以外的发电计划,允许新型企业进入售电市场,是对电力行业的利好,但是各大企业似乎没有想象中的那么积极?您认为是什么原因?

姜克隽:其实对企业来讲,这有可能在竞价过程中产生很大的压力。并且很多发电企业已经认可目前的这种格局,所以电改对其影响不是很大,有可能因为参与电改反而把握不住未来的格局,所以电力企业的不积极也是可以理解的。

从现在的情况来看,电改首先是打开售电端,原来是国家电网[微博]和各地的供电公司来负责输电配电和电力销售,现在至少其他企业也可以参与其中了,这就是开了一个口,这个口开的有多大,到底有多少其他企业能参加到这个行业里面,需要很长一段时间来培养,并不是每一个企业很容易就可以做到“卖电”。

原来的国家电网和售电企业合作模式已很成熟,其他企业想要加入进来也是有一定难度的。目前这几个文件的出台已经把通路给打开了,深圳就做了一个很好的示范,任何一个企业都可以在电厂买电,交过网费,然后再销售到其他地方。再比如说最开始允许如北京亦庄这样的产业园成立自己的售电公司,这样进入产业园的电就可以自己来卖。

记者:深圳、内蒙古试点,未来可能安徽、宁夏、湖北、云南也纳入试点中,这些试点是怎样选择的?首先进入电力系统的企业需要具备什么样的素质?

姜克隽:深圳属于南网,内蒙古试点属于蒙西电网,这样的选择都绕开了国家电网的经营区域,而后续纳入了3个国网辖区试点,可以说是一次突破性的进展。这4个试点省份的共同点是电力供需都比较宽松,而且都有一定的外送能力,避免由于电荒而阻碍电改的进程。这四省分处于华东、华中、西北、南方4个不同的电网区域内,电源类型各异,具备一定的代表性。如果试点顺利,那未来的电改推广很有可能以这四省为基础大范围铺开。

现在来说,很难要求企业有什么样的素质,售电公司要有能力找到稳定的需求方,并说服发电厂愿意和其合作,否则任何一个电厂都不愿脱离国家电网。

这并不是说找到了用户找到了发电厂就可以去做,中间需要很多配套。如果在未来的电力需求不足的情况下,对售电企业的影响还是很大的。因为电是瞬时的,不可存的。比如一个售电公司最开始肯定要和发电公司来签约,售出和购买要匹配。但是,真正能卖出多少电呢?电力公司愿意被牵着走吗?一旦售电公司没有卖出预计的电量,而在该体系下发电厂又失去了国家电网的保护,这对于电厂来说也是有一定风险的。

记者:如果一旦试点失败了,国家有没有一些措施来保护这些率先进入的企业?

姜克隽:处在试点阶段,国家现在只是允许进入,通过约束原有企业,要求当地原有的电力企业不能对新加入的公司加以歧视,采取正当的手段竞争。未来的趋势一定是要这么走的。尽早地学习,尽早地适应,尽早地加入是有好处的。要打破原有的机制,引进竞争,控制电网的收益,这是未来的一个走向。售电企业需要一段时间去摸索去学习。比如像亦庄这样生产活动较好、用电比较稳定的大的产业园区,就是电厂很愿意去合作的。但是这个量不会特别大,怎么样才能更多的拓展,需要一段时间使企业来慢慢了解这个流程,使更多新型的电力公司来参与其中。

记者:别的国家在改革过程中应该也会遇到相似的困境吧?

姜克隽:如果一定要这样说的话,我们就要讨论到一个最终的市场格局了。当燃煤电站发展到为可再生能源调峰的阶段时,整个电价的定价机制都要发生变化。像德国目前燃煤发电量每年只有不到2000小时,如果只按照发电量来付钱的话,是非常亏的,因为一个正常的发电站要达到每年5500小时才能维持正常的盈利水平。所以在美国或是其他国家,都是按照发电的容量来付钱的。就是说,不管电站发不发电都会向其付钱,因为发电站的存在是为了电网安全。但是目前我国新型可再生能源站能源使用比重还很小,当再生能源发电占到一半的情况下,煤电就完全进入到一个调风的角色。这个时候,就必须进入到一个竞争的售电体制上。所以说,我们目前的政策调整也是在为将来的政策调整做准备。形成一个完全竞争的售电市场,需要新加入的企业的售电量占总售电量一定的比重。

记者:请谈谈您对下一步电改工作的建议?

姜克隽:完善配套政策至关重要。我的建议一是进一步完善各项机制,如绿色调度,加快电改进程,要尽快完成电改,打破政府对电价的控制,交由市场定价,能够反映绿色发展的需要,能够传递碳税、环境税、碳交易的价格信号。

二是鼓励和引导社会资本参与配电网投资。通过增量配电网、售电侧投资的放开,投资渠道的拓展,鼓励和引导社会资本参与电网建设投资,加快配电网发展,促进配电网运营效率和服务提升。




责任编辑: 江晓蓓

标签: 电改

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