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范必:改革之路解救电力困局

放大字体  缩小字体 发布日期:2016-11-22 浏览次数:95
  2002年春,国务院下发《关于印发电力体制改革方案的通知》(5号文件),对国有电力资产进行重组。如今,十年沧桑,5号文提出的厂网分开、主辅分离、输配分开和竞价上网四大目标,初步实现了前两步,下一步,电改将何去何从?
  
  电改滞后:积累了新的矛盾
  
  中国能源报:如何总结评说电力改革这十年?
  
  范必:2002年国务院出台“5号文件”,改革前,一年新增发电装机2千万千瓦就是很好的成绩。改革十年,很多年份一年就可以新增装机1亿千瓦,极大地缓解了长期困扰我国发展的电力短缺问题。
  
  但是近几年,煤电矛盾不断加剧,发电企业频现巨额亏损,工商企业用电负担沉重,新能源、可再生能源发展受到制约,电力普遍服务不到位。一系列能源领域的突出矛盾,反映出现行电力体制已成为转变经济发展方式、促进节能减排和发展多种所有制经济的重大障碍。当前应进一步深化电力体制改革,从根本上解决这一长期困扰电力工业和经济运行的突出问题。
  
  中国能源报:当前比较突出的问题在哪些方面?
  
  范必:5号文件确定的一些重要改革任务尚未落实,如输配分开没有实行,区域电力市场建设受阻,电价改革滞后,积累了一系列新的矛盾和问题。主要表现在以下方面:
  
  第一,煤电矛盾周期性发作。进入新世纪以来,煤电轮番涨价、发电企业经营困难。2008-2010年,整个火电行业亏损达上千亿元,一些发电企业资产负债率甚至超过100%。
  
  第二,新能源发电困难。新能源的实际发电量与设计水平相比有较大差距,“弃风”、“弃光”、限电现象严重,发展难以为继。在发达国家非常普遍的分布式屋顶光伏发电、小规模风力发电、分布式天然气多联产电站在我国举步维艰。
  
  第三,电力节能减排形势严峻。长期以来,在大部分电力调度中,对高耗能火电机组与高效节能机组、可再生能源发电的机组平均分配发电时间,甚至存在为了完成火电发电量计划,可再生能源发电要为火电让路的情况,等于鼓励了高耗能机组发展,形成了对节能减排的逆向调节。
  
  第四,工商企业用电负担过重。目前,发电企业的上网电价是0.3-0.4元/千瓦时,而工业企业实际用电成本一般要比上网电价高一至两倍,东部地区商业企业大都在1.2元以上。企业普遍反映,电网收费环节多,实际用电支出远高于国家目录电价,甚至达到一些发达国家水平,在很大程度上影响了企业的国际竞争力。
  
  计划延续:电力市场发育不足
  
  中国能源报:以上矛盾的成因何在?
  
  范必:电力行业近年来之所以出现上述突出矛盾和问题,源于2002年以来的改革没有从根本上解决计划与市场的矛盾。
  
  一方面,传统的计划管理方式仍在延续。一般说来,发电企业的销售收入等于电价乘以电量(收入=电价×电量)。目前,上网电价由政府审批决定,发电量由地方政府下达的生产计划决定。作为一个企业,在产品产量和定价上没有自主权,这在市场化改革三十多年后的今天是一个罕见现象。人为设定的电价和发电量计划几乎不反映供求关系,也无科学依据。当电煤价格上涨或下跌时,发电企业无法自主调整、应对成本变化因素。
  
  另一方面,地方政府在制定发电量计划时,基本上是按机组户头平均分配发电时间。火电机组一年可以发电6000多小时,往往只给4000-5000小时。对这部分计划内电量,电网企业按国家规定的上网电价进行收购,计划外电量则降价收购。当电煤价格大幅上涨时,火电厂超计划发电甚至造成亏损。越是煤电矛盾突出的时候,企业的发电积极性越低。在全国发电能力充裕的情况下,不合理的制度安排造成了“电荒”。
  
  中国能源报:在计划管理的方式下,电力市场的表现如何?
  
  范必:电力市场发育不足。
  
  2002年以来的改革,只是在发电领域初步建立了竞争格局,输电、配电、售电环节仍然维持了上下游一体化的组织结构。电网企业集电网资产运营、工程施工建设、电力系统调度、电量财务结算于一身。
  
  现在,电网的购电、售电差价在世界上名列前茅,但资产收益率仍然很低。由于电网调度、交易、财务缺乏透明度,造成其高差价、低收益的内在原因一直是个谜。深化电力体制改革已经到了刻不容缓的地步。
  
  深化电改:重新界定输配分开
  
  中国能源报:国外在发展电力市场方面的做法有何借鉴之处?
  
  范必:传统观点认为,电力行业必须实行上下游一体化经营,由国家统一管理。随着技术进步和管理创新,这种情况已有了很大变化。
  
  国外电力市场化改革的普遍做法是,在发电和用电环节按照公平竞争原则建立电力市场,重新界定输、配电环节的市场属性,将输电环节界定为非竞争性领域,由电网公司负责骨干输电网的建设、运营;将配电环节划归竞争性领域,引入市场机制,形成大量配电、售电公司,作为独立市场主体从事购售电业务。
  
  目前,发达国家的输电网络大都是由众多电网企业组成全国互联或跨国互联输电网,如美国有十个网、西欧(包括部分东欧国家)由十几个国家电网组成。多张异步输电网的好处在于,便于区域内资源配置和区域外的电力资源余缺调剂,并在安全性上高于全国一张同步网。5号文件就规定了全国设置6个异步运行的区域输电网企业。
  
  中国能源报:重新界定输、配电环节市场属性,对电力市场有何益处?
  
  范必:可以提高电力市场运行效率。尽管各国改革方式和次序有所不同,但基本上都选择了对产业链进行分拆的路径,建立了多买多卖的电力市场。即便是仍然保留垂直一体化模式的日本和法国,也在发电侧和售电侧开放了市场。
  
  各国电力改革实践证明,重新界定输配电环节市场属性,对输配电业务进行重组并不改变电网原有物理连结方式,不存在技术方面障碍,也不会影响电力系统安全。
  
  中国能源报:参照国际经验,如何根据我国的实际情况,进一步深化电力体制改革?
  
  范必:参照国际经验,深化我国电力体制改革需要进一步解放思想,重新界定各生产环节的市场属性,并根据其特点对其业务组织模式进行重构。当前,应坚持5号文件确定的市场化改革的正确方向,以界定竞争性业务与非竞争性业务为突破口,构建多买多卖的电力市场,进一步深化电力体制改革。
  
  第一,进一步完成厂网分开和主辅分离的任务。对近年来各级电网企业新收购的装备制造企业,仍保留的辅助性业务单位,如输变电施工企业等,以及相关“三产”、多种经营企业进行产权剥离。严格规范电网企业的业务范围,电网企业不再从事输变电主业以外的业务。
  
  第二,实施调度与交易独立。电力调度在组织和协调电力系统运行和电力市场交易中具有举足轻重的影响力,是电网企业维系独买独卖地位的主要手段。为了构建多买多卖的电力市场格局,我国应按照国际通行做法,将电力调度机构从电网企业中分离出来,组建独立的调度交易结算中心,负责电力市场平台建设和电力交易、计量与结算,组织和协调电力系统运行,以确保电力调度交易的公开、公平、公正和电网的无歧视公平开放。独立调度机构的运行由电监会负责监管,或直接划归电力监管部门。
  
  第三,取消不合理的发电量计划。目前各地下达的发电量计划没有法律依据和政策依据,国家电力主管部门也没有下达过这一计划,在新的电力体制改革方案中应当彻底废止这一计划指标。
  
  电价改革:放开两头管住中间
  
  中国能源报:电价是电力市场改革的关键,如何建立市场化电价形成机制?
  
  范必:改革基本方向是“放开两头,管住中间”,建立多买多卖的电力市场。即输配电价格由政府制定,上网电价和用电电价放开。具体步骤是,除了用电量占15%的居民生活和农业生产用电仍实行政府直接定价外,对各个电压等级的工业和商业用户,从高到低,逐级、限期实行与发电企业直接交易、合同供电,自行商定电力、电量和电价。所订合同交电力调度机构校核后实施。合同履行后,用电方向相关电网企业支付规定的输配电价。
  
  电价改革中还应清理各种电价附加,改革征收方式。对各地违规自行出台的电价附加坚持予以取缔。对原有符合国家规定的政府性基金和附加,可以通过费改税的方式,开征相关税收。
  
  政府对电网企业单独定价、单独监管。近期可完善区域电网公司的现代企业制度,对配电企业实行内部财务独立核算。在此基础上,按照“合理成本加规定利润水平”的原则,国家对各电网企业单独定价,并由电力监管部门对电网运行、电力市场进行监管。
  
  改革电网企业考核办法。参考国际通行办法,在电网企业的利润水平由政府规定并封顶的前提下,应当将单位资产的输、配电量和供电质量作为电网企业最主要的考核指标。通过改革考核办法,促使电网企业专注于输配电的质量和效率,努力降低成本,约束其一味追求资产规模的扩张行为,提高电网经营的专业化水平和安全水平。

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