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中国电价改革中的误区与建议:着力推进电网企业运营模式的改革

北极星智能电网在线  来源:能源杂志  作者:吴疆  2020/8/18 16:30:24  我要投稿  

北极星智能电网在线讯:作为电力体制改革一个部分,电价改革同样可以适当放权给下级价格部门,鼓励其更多参与市场,在实践中发现问题、解决问题,积累正反两方面的经验教训。

(来源:微信公众号“能源杂志” ID:energymagazine 作者:吴疆)

电价改革,是中国“电力体制改革”的一部分。一方面,价格改革具有基础性、前置性,没有独立的输配电价电力市场难以有效运转,没有电价部门参与,电改进程中的混乱势难避免;另一方面,硬件决定软件,没有合理的企业运营模式,市场竞争格局、行业监管体系,电价改革亦难以到位,或者说失去意义。

新一轮电改以来,电价改革是态度最积极、行动最果断的,大范围的输配电价格核算工作成果沛然,早已成为本轮电改乃至发改委阶段性改革工作的重要亮点,无须从专家层面再过多赘述。但需要指出的是,电价改革尽管取得了相当的成绩,回顾改革历程,仍然存在一些发展中的误区。

电价改革的几个误区

1. 电价改革决不是终点

如果输配电价格核算之后,不能够尽快进入9号文所要求的“改革和规范电网企业运营模式”,将使前期输配电价格核算的意义大打折扣并逐渐失效。

其次,如果一味表扬而讳言当下电价改革的困境,讳言交叉混淆的业务模式、过度集中的市场格局、勉为其难的监管能力,则无法形成电价改革与其它相关电改领域的良性互动、自身亦行之不远。

第三,如果电价改革始终纠结于成本,纠结于“所看到的”与“能看到的”,则其天花板仅仅达到“透明”的低标准,而永远无法达到“合理”的高标准。

电价改革本身不是目标,而必须融入国家电力能源管制或经济社会治理的大棋局。电价改革决不是终点,必须在经济社会大局中寻找方向,在电改大框架内找到合适着力点,并将电价改革作为促进相关改革的助推器。

2. 管制工具运用不到位

改革开放以来,电价改革发挥了极其重要的作用。例如,针对建国以来长期的电荒困局,八十年代实施了燃运加价、还本付息电价,从一厂一价甚至到一机一价,将“全成本个别定价”运用到极致。

又如,到九十年代中期之后电力供需逐渐平衡,又逐步推行经营期电价、标杆电价、竞争性电价,从个别成本,到平均成本,再到先进成本定价。

这样的历史轮回充分说明,电价改革从来不是会计核算层面的问题,而是必须作为一类管制工具来服务大局的问题。它是一个内容丰富的大工具包,可以适应不同历史时期的治理需求。

在新的历史时期,除了价格形成机制以外,对于电价水平该不该管?近年来李克强总理多次提出降低社会用电用能成本问题,发改委作为国家宏观调控部门,即使在市场经济框架以内,显然依然需要对电价水平具有干预能力。

其次,管的抓手在哪里?9号文明确提出本轮电改“管住中间、放开两头”的体制架构,多项研究亦表明近年来中国电价之下降主要由发电环节提供。那么显然,进一步压减社会用电成本的抓手就在电网环节。

再者,管的目的是什么?显然不应是单纯保障相关企业集团的效益稳定,而应是服务于经济社会发展大局,是在政府-电力企业-电力用户的三角关系中调节利益,或予或夺。

中国的大型国有企业集团,横有发改委/国资委、中央/地方的政策跷跷板,纵有三层四层五层的拧毛巾挤海绵。不仅大而不能倒,亦早低而不能倒,是最体现中国制度优势的治理工具之一。新冠疫情突降,高速公路主动免费,电网公司宣传减利,既然企业层面都懂得政治正确,价格部门有何顾虑不动用管制工具?

3. 治理手段缺乏系统性

发改委作为国家宏观调控部门,宏观部门需要宏观手段;包括价格领域,单纯定价权是不足以支撑宏观治理的,(基础产业领域)至少需要价格-税收-补贴-监管的组合联动,而目前显然是并不到位的。

以当前中国电价中的可再生能源附加为例,从2006年开始,已连续5次提高提取额度,从每千瓦时1厘提高到1分9厘,已占平均销售电价3%左右,但实际效果呢?

其一是投资拉动效果显著,但能源替代效果逊色。2004-2019年,年度电源投资结构中新能源提高了至少40个百分点,但在年度发电量结构中仅仅提高了不足9个百分点。

其二是规模拉动效果显著,但技术进步效果逊色。2019年中国风电和光伏装机规模均超过2亿千瓦(分别占全球风电及光伏装机的33%及36%以上)。但技术上风电刚刚实施平价、光伏依然需要补贴。而在中国电力的海外发电资产中,新能源依然缺乏竞争力(仅占13%),国际业务中仍仅传统火电/水电技术被市场认可。

三是政绩拉动效果显著,但社会经济负担积重难返。2012年、2016年中国风电和光伏装机规模相继达到世界第一,代价则是累计超过6000亿的可再生能源电价附加(与此同时账面上竟然还倒欠企业大约1000亿);2020年可再生能源电价附加预计提取884亿、支出924亿,但此时此刻高达4.1亿千瓦(占全国21%)的存量风电、光伏机组却仍然还将继续吃补贴10-25年。

特别是在新冠疫情时代,全球经济衰退、政府财政维艰、影响深远难料,这种盲目追求规模速度、忽视技术进步的滥发补贴模式,不论在政治伦理上,还是在政绩观念上,均亟待扭转!

如果说张国宝时代,尚可拿风电三峡、以激进补贴做为亮点;那么自“十四五”起始,是否应以压减补贴、力促技术进步来彰显新意与进步呢?

对电价改革的几点建议

1. 对存量风电/光伏尽快压减、取消补贴

从控制社会经济成本角度看,不宜再轻易上调可再生能源电价附加。上世纪八九十年代的“两分钱”政策曾一举扭转中国长期缺电局面。而以当前新能源的尴尬局面,不宜再突破历史上的“两分钱”红线。政策上,应大力推进政策转型,从盲目追求规模速度,尽快转型到全力推进技术进步,将更多补贴资金用于技术环节,而非建设环节。

在技术上,对所有增量风电/光伏及其它新能源项目,进一步明确安全性、电网友好性等相关技术要求。对增量光伏项目,尽快宣布平价时间表。

在补贴上,对高达4.1亿千瓦的存量风电/光伏机组,尽快研究提出补贴退坡及平价上网规划,可将节约出来的一定比例补贴资金用于鼓励企业技术改造、上新压旧以提高资源利用率。

总之,对已规模超大、技术趋近成熟的新能源,必须尽快断奶,督促其接受电力市场的考验,在公平竞争中进一步茁壮成长。

2. 积极推进电力造价及运营情况调研

推进电力造价及运营情况摸底,不仅是9号文第25条的要求,其实也是做好电价工作的内在需要。对于现代大电网来说,某种角度上其实并不存在绝对合理的边际成本。但即便如此,仍需努力把握其建设与运营状态,以作为定价、调价及其它管制工作的基本参照。

因此,有关部门及专业机构,应积极推进电力造价及运营情况调研,及时掌握电力造价、能耗、设备利用率等方面的基本状况与发展态势。输配电价格核算,低标准是透明,高标准是合理。

单纯的审计查账,连透明都不易解决,更不可能实现合理,只有通过持续、海量的价格、造价、运营数据的积累与分析,才可能从被动的会计核算,提高到主动而有效的管制与调控。

3. 结合形势要求适时调减输配电价

如前所述,从历史到当下,电价都是一种有效的、国家层面从未放弃的管制工具,或者吸引投资,或者抑制过热,或者降低负担,或者引导节能。公器慎用,亦需善用。不论政府,还是市场,追求“刚刚好”都是荒谬的,唯逆调节是永恒的,高下仅差别于波动幅度而已。

在9号文“放开两头”的体制架构中,“管住中间”是政府理所当然的管制抓手,定价仅是基础,调价的权与责不可废弃。习近平总书记关于能源四个革命讲话中“价格调整滞后于市场变化,客观上成为屡屡出现的油荒、气荒、电荒的推手之一”即此意也。

既然现代化大电网并不存在绝对合理的边际成本,那就更适宜使用价值优先于价值,形成让输配电价随经济社会发展形势而适时调整的机制,通过对“合理收益”的硬调节,来覆盖与超越“准许成本”的模糊性。最终形成,(上网及用电电价等)竞争性电价为主体,(输配电价等)管制性电价为基础,(居民农业及公益等少量特殊用电电价)计划性电价为补充的新型电价体系。

显然,输配电价的定价与调价是政府价格调控的主战场(当然,亦不排除税收补贴等更多调控手段之组合拳)。另外,适度调减输电价格,也有利于推进跨省跨区送电,释放资源配置空间,提高输电设备利用率。

4. 着力推进电网企业运营模式的改革

按照9号文“改革和规范电网企业运营模式。电网企业不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源,按照政府核定的输配电价收取过网费”的要求,在基本完成输配电价格核算工作之后,应及时推进开展此项改革。而且要求大型电网企业集团中,不同业务单独核算,禁止相互补贴、随意挪移成本。

特别是电网购销业务必须与输电业务分离,明晰各自的资产与财务;同时,市场化的购销业务与“居民、农业、重要公用事业和公益性服务”的供电业务,也必须各自单独核算。

显然,如果电网企业运营模式的改革不到位、业务不清晰、信息不透明,输配电价格核算在根本上其实并无法保证质量,下一步9号文要求的“配套改革不同种类电价之间交叉补贴”更无从下手。与此同时,这一步改革不到位,前期输配电价格核算的成果也难以及时运用到电力市场建设之中,亦将极大削减电价改革的效果与影响力。

5. 积极而审慎参与当前电力市场建设

对于“电力体制改革”来说,电力市场建设不必作为首要目标,而更应看作一种结果。上世纪80年代以来,全球很多国家都实施了不同模式不同程度的电力市场化改革,其中输配电独立定价、电力市场竞价交易等均已是一种普遍的常态,不论观念接受,还是技术实现,都并非高难度之事。

中国电改之复杂与困境,并不在于市场建设本身多么难,而在于政府行为方式、市场格局设置、企业利益机制等前置条件长期不到位。如果“电力体制改革”到位,电力市场很容易水到渠成;而若前者长期无实质进展,则电力市场建设势必乱象延续。

因此,电价改革目前只能积极而审慎参与电力市场建设,一是积极参与电力市场的顶层设计,例如容量市场/电量市场的设计,例如顺价结算的有关规则(交易机构即使不直接收钱,但至少要出账单),例如参与市场竞价与保留政府定价的隔离与衔接机制。二是积极参与电力市场有关规则体制的审定,特别是在电价形成机制方面,电价部门应参与把关,避免电力市场在搭建或运行中走偏。三是完成有关电价改革任务、并与电力市场建设良好衔接,例如及时将输配电价核算成果推进运用于电力市场顺价结算。四是依据电力市场建设进程的需要,配合进行电价体制有关改革与调整,例如目录电价应用范围的适时调整,由于市场推进预计漫长,这种配合工作可能也是渐进而繁琐的。五是加大对地方政府行政干预电价行为的查处力度;六是积极研究在未来对冲市场波动的有关管制措施,例如电价水平监测/预测/预警,例如输配电价调节的相关手段与机制。

6. 进一步加强基础统计及信息公开工作

建国以来中国长期施行计划体制,电价管理最终形成了现在这样覆盖广泛且繁琐多变、形同“补丁摞补丁”的复杂体系。电改及电力市场建设中,对于原有电价体系势必带来较大的压力。

空间上,市场化定价并非全面替代原有价格体系,而是局部挖洞式。未来价格体系中既有竞争性定价,也有管制性定价(例如输配电价)、计划性定价(例如居民农业及公益电价),这就相当于要求价格部门不断“给被撞破的蜘蛛网锁边儿”,破一块、补一圈。

这就要求进一步加强数据统计的基础性工作,尤其重视界定工作,各类数据内涵明确、外延清晰,随时可以拎得出来,而又不能随意调串。另外,有关信息公开,涉及价改成果的运用与推广,涉及对价改工作的理解与评价,也应进一步加强。

7. 适当放权下级价格部门更多参与市场

时间上,电改包括电力市场建设显然将是漫长的、分步的、无计划的。但价格这项基础工作本身肯定还是要不断不乱,避免陷入长时间被动追随、为人作嫁、吃力难讨好的情势。类似输配电价核算这种能出彩的“改革任务”之外,更多繁琐的“配合工作”可能贯穿始终。

建议借鉴9号文的出台过程,在国家层面——发改委/能源局/国家电网难以决断的情况下,最终下放到地方去分散试错。试想,中国电力市场的终极情景怎么可能是34个省34个样呢?中国的股市才有几个?

因此当前显然仅是战术层面培训+战略层面归谬的历史阶段,前路肯定还漫漫呢。因此,作为电力体制改革一个部分的电价改革,同样可以适当放权给下级价格部门,鼓励其更多参与市场,在实践中发现问题、解决问题,积累正反两方面的经验教训。


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