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  电改9号文颁发两年多以来,中国新一轮电力体制改革已经全面铺开,在“放开两头,管住中间”体制框架下,电价改革、输配电价核定、培育竞争市场等改革项目正有条不紊地推进。

  在改革逐步进入深水区的当下,中国需要回顾并确认最初的改革目标,以确保今后一段时期的改革进程不会出现偏颇。电改不是为了改革而改革,电改是否成功也不仅仅取决于电力行业、电力企业的经营是否成功,而是要真正地激励电力企业将劳动力释放到更具生产力的岗位,降低电力成本,支持其他经济部门的发展。虽然不能将电改与降电价简单地划等号,但不可否认,中国电改的主要动力就在于工业电价高于美国等发达国家,政府希望通过电改降低其他经济部门的用电负担。这里所指的降电价,不是压低火电厂的合理利润甚至让其陷入亏损状态,而是通过提高电力系统的运行效率来实现。

  数据显示,在中国本轮电改拉开序幕之前的2014年,工业电价在美国为0.0710美元/千瓦时,中国为0.1068美元/千瓦时,中国比美国高出50%。中国工业电价高,一部分原因是发电燃料价格更高。2014年,用于发电的煤炭价格在美国为0.0241美元/千瓦时,中国为0.0384美元/千瓦时;用于发电的天然气价格在美国为0.0159美元/千瓦时,在中国高达0.0778美元/千瓦时。然而,这些燃料成本差异仅能够解释两国工业电价差距的63%,还有37%的差价来源于电力系统的其他方面。

  另外一个重要的影响因素是中国电价体系当中的交叉补贴,中美两国居民电价同样存在差异,在美国为0.1252美元/千瓦时,在中国为0.0908美元/千瓦时,中国比美国低了27%,中国的居民电价并没有反映出真实的电力供应成本。交叉补贴因素可以解释中美工业电价差的15%左右。当然,交叉补贴机制在中国长期存在,对居民电价进行改革涉及到复杂的政治经济因素,尚未包含在此次电改范畴之内。

  即便如此,通过电改提高中国电力行业运行效率,还可以缩小中美工业电价差的五分之一左右,大约相当于在中国2014年工业电价基础上降低7%——8%。改革措施主要集中在调整电力调度方式、提高电网公司效率、降低电力行业高投资率三个领域。

  引入对电厂的经济调度

  调度系统运营商是电力系统的“空中交通管制员”,它的一项主要任务是以最低的成本实现电力市场的实时平衡。

  基于实现成本最低的大区域调度,是降低电力系统运行总成本的关键,调度系统的控制区域范围越大,批发市场的规模和单一价区的范围就越大,就越能够优化利用低成本电源,减少备用容量。在英国、美国等许多国家的电力市场改革过程中,都出现了将已存在的电力调度区域合并来延展单一调度系统运营商控制区域的现象。比如,1997年成立的PJM公司是美国目前最大的电力控制区调度系统运营商,负责13个州以及哥伦比亚特区的电力系统运行与管理,实践证明,PJM控制区的形成在减轻此前分区定价低效问题方面产生了显著的效益。

  中国地域辽阔,能源资源分布不均,通过大范围电力调度优化电力系统的潜力很大。然而,目前的电力系统主要在省级组织调度,省与省之间有一些更高级别的区域管理,但这些管理往往是季节性的。省级调度不能充分利用跨区电力交易的重大机遇,造成了效率方面的损失,比如在云南和广东,云南经常有水电过剩,而用电大省广东的电力生产成本要比云南高得多,两省之间的电力调度受到限制,阻碍了低成本电力的优先配置。

  在发用电计划模式下,电网企业需要根据政府核定的发电机组年利用小时数进行调度,而不是基于发电成本由低到高的顺序进行,这也是需要改革的地方。中国《可再生能源法》规定所有可用的可再生能源电力都应优先调度,但在实际操作中,为帮助化石燃料发电厂达到年利用小时数目标,往往加剧了弃风、弃光问题。其实,可再生能源发电的边际成本很低,弃风、弃光所浪费的实际上都是几乎免费的电力。量化研究表明,通过降低可再生能源出力损失和优先调度更高效的燃煤发电机组,可以让中国的煤炭需求降低6%,仅此一项便可以将工业电力总支出减少1%——2%。

  实现输配电价合理化

  在电力系统中,只有输配电网具有自然垄断的特征,将输配电网与电力供应的其他环节区别对待,可以更明确地捋顺电力的定价机制。批发和最终售电价格可竞争性决定,而输配电价水平和结构则属于受管制的垄断性收费范畴。

  加强对输配电环节的监管,是世界各国成功建立起竞争性批发和售电市场的关键要点,比如英国在1990——1998年电力系统自由化时期将输配电网所有权从发电所有权中拆分出来,在电力市场自由化的总体效益中,很一大部分来自电网业务本身。引入对电网业务的激励性规制,鼓励电网企业降低成本,带来了这些企业运营效率的极大提升。在英国电力市场自由化期间,输配电环节就业人数曾减少了43%,劳动生产率提高逾100%。

  输配电价改革工作是中国本轮电改的重点之一,来自国家发改委的数据显示,截止2017年7月,首轮输配电价改革试点已经全面完成,在试点中,监管部门对电网企业涉及与输配电不相关的资产、不合理的成本、费用支出进行了严格的成本监审与剔除。未来,监管部门将继续推进跨省跨区和区域电网输配电价的核定工作。保守估计,输配电价改革带来的成本节约,约占工业用户电费开支的2%——3%。

  降低电力行业高投资率

  本轮电改的另一项关键任务,是降低电力行业的新增投资。

  随着中国经济增速放缓,用电需求增速也在放缓,但电力行业的投资增速却保持高位,尤其是前几年燃煤火电的扩张已经进入了一种非理性状态,这导致电力设备利用率持续下降。国家能源局发布的数据显示,2016年,中国电力行业新增投资达到8855亿元,其中,电源投资占比38.7%,全口径发电装机容量达到16.5亿千瓦,同比增长8.2%,与此同时,火电利用小时数却下降到了1964年以来的最低水平,迫使国家发改委、工信部、财政部等16部委在2017年8月份联合印发《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》,以整合、压减煤电资源。如果电力投资继续无节制地增长,电力设备大量闲置对于提高电力行业运行效率将是一个巨大的拖累。

  降低电力行业投资水平,需要对投向新电厂建设和电网资产扩建的资源进行分阶段的重新部署。不可能马上停止所有的投资,继续增加可再生能源发电比重符合低碳电力的发展潮流,与之配套的辅助服务市场和电力输送通道建设也是必要的。除此之外,电力行业投资如果每年能够降低目前新增投资额的10%,也将有可能使工业电价降低3%左右。

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