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电力改革:要厘清成本注意电价上涨风险

如果改革不触及输配分离,那么不仅成本依然难以厘清,电价也有上涨风险,更无力为电力市场长期困境解套,改革也就有中道夭折的风险。

  文 | 张树伟(卓尔德环境研究与咨询中心)

  秦旭映(清华大学核能与新能源技术研究院)

    有非正式的消息表明,我国的电力改革草案将以“放开两头,监管中间”为基本的模式,并且政府不再制定发电计划。这一不算完整的信息如果属实,那将意味着我国的电力改革基本延续“增量”改革的思路。但是,不幸的是,在当前的环境下,这一改革方案的力度是远远不够的,并且没有体现改革的重点——输配环节,还蕴藏着不小的电价上涨风险。本文将就此进行一些初步的探讨。

    关于我国改革的几个特点与逻辑

    改革无疑涉及利益调整,任何的改革都有赢家与输家,但是利益调整、零和游戏显然不是电力改革的全部,否则改革就应该叫做“你死我活的斗争”了。我国的改革,还有(或者需要有)以下几个特点:

    我国改革的起点已经不低。纵观过去20年的电力改革历史,发达国家的主要动力在于经济效率、竞争与自由选择,最近还可能需要加上智能电网与可再生能源发展。而东欧转型国家、南美国家更多地通过电力改革,出售国有资产与私有化,解决外债与财政问题,并开放市场,从而具备加入一些国家集团(比如欧盟、经合组织)的资格。我国的改革没有其他发展中国家的问题(比如总体投资不足、国家财政吃紧等。当然,值得指出的是,笔者认为,这是上一轮改革与我国的整体经济与行政管理体制的红利,而不是其他因素,特别不是垄断因素的贡献),也不会进行“休克疗法”式的改革,其目标将与发达国家的目标接近。这是一个很高的起点。

    改革是“做大蛋糕”的效率改革。效率损失突出地存在于不合理的行政管制电价体系当中,特别是远距离输电的定价体系。在当前体系当中,四川水电大发的情况下,本地甚至出现过用电紧张,却要长距离、耗费高成本运到千里之外,这在市场化的电价体系内是无法想象的。更有甚者,“外送电价不高于本地上网电价”居然成为外送电的原则,这是显著的“缩小蛋糕”造成效率损失的做法。在起作用的电力市场条件下,本地的用户由于可以节约输电成本,无疑相比远端用户的竞争力更强,电力只有充分满足本地需要的基础上,才有外送的动力。

    事实上,唯有“做大蛋糕”,即使出现“输家”,系统才有新的额外的剩余去补偿输家。这应该是我国改革的动力之一。

    改革是能力建设。改革是复杂的、细节导向的。无论是趸售、零售电力市场设计,交易、调度与输电体系的分割与协作,从管制体系到放松管制体系的过渡,市场化主体产权、核算的变更,监管体系的设计与方式等,都需要从理论指导到具体实施的能力与领导力。

    美国麻省理工学院资深电力管制与产业组织教授乔斯科(Joskow)在回顾世界各国改革20年的文章中写道“我们必须认识到,一个良好运转的竞争性电力趸售与零售市场的建立,无论在技术上还是政治上,都是极具挑战的”,说的就是这一点。

    具体到我国,之前有东北、华东电力改革试点及其停止的解读,现有碳交易市场建设的摸索,其中能源建设内容涉及方方面面,有些至今仍在寻找解决方案,需要各方面的专业人员的参与与贡献。

    改革必须降低电价。理论上,促进竞争的改革可以做到电力价格的明显下降,取得改革的红利,这也为智利、英国等国的改革所证明。但是操作不好,也可能完全是另外一个景象,比如俄罗斯。这是对改革顺序的非常高的要求。

    要评估改革的影响,有必要假设如果没有改革,电力系统与行业会如何发展,电价将如何变化。但是如此的“反事实(counter-factual)”的基准线在现实中是观测不到的。判断改革引发的电价变化,首先需要把那些非改革因素的变化,比如燃料价格、补贴变化、电价结构变化固定住。将现实中电价的涨跌全部归于“改革”单一因素,是一个简单的逻辑错误。

    如果现有的体系完全不动(如同一些学者建议的那样),那么增加售电主体必然意味着增加交易成本,价格不动(不涨)是很难的。如果行政硬要限价,那反而跟改革的目的背道而驰,又退回到了改革之前的状态。

    电力改革,如果操作过程中,由于改革的确造成了“电价”的上涨,那笔者悲观地认为,改革注定要失败。因为“改革就是涨价”的刻舟求剑、缺乏逻辑的说法在民众意识中根深蒂固,也为反改革者提供了口实。所以,改革要有吸引力,必须不能引发电价的上涨。

    改革需要足够的政治意愿。我国的电力改革,起点不低,未来的改革还充满不确定性,需要很高的能力,还不能引发电价的上涨。这颇有点“费力不讨好”的意思。事实上,在我国,特别是电力行业从业者当中,“保证安全,不出事”是基本的电力运行目标,笔者对此非常赞同。

    但是将“保证安全”作为电力改革的目标,甚至将“改革”与安全对立起来,貌似政治正确,实则缺乏有效信息含量与必要论证。的确,电力改革如果造成了安全问题,那是得不偿失的,但是这只是个约束。电力改革也并不会必然损害安全。将保证安全定位为目标,那的确不需要什么改革了,甚至还可以退回到计划大一统时期(拉闸限电基本可以解决所有问题)。作为世界第一大经济体(基于购买力评价基础)的我国,应该有更高的追求。

    但是无疑,现实可能出现的各种问题(比如改革力度不够、改革衍生与配套措施不足、利益集团误导、能力不足等)会给决策者巨大的压力。阿根廷、东欧部分国家的电力改革暴露出很多电力供应可靠性问题,俄罗斯目前已经基本退回到改革之前的状态,美国的部分州也走了回头路(事实判断,不涉及“好”还是“坏”的价值判断)。

    上述提及的乔斯科教授在提示改革的挑战之后接着说,这些问题的存在,并不意味着构建电力趸售、零售市场以及电力放松管制、重组改革的建议是错误的。只有经过改革,一些重要的效率、监管、运行的问题才能得以透明化,以便政府监管者与民众更好的理解,并寻找相应的对策与解决方案(理论上都已经存在)。根本的问题是,政府能否在互斥性的方案中做出合理选择,并有抵制利益集团压力的足够的政治意愿,实施改革。

    我国输配领域存在较多的“剩余”

    为何说我国的输配环节应该是改革的重点,这根源于这部分效率的提升空间最大。这可以从中美电价的结构比较的实证看出来。

    中美两个大国内部的价格差异都比较大,美国的电价随着燃料价格、需求变化的波动非常剧烈。但是总体上,美国与中国的批发电价是非常接近的,大致都在0.3-0.5元/kWh之间(东部高、西部低),而在某些时段,美国的价格可能下降到更低的水平。

    但是在零售端,双方的电价水平拉开了巨大的差异。美国的工业电价2013-2014年维持在6-7美分/kWh左右的水平,与批发电价的差异非常小。这表明了其电价结构中,输配成本、各项税费都非常少。这也比较符合电力的成本变化,工业大用户电压等级高,用电量大,所需的传输成本有限。输配成本主要发生在配网侧的居民与商业用户,其高价格也反映了这一点,电价水平比工业用户高出接近一倍。

    而我国的工商业电价基本在0.6-1元的水平,相比美国,其价格水平高出55%-70%,甚至更多。这源于更高的税负水平(17%的增值税),各种附加(基金)、交叉补贴以及输配加价。从用电结构而言,美国的居民商业用户用电量占到了总用电量的75%,工业用电只占25%左右。而我国正好反过来,工业用电占75%,而居民商业各占10%与15%左右的份额。

    我国工商业终端电价比批发价高出了如此之多,笔者尝试对高的因素进行分解。考虑到工商业对居民农业的交叉补贴(用占总量85%的电力去补15%的电量部分,也就是工业提高1分钱,就可以给居民提供5.5分的补贴),这部分大概可以解释20-25%的电价差异,加上17%的税收,以及5%左右的各种附加,总体上可以解释大致45%-50%的电力加价。

    但是,仍旧有归属于输配环节的10%-25%的差异是无法解释的。笔者无意将这部分全部归结于输配租金(经济利润)方面的差距。一方面,中国的输配成本有一些增加的因素,比如人口布局更加分化,电力供应的成本较高;电网年代新,投资成本更大。但是同时,也有很多因素中国是应该低于美国的,比如输电设施计划经济时期多为财政直接投资,不属于商业项目,而电网年代新,其输电损失成本也可以更小,国产化制造与人工等成本也比美国低很多。

    如果以“降本增效”作为价值标准,那么以上实证判断的含义就是:垄断下的“输配”环节应是改革的重点。当然,以上仅是估算,在目前可得的数据条件下,也只能这么做。这也从一个侧面反映了中国的电力改革,特别是输配端的改革是多么有必要。输配环节内部与售电环节之间所有权或者核算的分割,是成本透明性的必要前提,它可以帮助解释为什么中国的输配成本是如此之水平,以及未来可以通过何种途径提高效率,降低成本。

    但是,从目前的非正式消息来看,输配环节的改革,即使是最小方式的财务核算分开,都没有体现在电力改革方案中。这样的话,所谓的“监管中间”如何监管,跟现在有何区别就是一个大大的问号。

    省为实体的电网改革仍具有可行性

    拆分为省对改革能力的要求可控。这一点应该是显而易见的。相对于输配分开,输电、交易、调度等体系物理或者核算分割与彼此协作,拆分为省网,将原有职能基本固定,逐渐网运分开,明确输配电成本,积累经验以及进一步的改革,是相对容易操作的。即使出现了一些问题,问题的范围也能控制在省级范围之内,也可以先做一些特别的试点,改革的顺序相对灵活。

    省网独立不会造成资源优化配置壁垒。理论上,资源优化配置的动力来自于地区间的成本特性差异,这与企业是否大统一没有关系。上世纪的最后几年,中国整体经济形势低迷,能源与电力消费甚至出现负增长,这种情况下,二滩站与三峡水电的电力消化成了大问题,发电能力闲置严重,大一统并不能充分保证资源优化配置。目前,国网与南网间的电力交换的存在,也说明大一统对保证资源优化配置并不必要。关键是交易或者贸易的动力是否存在,大一统的电网模式,既不充分,也不必要。

    更进一步,由于电力传输高损耗的特点,过长距离的输电(比如超过1500公里)在多数情况下都不会是资源优化配置的方向。过去发生的水电消纳困难,到底是行政不当干预资源优化配置问题(不买便宜的,只买本地子公司的),还是长距离输电缺乏经济吸引力,并不显然。其原因是复杂的,一些先入为主的看法(比如省为实体限制了清洁能源消纳,所以就扩大实体的地理覆盖范围。演化到现在,西电东送朝向了另一个极端方向,成为了政治任务),更多的是基于那个时期的产业环境而来,可能对目前的改革并没有确切的含义。这需要细致的实证分析。

    事实上,这一点在2005年初,《电网建设》刊发吴敬儒先生的《我国特高压交流输电发展前景》一文就提及了这种输电的动态变化。其称“国内外的实践表明,大型水电站在建设初期主要向远处负荷中心地区供电,随着附近及输电线路经过的中间地区的用电增加,远距离送电量日益减少,向附近及中间地区的供电量逐渐增加”。这种动态变化意味着,交流输电方式(可以有中间落点),基于远端市场的需求来论证特高压的必要性是站不住脚的,因为经济的发展会使得远距离落地越来越缺乏竞争力。而直流属于点对点的能源输送,高投资与高损耗(相比其他交通方式,比如输煤与输气)是其基本的技术特点。在超导技术没有重大突破的背景下,其长距离输送电力的损耗与投资形成的成本,竞争力无法与本地发展电源可比将是最可能的情况。即使时间次序上,先有长距离输电,那么其形成的电价水平也将刺激本地低成本机组的建设,从而在竞争格局中无法获得市场份额。

    “无电可输”,似乎是长距离输电长期动态发展的宿命。如果以政府行政命令的方式强制外送远端目标,那意味着整体的效率损失。这种损失,必然体现在发电、输电或者用电的一方或者几方的收益上(从我国水电的外送看,人为压低水电价格,并时有限制本地竞争性使用,主要是在挤压发电方与本地用电用户)。

    省网有利于有效监管。拆分为省级电网,的确在省内,其仍旧是垄断经营的,直接的竞争短期不会有。但是同业对标形成的间接竞争是存在的,并且随着大用户直购电、输电网络无差别开放的推行,省级公司的市场力量与游说能力会有效削弱。理清电网输配电的成本是核定输配电价,构建“多买多卖”电力市场的前提。从这一意义上来讲,为了规避垄断“俘获”与信息不对称问题,“拆分电网”是理清电网成本的现实可行路径。这将为有效的监管提供前提。

    “四放开、一独立”如果实现,似乎也没有必要从业务职能角度维持一个垂直一体化的电网公司(电力交易必然是分散的),其职能完全分散到省,以及跨区跨省联络线专门公司。

    省网独立符合电网发展趋势,不影响规划的效果。电力系统灵活性与智能化要求进一步迫切、电力传输特点限制的背景下,尽量减少电力输送规模, 保持本地化消纳是电网的发展趋势。如果我国的电网能够实现省为资产实体,那么基本意味着全世界的趋同趋势。美国的电网公司平均不会超过一个州的地理范围,欧洲大大小小的国家众多,任何电网公司覆盖的地理范围也很有限。

    此次草案也提及电网规划的内容。拆分为省级电网之后,的确大一统的规划的难度会加大。但是大一统的规划需要做到何种程度仍旧是一个开放的问题。

    就笔者的看法而言,以前的规划更像是社会规划者(social planner)模式。根据一个预期的需求,讨论如何去满足的问题,其中包含着不断的定位、简化处理,才能推导出所谓的规划目标。不考虑价格水平,不考虑需求存在的固有的不确定性,这种基于一个不可靠前提的“分饼式”规划即使在方法论上有探讨的必要,从可应用性角度的价值也待考。

    未来需要的规划,是一种基于“问题解决方案”的演化模式。针对目前电力系统存在的诸如输电阻塞、调峰不足、短路电流等问题提出边际上的解决方案。涉及省间与区域间的部分线路走向与设计,具有一定的外部性影响(规模经济、整体潮流影响等),需要超越小地理尺度的规划,中央政府可以做一些协调与决策指导。省为实体并不会对这个程度的规划产生大的不利影响。

    省网实体相对灵活,可为进一步改革与重组奠定基础。笔者认为,全国统一电力市场的提法大而不当。没有地理范围更小的竞价市场的建设与经验积累,更大的市场无从谈起。任何实时联动的市场,都基本是从小的市场一步一步扩大、连接而成的。小尺度的电力市场的运行,发现了不同地区的电价水平与结构特点,省级间电力市场连接并同步运行,增强电力市场设计的能力与监管经验,建立更大地理范围的电力市场必要性才能被理解。全国电力市场,这将是第一步省级电力市场建设之后的事情。

    当然,整体思路上拆分电网,并不意味着31个省份都需要这样。南方电网公司作为我国上一次改革的试验田,有其特定的改革探索目的;华东电网联络比较紧密,地区间差异也比较小,电力市场构建地理覆盖范围大一些技术上也容易操作,这都可以作为更大的资产单位。但是,有些区域,其拆分为省级公司,将激发其巨大的活力,帮助其形成正确的电力结构与能源结构,比如辽宁的风核非化石系统、甘肃的风光可再生系统,四川的水天然气系统。这些地区由于资源禀赋丰富,将拥有低到美国中西部地区的电价水平,对本地的经济发展与外送电力到其他省份(某些时段与节点,基于本地需求充分满足的前提下)形成巨大的激发。

  总结

  “放开两头、监管中间”的改革很清楚,也很容易操作,对现有的格局触动最小,可能政府发几个文件(允许售电、增量配电的市场主体,输配电价格体系标准、交易中心换牌公示)就基本够了。但是无疑,这种改革属于“最快的火车,却到达了错误的车站(Fast train to the wrong station)”。

  由于没有对系统无谓损失最多的输配环节的效率改革,力度不够。即使改革出现了新的市场主体,新增加的市场交易成本与新的市场失灵(比如缺乏实时电价与消费者响应)的存在,极可能导致电力价格上涨的局面,改革就有可能遭到抵制与诋毁,改革失败的风险不小。

  我国的电力改革,必须给民众以更强的政治承诺信号,以打破垄断作为核心内容,以建立较小地理尺度的电力市场为优先任务。以物理资产分割为输配电的基本改革目标,以财务分开核算为底线。拆分电网为省级网公司,是力度尚可,风险不大的改革选择,也可以为进一步的改革奠定监管、能力建设与未来电网发展的基础。

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