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上网电价若采用容量、电量和辅助服务三部制机制,将能从根本上解决火电亏损和发生电荒的可能性。
今年以来,全国除东北、西北外,其他各区域都出现了缺电现象。与以往缺电不同,这次缺电情况有些复杂:以往缺电主要是缺装机,而这次既有缺装机的硬缺电因素,又有缺发电积极性,或没钱买煤的软缺电因素。以往缺电一般是全国性的,而这次缺电则是区域性的,且缺电和窝电并存。与以往相比,这次电力短缺和富余的切换周期大大缩短了,从1996年起,经历了6年的电力富余,之后是5年的缺电,紧接着又是3年的富余,今年进入了新的缺电周期。
这一轮缺电将如何发展,取决于接下来解决问题的途径。如果还是维持现有模式重复政策刺激的办法,则只能是重复前几次那样每三五年一轮电荒和过剩的轮回;如果听之任之,则会是回到改革前那样全国性硬缺电的状态。
可见,现在在电力的发展上,确实已经遇到了很大的问题。在装机容量上,现有政策已难以支撑大的持续发展空间了。而当前南方、华中和华东多个省份确实存在硬缺电,急需要尽快有容量顶上去,而且必须要是有效容量。如果现有发电持续亏损状况还得不到扭转,甚至还在继续扩大的话,电力发展必将受到严重损害。现在各大发电集团都纷纷致力于非电产业,发电装机特别是火电装机增长已经呈现迅速萎缩态势,现有的区域性季节性缺电必将演变成改革前那种全国性硬缺电局面。
分省标杆电价应终止
而电价,既是问题本身,也是解决问题的途径所在。
火电分省标杆电价制度显然到了非改变不可,且应该立即改变的时候了。标杆电价的出发点是为火电平均建造成本而设置标杆,旨在为容量投资设定长期价格信号,但又采取一部制电量电价的形式。由于燃料变动成本这些年在不断上涨,火电机组利用小时也在巨幅波动之中,使得标杆电价这一本应该长时间稳定的“标杆”不得不承担起“煤电联动”的重任而要不断变动,标杆电价实际已失去了标杆的意义。
当初在引入标杆电价的时候,煤炭历史价格一直比较稳定。标杆电价采用一部制电量电价,大致是基于煤炭价格仍然基本稳定这一前提,因为这时只要面对利用小时一个变量,且采用多年平均值,电厂也基本可以做到以丰补枯;可就在设立标杆电价机制以后,煤、运价格就开始了一路单边上涨。既然这一电价机制的假定前提已经不存在,那么标杆电价机制得以合理存在的基础也就不存在了。
三部制电价设想
对上网电价应该采用容量、电量和辅助服务三部制电价机制,既可基本解决上述问题,三种价格机制还可以沿着各自独立的路径发展。容量电价可以采用标杆电价和项目招标两种形式,前者适用于一般火电,后者适用于其他各类装机,容量电费基本覆盖固定投资回收。电量电价通过电量市场产生,在容量电价稳住之后,电量电价波动的影响就要小得多了,电量市场的压力也就小得多了。辅助服务,可以在较长时间内维持补偿形式,但应扩大补偿资金来源,提高补偿标准;可以考虑采取与新能源补贴相同的形式,在销价中收取几厘钱的辅助服务专项基金;条件成熟时,再逐步建立辅助服务市场。
即使在单买模式还难以打破的一段时间内,如果能将上网电价形成机制做以上改革,当前存在的紧迫问题也就能基本解决了。标杆容量电价为发电容量发展提供清晰明确的长期价格引导信号,招标容量电价则既能较好地控制造价又能为投资者提供合理回报;同时,电力规划和项目审核方式随之就能得到合理调整,可在项目开发环节节约大量的制度成本。电量电价由市场产生,既能反映供求关系,指导供应和使用,又能避免发电方承担巨额政策亏损。辅助服务价值的充分体现,则对系统稳定,尤其在新能源比例越来越高的情况下维护系统稳定所必须的。
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