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记者:如果一旦试点失败了,国家有没有一些措施来保护这些率先进入的企业?
姜克隽:处在试点阶段,国家现在只是允许进入,通过约束原有企业,要求当地原有的电力企业不能对新加入的公司加以歧视,采取正当的手段竞争。未来的趋势一定是要这么走的。尽早地学习,尽早地适应,尽早地加入是有好处的。要打破原有的机制,引进竞争,控制电网的收益,这是未来的一个走向。售电企业需要一段时间去摸索去学习。比如像亦庄这样生产活动较好、用电比较稳定的大的产业园区,就是电厂很愿意去合作的。但是这个量不会特别大,怎么样才能更多的拓展,需要一段时间使企业来慢慢了解这个流程,使更多新型的电力公司来参与其中。
记者:别的国家在改革过程中应该也会遇到相似的困境吧?
姜克隽:如果一定要这样说的话,我们就要讨论到一个最终的市场格局了。当燃煤电站发展到为可再生能源调峰的阶段时,整个电价的定价机制都要发生变化。像德国目前燃煤发电量每年只有不到2000小时,如果只按照发电量来付钱的话,是非常亏的,因为一个正常的发电站要达到每年5500小时才能维持正常的盈利水平。所以在美国或是其他国家,都是按照发电的容量来付钱的。就是说,不管电站发不发电都会向其付钱,因为发电站的存在是为了电网安全。但是目前我国新型可再生能源站能源使用比重还很小,当再生能源发电占到一半的情况下,煤电就完全进入到一个调风的角色。这个时候,就必须进入到一个竞争的售电体制上。所以说,我们目前的政策调整也是在为将来的政策调整做准备。形成一个完全竞争的售电市场,需要新加入的企业的售电量占总售电量一定的比重。
记者:请谈谈您对下一步电改工作的建议?
姜克隽:完善配套政策至关重要。我的建议一是进一步完善各项机制,如绿色调度,加快电改进程,要尽快完成电改,打破政府对电价的控制,交由市场定价,能够反映绿色发展的需要,能够传递碳税、环境税、碳交易的价格信号。
二是鼓励和引导社会资本参与配电网投资。通过增量配电网、售电侧投资的放开,投资渠道的拓展,鼓励和引导社会资本参与电网建设投资,加快配电网发展,促进配电网运营效率和服务提升。
新电改的时机分析
随着我国经济发展进入“新常态”,对电力行业的影响是深远的、系统性的,从近期看有利有弊。目前,发电行业呈现以下6个阶段性特征:(1)全国电力市场普遍过剩,发电量竞争加剧;(2)煤价持续低迷,发电业绩大幅提升,“电盈煤亏”格局更趋明显;(3)非电产业盈亏分化,煤炭、煤化工、铝业等盈利普遍下降甚至亏损,资产负债率仍偏高,转方式、调结构面临新挑战;(4)资源环境承载能力减弱,节能减排压力剧增,电源结构清洁发展、区域空间布局转换提速;(5)发电侧过去政府定电价、批项目、核计划电量——“半计划、半市场”运行的局面正在改变;(6)能源领域“四个革命、一个合作”,国资国企改革,新一轮电改风起云涌,机遇与挑战并存,创新体制机制正当时。面对未来的新常态、新电改、新任务,2015-2020年(新6年),发电行业要通过深化改革、科技创新、管理提升、转型发展,实现新超越、新突破,进一步打造发电行业“升级版”——洁净高效,绿色低碳;价值提升,风险可控;科技支撑,法治保障;市场化运作,资源配置优化;主营业务突出,产业链价值链完善;国际化经营水平高,可持续发展能力强。
可见,目前发电行业正处在一个新的更高的历史起点,也处在2002年电改以来形势最好时期,但全行业整体并非发展“到了极点”,而是在积极打造“升级版”,创建国际一流企业。
“穷则变,变则通,通则久”是改革的一般规律。显然,按照上述逻辑,尽管发电企业经受过电煤市场洗礼,较之长期处于垄断、优势地位的电网企业,对新电改有较强的心理预期和承受能力,但谁乐意在“最好时期”去接受“非自主性”的外部变革、迎接一个“不确定”的未来呢?因为9号文与目前发电行业阶段性特征一结合,如全国电力市场普遍过剩,煤炭市场持续低迷,再加各地经济稳增长的压力加大,工商业用户对电价下调有强烈诉求,中央政府简政放权,地方政府希望借力电改,分享改革红利,新电改的时机对发电企业整体并不利,对未来发电企业的影响更不确定、更具挑战!
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