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通过以上改革,占总电量约80%的工商业用户将逐步拥有用电选择权,实现与发电企业直接交易,电价由竞争形成,这样就克服了政府定价信息不对称、调节不灵活、受宏观调控影响等局限性,打通了煤价、上网电价与终端用电价格及时传递的途径,将使积重难返的煤电矛盾迎刃而解。
同时,由于改革后电网企业只负责输配电和电网安全责任,将基本退出电力买卖的利益链,发电、售电业务与电网企业没有直接利益关系,这样将有利于电网实行公平调度,从根本上解决可再生能源、分布式能源上网和消纳难等问题,有效减少不合理的弃风、弃水、弃光限电。
(二)模拟市场机制,化解气、电价格不协调不匹配矛盾
天然气大发展是我国优化能源结构、推动能源生产和消费革命的战略举措。据多方面研究表明,在现有的价格机制和政策下,我国天然气未来需求增长将明显放缓。考虑到当前大部分进口天然气签的都是“照付不议”合同,“十三五”中后期我国将出现天然气供过于求的局面,预计2020年“过剩”500亿方以上。但这只是低消费水平下的相对过剩,未来天然气用不完,主要是因为“用不起”。最突出的是,我国天然气发电的价格竞争力严重不足,已投产机组利用小时低,大部分亏损,靠财政补贴才能勉强维持运转。从国外经验看,天然气大发展必然伴随着燃气发电的大规模应用,而我国现行的气、电价格政策显然难以适应这一新的发展需要。
为了化解上述矛盾,建议改变现行天然气、电力均实行单一固定价格、且互相没有关联的定价模式,在气、电价格均未市场化之前,真正落实气、电价格联动政策,同步实施天然气和电力季节差别价格,并尽可能拉大价差。天然气需求的季节性差异很大,如北京冬天由于供暖需要,其需求量是夏天的10倍左右,夏天则相对富余(储气库只能容纳少量富余天然气,因为库址稀缺,成本也很高),而夏天恰好是用电的高峰期。因此,气、电需求具有较强的季节调峰互补性。如果设计好气、电价格联动机制,在夏天用富余的天然气来发电,实现低价气发高价电,在夏天2000多小时内满发,其他季节则少发并主要用于调峰,一方面将有效缓解天然气发电亏损的困境,使气电不用财政补贴也基本能自我发展;另一方面也将平抑天然气和电力峰谷差过大的矛盾,实现气、电互济调峰,为天然气大发展创造有利条件。
近几年天然气价格持续上涨,用户的承受能力普遍下降,导致有效需求萎缩,大气污染防治要求的“煤改气”和“气代油”等工程进展缓慢。同时,气价结构也不合理,发达国家居民气价一般是工业和发电气价的2-3倍,而我国为60%左右。因此,在当前国际油价大幅下降的背景下,可通过多元开发和进口策略(如鼓励企业到境外签订低价LNG长期供应协议,锁定气价风险),扩大低成本天然气的供给来源。在此基础上,利用当前增量与存量气价并轨的时机,可考虑不同用户的需求弹性,适当降低发电、交通、工业用气价格,提高居民、商业用气价格。这样,将逐步理顺天然气与煤、油、电等可替代能源的比价关系,避免“黑色能源”替代“绿色能源”的逆替代现象发生,也才能有效减少交叉补贴,避免政府定价对市场价格的扭曲,进一步提高天然气的有效需求。
长远看,天然气应实行完全市场定价。目前我国已初步形成国产常规天然气、煤层气、页岩气、煤制气以及进口LNG和管道气等多种气源竞争的格局,为气价市场化改革创造了良好条件。应加快推进区域性或全国天然气交易市场建设,形成多买多卖格局,增加用户的选择权和议价能力,使气价能随行就市、“高来高走”,促进天然气产业和市场健康发展。
(三)价格激励与约束并举,促进可再生能源发展
国务院发布的《能源发展战略行动计划(2014-2020)》明确提出,“到2020年,风电装机达到2亿千瓦,发电成本与煤电相当,光伏装机达到1亿千瓦左右,实现用户侧平价上网”。因此,“十三五”可再生能源价格政策既要保障风电、光伏达到规划目标,又要促进技术进步,在未来6年内较大幅度降低成本和价格。这是个“两难”的挑战。在价格策略上,应在充分调研、分析成本和市场的基础上,找准降价的节奏和力度。前期可小步快走,后期降幅可大一些。对已投产机组可慢一点降价,对未来新增机组可提前设定更低的标杆电价,使技术先进、成本低的机组获得更多发展空间。也可考虑用招投标办法竞争确定风电、光伏发电价格和项目业主,实现优胜劣汰。
同时,对可再生能源电价附加政策的发展趋势及社会承受能力要有清醒的研判,目前我国在销售电量上每度电加价1.5分,每年加价额超过500亿元,但补贴缺口还较大,今后随着可再生能源规模增大,加价标准和额度还要进一步提高。从欧美的经验教训看,可再生能源补贴不宜无限制增加,也不宜一直补下去,否则会使整个产业躺在补贴的“温床”上坐享其成,最终丧失国际竞争力和发展机遇。“十三五”期间,应根据社会承受力及效率优先的原则,提前设定未来若干年的补贴规模和标准,并向社会公布,通过倒逼机制促进技术进步,合理引导发展速度和规模,这样才有利于产业持续健康发展。
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