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待解决的问题有哪些?
目前,各地都在积极落实9号文改革内容,电改已经取得了重要进展。在后续的第二阶段改革中,要谨防走调儿,坚持让市场更好地起作用,坚持让监管更加科学有效,积极应对电改中不断暴露出来的问题。
从当前来看,本轮电改已经暴露出来的最大缺陷,是以省为单位推进改革,这等同于是在培育“电力诸侯经济”,造成省间壁垒进一步加强,最终形成各省市宁要本地区的高价电、不要其他省份低价电的格局,阻碍电力资源的优化配置。在部分省份,大部分发电厂集中在一家或少数几家发电企业手中,例如粤电集团在广东省的装机容量和发电量均占全省总量的1/3左右,很容易出现寡头垄断与串谋。在用电侧,串谋风险同样存在,例如贵州省,大工业用电量占全省用电量的50%,电解铝、铁合金等高载能产业用电量又占大工业用电量的70%,市场集中度很高。一旦在发电侧或者用电侧形成串谋,资源配置效率会比改革前还要差。以省为单位推进改革还有一个弊端,那就是会造成地区之间电价出现系统性的偏差,目前这种趋势正在显现。很多工业对电价是非常敏感的,企业很可能会因为电价差异而发生大规模的位移,这将严重影响我国的产业结构与产业布局。
解决这些问题的根本性办法,是扩大电力市场范围,以经济区划来组织电力市场,同时依托我国已经掌握的特高压技术打通各个区域市场,允许外区域的企业参与某一区域的电力市场竞争,真正让每一家企业都成为价格接受者。另外,应该对有可能形成寡头的企业进行监管,一旦其市场份额超过一定比例,比如说10%,必须进行业务拆分。
电改急需应对的另一个挑战,是对电网企业的监管问题。改革文件对监管要求说得太死了,“准许成本加合理收益”原则,本质上就是成本价格定价法,这种监管方法有一个出了名的坏处:只要核定的收益率比企业融资成本高,企业就有动机去借钱扩充资产,这会导致电网企业的资产不断膨胀,降低其运行效率。这种监管办法还会遭遇“准许成本”不可监管性挑战。目前来看,电力监管面临着没有法源、没有人力、没有资金的窘境,实际上就是“黔之驴”,根本没有办法对被监管对象形成威慑力。尤其是在电力这种专业性极强的领域,行标就是国标,企业不遵守规则的可能性更大。因此,将更多的激励性监管措施引入电改、不断完善相关法律法规、扩充监管力量、培育第三方独立评估机构,是未来落实“管住中间”原则不得不进行的工作。
当然,电改的挑战绝不限于以上两点,后续改革会遇到的问题还会有很多,比如电改如何与国资委、财政部联合印发的《关于完善中央企业功能分类考核的实施方案》形成互动,合理确定对电网企业的考核办法与考核指标?随着煤价不断上涨,政府能否顶住压力,允许电力市场上的电价上浮,同时严肃惩处违约、违规者?电力市场如何与即将于2017年启动的全国碳排放交易市场相互配合,引导清洁能源发电消纳?普遍服务基金应该如何设立?是否有必要设立电改基金,用以引导落后发电企业退出,合理安置退出企业的员工?等等这些问题都有可能成为电改的“拦路虎”,需要改革推动者以系统性的眼光与思维加以应对。
本轮电改才刚刚步入快车道,未来的道路还有很长,在这个过程中不可避免地会出现不和谐的现象、不和谐的声音,但是不能将问题归咎于任何一个参与主体,切记没有不好的企业,只有不好的制度,成功的电改,必然是建立在不断完善的制度基础之上。(作者系中国人民大学国发院能源与资源战略研究中心主任)
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为贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》(发改价格〔2025〕136号)文件精神,加快构建新型电力系统,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,推动新能源高质量发展,制定《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》(内发改价费
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近日,新疆、蒙西、蒙东地区纷纷正式下发136号文承接方案。对于三份方案的具体规则,北极星进行了梳理,不同之处主要有以下几方面:一、交易机制新疆1、新能源项目报量报价参与交易2、分布式光伏项目可不报量不报价参与市场、接受市场形成的价格3、参与跨省跨区交易的新能源电量,上网电价和交易机制按
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