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(来源:微信公众号“能源研究俱乐部”ID: nyqbyj 作者:陈学婧)
据悉,国资委日前发布《中央企业煤电资源区域整合试点方案》(以下简称《方案》),自2019年开始启动,用3年左右时间开展中央企业重点区域煤电资源整合试点工作,原则上根据5家集团所在省级区域煤电装机规模、经营效益确定牵头单位,综合考虑地区电价、过剩产能消纳、煤电联营、各企业区域战略发展规划等因素,确定中国华能牵头甘肃,中国大唐牵头陕西,中国华电牵头新疆,国家电投牵头青海,国家能源集团牵头宁夏。《方案》在业内引起一片哗然。
记者:您认为,在推进电力市场化改革的当下,《方案》提出的煤电资源区域整合,将对省级电力市场造成什么影响,是否有助于推进区域电力市场建设?
夏清:
党中央、国务院启动新一轮电力体制改革以来,我国电力市场建设取得实质性进展:全国电力市场化交易电量占电网企业销售电量比重近40%,全面放开经营性电力用户发用电计划稳步推进,电力现货市场8家如期试运行,2016~2018年全国电力市场化交易比重逐年提高,累计释放改革红利超过1800亿元。在电力市场化改革的过程中,也暴露出一些问题。现在最典型的问题就是煤电大面积亏损,煤电量价齐跌,资不抵债,有些火电企业宣告破产,国有资产保值问题突出。在这样的情况下,我们如何推进电力市场改革,实现生产者与消费者的共赢,是当前要解决的重大问题。
近期我也关注到中央企业煤电资源区域整合试点的信息,这值得警惕。这样的煤电资源整合将形成寡头市场,在已经放开的售电市场中,售电公司只能与一家发电集团交易,必然是店大欺客!这相当于宣布省级市场不再竞争、市场失灵。中发9号文发布以来,省级市场建设取得的成果极有可能由此丧失,这与当前我国推进电力市场化改革的大政方针是不符的。
在区域电力市场建设方面,此举也并无助推作用。电力市场是以电力网络为载体的市场,电力市场中大部分的电量是在省内平衡,受省间输电容量的限制,省内发电寡头形成强大市场力后,将成为价格的引领者,导致市场机制失灵。
记者:煤电资源区域整合能否有效解决煤电大面积亏损问题?
夏清:
为煤电纾困,首先要弄清当前煤电大面积亏损的原因,我认为主要源于四方面因素:一是经济下行压力增大,电力需求不足,用电量增幅减缓,煤电盈利空间萎缩,为抢电量企业间恶性竞争,引发市场踩踏;二是新能源快速发展严重挤压了煤电的生存空间,为保障新能源消纳,煤电利用小时数急剧减少,某些区域煤电已经由基础能源变为支撑新能源的调节电源;三是各地推进蓝天计划,尽可能减发煤电,进一步降低了发电利用小时数,价跌量缩,火电进入艰难时期;四是当前煤电的大面积亏损也是此前五大发电集团跑马圈地、盲目扩大煤电规模的后果。
基于上述原因,解决煤电亏损问题,采用资源整合的方式并不能奏效。为避免恶性竞争出现踩踏,资源整合到一家公司,变成垄断,但市场的本质是竞争,没有竞争就动摇了市场的根基。有统计显示,我国已有16个省份的电力市场力指标超过警戒线,存在动用市场力的风险。若还要进一步整合强化,形成一省一家发电企业的局面,最终不仅造成价格竞争的消亡,还会导致成本竞争动力的丧失。此外,试点各省煤电资产状况不同,外送条件不均,煤电资产置换,总会有企业受损、有企业获益,进而引发新的问题。
在推进市场建设中,遇到问题不可怕,但不能回到计划。现有问题不是市场解决不了,是我们不熟悉市场的方式,不善于采用市场的方法手段解决市场发展中所遇到的问题。
记者:如何完善市场机制,解决当前煤电的困境?
夏清:
以市场机制解决煤电大面积亏损问题,一是设定最低限价,二是建立容量市场。
目前我国绝大部分的省级电力市场方案中设置了最高限价,但没有最低限价的限制。最高限价保护了消费者的利益,但也要设置最低限价,保护生产者的利益。市场机制对消费者与生产者都应该是公平的!在设定最低限价方面,考虑当前煤价水平、社会平均资产回报率等设定参数,测算出发电的真实成本,以最低限价方式防止市场成员之间的恶意降价,互相“踩踏”。例如,美国PJM市场,当供不应求导致市场失灵时,自动恢复到成本价格竞争。现在我们出现供过于求的市场失灵时,也可以采用这种方法。相对于煤电资源区域整合,设定最低限价仍然可激发企业降成本的动力,这是因为每家发电企业仍然是独立的成本中心、利润中心,还是存在竞争的。设定最低限价与计划模式下一家垄断存在着本质的差别。
建立容量市场,这是解决当前煤电问题的迫切需要。未来无论新能源如何发展,火电将为整个能源转型起到保驾护航的作用,煤电大面积亏损的现状,是电力市场必须解决的问题,否则将影响未来电力供求关系。
首先要清楚,煤电如今遭遇的困境,不是市场出现了问题,而是我们简单地把电力市场的竞争看成是电量的竞争,忽视了电力市场的平衡不仅是电量的平衡,还包括电力的平衡,在存量资产竞争中没有考虑电量与容量的差异性、稀缺性。此外,能源转型的成本问题如何处理也没有考虑周全。
能源转型进程加快,煤电成为调节资源,利用小时数降低,支撑新能源运行,其作用在于容量,已非发电量。煤电转为调节资源,其提供的容量资源是有价值的,但目前还缺乏肯定火电在整个电力电量平衡中发挥作用的市场机制、交易品种,煤电以容量方式保障新能源消纳产生的外部效益没有予以回报。市场机制应承认每一个市场成员对稀缺资源的贡献率,这才是真正的市场。解决煤电问题必须建立容量市场,承认其价值,给予其容量补偿。目前,在现货市场设计中虽然统筹了电力电量平衡,但火电作为清洁能源消纳的灵活资源价值没有考虑,这正是建立容量市场缘由。这方面的考虑已在云南电力市场中得以体现,开始对消纳水电的煤电予以容量补偿。
建立长中短期容量市场。长期容量市场上,政府应做好容量市场的需求预测。采用政府代理与市场选择相结合。首先由政府代理用户采购一定容量比例,以招投标方式稳定容量价格,确保电力供需长期稳定的平衡;其余部分由市场主体通过竞争发现容量市场的价格。以巴西为例,巴西政府在长期容量市场上,采购大部分比例的预测容量,并按一定比例分配给所有用户;用户不足的容量则通过中短期容量市场交易获得。这样既解决了用户对未来预测难以精准的问题,又实现了未来容量价格的相对稳定。
从长期看,建立容量市场不仅可有效引导投资,而且可以通过容量电价激励用户最有效地利用发输配电资产,提高资产效率。建立容量市场,让用户承担容量电价,必将激励用户减少尖峰负荷,提高负荷率,获得提升发输配资产利用率的红利。用户通过友好的用电方式获取整体电价的降低。应特别强调的是,当前我国电力行业的存量资产已经进入到市场竞争,但是在规划方面迫切需要引入市场机制。市场不仅要促进存量资产的竞争,更要引导未来行业的投资。
记者:基于目前改革进程,您对电力市场化改革有何建议?
夏清:
电力市场建设,不仅仅是构建外部竞争的环境,更重要的是产权制度的设计。电力市场走到今天,一定要加快推进国企混改。
市场化改革的核心是产权制度设计,国企混改是未来市场化改革的基础,只有产权多元化才能完善治理、强化激励,才能做强做大。不解决机制问题,简单的资产重组解决不了问题,换汤不换药。要真正以资本为纽带,推进混改,实现股权多元化,解决市场主体是“非理性人”的问题,市场机制的功能才会发挥的更好。
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