中國儲能網(wǎng)訊：過去一年，電力行業(yè)在推進供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革、調(diào)控煤電理性發(fā)展、大力促進清潔能源消納、加大電力體制改革力度等主要工作上取得了新進展新成效。2019年，如何理性看待過去成績，堅持問題導(dǎo)向，進一步推進電力行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展，成為開年之問。近日，中電聯(lián)行業(yè)發(fā)展與環(huán)境資源部副主任（正主任級）、能源研究會電力改革30人論壇副主任委員薛靜接受本刊記者專訪，把脈行業(yè)發(fā)展，指出了電力市場環(huán)境建設(shè)中的五個方面問題，建議國家逐個梳理其中的問題，提出有針對性的解決方案。
記者：您如何看待去年電力改革發(fā)展的成效？
薛靜：2018年，對于電力行業(yè)來說確實是一個頭緒眾多的復(fù)雜年份。在電力消費方面，全年全社會用電量增速居近7年最高值，前11個月同比增長8.5%，增速比上一年同期提高2個百分點，在動力煤價依然在“綠色空間”之上的情況下，發(fā)電企業(yè)的邊際效益同比有所好轉(zhuǎn)；新能源消納空間也有所放大，預(yù)計全年棄風(fēng)率、棄光率同比分別下降。同時，電力促進能源轉(zhuǎn)型、促進經(jīng)濟高質(zhì)量發(fā)展的支撐作用不斷增強。體現(xiàn)在終端能源消費結(jié)構(gòu)變化上，一方面全年發(fā)電增量部分，新能源替代貢獻率預(yù)計超過22%，對我國電能替代的清潔化作用在增強；另一方面，終端用電增量中超過30%的貢獻來自工業(yè)冶煉、交通運輸、居民取暖等領(lǐng)域的電力對煤炭的替代。體現(xiàn)在用電產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)變化上，第三產(chǎn)業(yè)用電對全社會用電增量貢獻預(yù)計超過25%左右，其中新興制造業(yè)、信息產(chǎn)業(yè)與服務(wù)業(yè)用電增速遠超過全社會用電平均水平。
在電力改革方面，頂層政策頻出，市場建設(shè)內(nèi)容深化。涉及嚴控煤電裝機規(guī)模與煤電發(fā)電量市場化率進一步擴大，新能源市場消納與綠色配額制度的建立，系統(tǒng)電價梳理與政策性、市場化降價，跨區(qū)資源優(yōu)化配置與緩解省間市場瓶頸，增量配電試點擴圍與供電許可制度的完善，電力交易機構(gòu)規(guī)范化改制與分布式電力交易規(guī)則確立，各地中長期交易市場擴容與現(xiàn)貨、輔助服務(wù)、調(diào)峰、發(fā)電權(quán)等交易品種組合拳逐步形成等。為推動能源轉(zhuǎn)型，國家或省級層面在上述工作中做了很多有效的或者主觀的努力。全國電力交易更加活躍，市場化電力交易規(guī)模進一步擴大，前三季度，全國電力市場交易電量達到1.45萬億千瓦時，同比增長約38%，市場化交易電量占全社會用電量的28.3%，占電網(wǎng)售電量的34.5%。
電改三年來，發(fā)電側(cè)、輸配電環(huán)節(jié)、電力用戶以及電力制造、建設(shè)、節(jié)能環(huán)保、儲能等領(lǐng)域的企業(yè)，均有了電力市場基本概念和競爭求效益的基本理念，建立了求生存和發(fā)展的商業(yè)模式。但是，也應(yīng)該清醒看到改革進程的復(fù)雜性，充斥著各種政策不配套以及政府與企業(yè)間、利益主體之間的矛盾。例如，前三批320個增量配電業(yè)務(wù)試點大部分沒有按規(guī)劃方案和預(yù)定進程實施。電價改革方面，“中間管制”部分已基本明了，建立了涵蓋省級電網(wǎng)、區(qū)域電網(wǎng)、跨區(qū)跨省專項工程、地方電網(wǎng)和增量配電網(wǎng)的輸配電價體系以及對其各環(huán)節(jié)實施成本監(jiān)審機制。這是歷史上從來沒有的。“兩頭放開”部分，國家已出臺政策明確中長期協(xié)約，可以實現(xiàn)發(fā)電上網(wǎng)電價與電煤價格聯(lián)動、銷售電價與用電產(chǎn)品價格聯(lián)動的市場價格形成機制。但是，2018年的“一般工商業(yè)電價下降10%”明顯不是市場導(dǎo)向行為，交叉補貼與政府附加累進導(dǎo)致我國工商業(yè)電價虛高是實，上游資源價格居高不下是實，政策性導(dǎo)向企業(yè)短期、低效投資為實。促進我國能源供給側(cè)成本下降根本出路是政府事情政府管，不能“羊毛出在豬身上”，政企責(zé)權(quán)利不分，企業(yè)帶著沉重的不應(yīng)負擔(dān)的責(zé)任枷鎖，是無法在國際市場上翩翩起舞的。
當(dāng)然，電力行業(yè)作為我國的基礎(chǔ)產(chǎn)業(yè)，同時承擔(dān)著能源轉(zhuǎn)型責(zé)任，自我加壓，體現(xiàn)了電力國有企業(yè)承擔(dān)社會責(zé)任的創(chuàng)新與擔(dān)當(dāng)。具體表現(xiàn)在：一是用戶服務(wù)上，過去是電網(wǎng)公司直接提供用戶服務(wù)，現(xiàn)在市場放開后，發(fā)電公司、設(shè)備廠商也通過綜合能源服務(wù)、需求側(cè)響應(yīng)、大數(shù)據(jù)服務(wù)、售電、體驗式服務(wù)等方式努力介入用戶服務(wù)市場，黏合用戶，而且服務(wù)手段越來越多樣化，不再是簡單的供電、配電服務(wù)，大力促進了用戶側(cè)用能的提效提質(zhì)。二是行業(yè)的節(jié)能減排持續(xù)取得良好績效，包括煤電超低排放和節(jié)能改造大力實施、供電煤耗持續(xù)下降，率先部署碳減排等。三是進一步降低電價，超前實現(xiàn)“一般工商業(yè)電價平均下降10%”的目標。四是有力推動能源轉(zhuǎn)型。電網(wǎng)公司通過促進“煤改電”、交通物流的電氣化、工業(yè)電窯爐應(yīng)用、家庭電氣化等加快了電能替代步伐；發(fā)電側(cè)在嚴重虧損情況下，生產(chǎn)更多新能源替代煤電，推動清潔能源發(fā)展；行業(yè)積極推動產(chǎn)業(yè)整合，包括多能互補、微網(wǎng)、智能化等，這是通過技術(shù)手段促進電力新業(yè)態(tài)的發(fā)展。
記者：從堅持問題導(dǎo)向角度，您認為當(dāng)下制約電力改革的主要問題是什么？
薛靜：主要體現(xiàn)在五個方面。一是市場主體問題。現(xiàn)在盡管各類市場主體明確了，但大小不一，有增量和存量部分，差別很大。如何培育增量部分，培育小的新興市場主體，應(yīng)當(dāng)是電力市場建設(shè)的一個重大問題，否則大小相差迥異的市場主體無法平等競爭。比如，分布式能源發(fā)電公司尚未進入市場交易，這制約了大規(guī)模分布式能源建設(shè)后的市場化消納，也制約了微網(wǎng)創(chuàng)新發(fā)展。增量配電的頂層設(shè)計不夠，增量配電公司在電力系統(tǒng)投資、運營中如何與電網(wǎng)公司的供電平起平坐。大也有大的煩惱。比如，作為市場主體，電力央企承擔(dān)煤炭去產(chǎn)能、降電價等社會責(zé)任，而到年底要接受國資委對其盈利能力、資產(chǎn)質(zhì)量、債務(wù)風(fēng)險和經(jīng)營增長的明確考核要求。此外，對于電網(wǎng)企業(yè)，輸配電價規(guī)制的準許回報率與國資委考核的利潤率、資產(chǎn)收益率等指標并不一致。2018年用電量增速較高，但是超出規(guī)劃值部分的效益明確要求貢獻給社會，導(dǎo)致用電量大增，效益大減甚至虧損。
交易平臺建設(shè)缺乏銜接性。盡管近年來大部分省開始電力市場建設(shè)，但各地市場建設(shè)很不規(guī)范，名詞及其內(nèi)涵定義不統(tǒng)一，省級交易平臺以滿足省內(nèi)特定市場建設(shè)需要為目標，沒有考慮與跨省區(qū)市場銜接需要，也沒有考慮與其他省內(nèi)市場配合。我國能源資源稟賦特點決定了電力市場交易無論買方還是賣方都應(yīng)該鼓勵跨省跨區(qū)，鼓勵傳統(tǒng)能源與新能源協(xié)同外送，鼓勵電力中長期和現(xiàn)貨交易的遠距離輸送與當(dāng)?shù)叵{調(diào)節(jié)的協(xié)同，所以統(tǒng)一標準和規(guī)范的電力市場建設(shè)十分關(guān)鍵。
交易方式上規(guī)則欠缺，電力中長期交易應(yīng)是不斷滾動的過程，但很多省份在操作上將之近似于過去大用戶直供，一年只交易1~2次，對于電力這個商品隨時隨地在生產(chǎn)供應(yīng)和消費而言，忽視了電力電價是時間變量這個特點，所謂的交易，那就不是“市”，哪怕有“場”也是無濟于事，曲解了市場規(guī)則和市場作用。
交易品種不健全。中長期交易像大用戶直供，不同省份還不一樣，有的省份品種多，增加了輔助服務(wù)，有的有調(diào)頻，有的有調(diào)峰，有的增加了需求側(cè)響應(yīng)，有的實施了發(fā)電權(quán)交易，有些省核電不進市場，有的省氣電都進市場了，有些省清潔能源發(fā)電量市場化率幾乎達到90%，各省根據(jù)本省的習(xí)慣和領(lǐng)導(dǎo)好惡，選擇部分品種交易，缺少交易市場與交易品種的整體建設(shè)考慮。國家確立的六個省電力現(xiàn)貨試點，目前看也是各有奇招，各唱各的調(diào)。
二是價格信號問題。價格信號要反映價格管制與資源稀缺、有效激勵機制和商品供求等方面。目前，輸配電價初步實現(xiàn)價格管制了，但首輪輸配電價的核定還存在很多欠缺，尤其是不同電壓等級的投資與留利關(guān)系沒有理順。反映資源稀缺方面，目前的電價機制也還存在很大問題，電力供需從過剩到平衡再到偏緊，價格形成機制基本沒有變化。沒有發(fā)電機組、部分輸電線路、調(diào)峰機組等的容量電價，按電量電價說事，不能有效激勵中長期電力投資，這對中長期電力發(fā)展將形成瓶頸，目前電源投資、除特高壓以外的電網(wǎng)投資增速很低甚至是負增長已經(jīng)說明問題了。
三是電力投資激勵問題。電力企業(yè)主營業(yè)務(wù)中常規(guī)項目投資無所適從，處于徘徊階段。比如，煤電要嚴控增量，有限的增量空間要向特高壓輸電的配套電源集中，但因特高壓與其電源項目核準不配套。同時煤電存量過剩地區(qū)的產(chǎn)能要調(diào)減或者退出，退出機制沒有確立。機組靈活性改造如果沒有輔助服務(wù)、靈活調(diào)峰和現(xiàn)貨等電價機制，也都沒有了投資激勵。水電方面，西南水電再開發(fā)下去成本太高，支持水電消納的價格機制沒有真正形成；抽水蓄能方面，基本是電網(wǎng)企業(yè)一元化投資，導(dǎo)致抽水蓄能建設(shè)速度比較慢。新能源方面，西部地區(qū)的風(fēng)電、光伏發(fā)電因消納問題基本被限制了，中東部低速風(fēng)電投資有限，受“5.31”光伏新政影響，企業(yè)對分布式光伏投資也比較理性了。同時，新能源補貼不斷退坡，甚至說停就停，企業(yè)對新能源投資如履薄冰。
再看電網(wǎng)投資，本需盡快解決跨區(qū)送電和低壓配網(wǎng)等“兩頭薄弱”問題，但2018年輸配電價核定以后，電網(wǎng)投資特別是配網(wǎng)投資受到制約。中西部省份普遍存在電網(wǎng)投資大、用電負荷分散、用電量少的特點，這些地方的電網(wǎng)企業(yè)往往處于微利甚至虧損的狀態(tài)，傳統(tǒng)上采用“東西幫扶”的模式，即東部支持中西部電網(wǎng)建設(shè)，但輸配電價改革后，各省級電網(wǎng)被作為獨立核價主體進行輸配電價核定，“東西幫扶”的模式難以為繼，中西部要加快配電網(wǎng)建設(shè)，缺乏投資能力。
當(dāng)然，近年來，社會資本利用創(chuàng)新機制投資了不少綜合能源服務(wù)、充電樁、儲能等，在政策不穩(wěn)定、不配套，經(jīng)濟形勢不太樂觀，技術(shù)瓶頸尚待突破環(huán)境下，其投資效益存在較大風(fēng)險，預(yù)計這部分投資增速在2019年會減速。并且這些投資目前尚沒反映到電力行業(yè)投資總額中，表面上看，行業(yè)電源、電網(wǎng)投資規(guī)模在下降。從行業(yè)轉(zhuǎn)型發(fā)展視角看，需要將社會資本投資的電力新業(yè)態(tài)一并納入行業(yè)統(tǒng)計。
四是生產(chǎn)要素自由流動問題。無論發(fā)電公司還是電網(wǎng)公司，土地、人力資源、資產(chǎn)等生產(chǎn)要素應(yīng)該是自由流動，通過市場化掛牌競爭交易，現(xiàn)在生產(chǎn)要素流動還存在很大瓶頸。比如，新能源項目前期的非投資性費用很高，某種角度來說，就是生產(chǎn)要素自由流動受阻造成的。另外，國企資本如何與社會資本混合，如何用“一兩撥千斤”撬動社會資本有效投資電力，并建立規(guī)范合法的準入退出機制，這也是目前制約增量配電試點、綜合能源服務(wù)、微網(wǎng)等創(chuàng)新業(yè)態(tài)健康有序發(fā)展的關(guān)鍵。
五是競爭公平有序問題。包括存在行政干預(yù)電力市場交易，市場監(jiān)管不到位，信用體系不健全，市場交易省間壁壘，存量與增量市場主體競爭能力差距過大等。
記者：在您看來，2019年，可以從哪些方面著力破解行業(yè)發(fā)展中的突出問題？
薛靜：一是電力市場主體建設(shè)方面，大小企業(yè)要分類扶持。對于新進入電力市場的企業(yè)，比如新的售電公司、發(fā)電公司和需求側(cè)響應(yīng)公司，要明確標準，讓他們規(guī)范地進入市場，并盡快培育他們，讓其樹立市場意識，掌握市場手段，更多了解用戶，了解電力供需，否則他們將來不能準確判斷用電形勢，無法在電力市場競價中立足。對于有經(jīng)驗的傳統(tǒng)大電網(wǎng)企業(yè)，近幾年應(yīng)該限制其進入競爭性零售市場，可以進入需要大資本、先進技術(shù)手段支撐的區(qū)域、省級批發(fā)市場。
二是價格方面，盡快啟動輸配電價第二輪研究，進一步完善輸配電價。研究跨區(qū)送電價格形成機制，積極鼓勵電力送出端能夠通過市場化價格傳導(dǎo)順利送到接受端，實現(xiàn)電力資源優(yōu)化配置。國家要監(jiān)管跨區(qū)送電，不能任由各地政府加價，否則仍會出現(xiàn)跨區(qū)輸電線路負荷不飽滿甚至負荷率很低的問題。同時，送受兩端輸電價格傳導(dǎo)，也要合理考慮送端生產(chǎn)成本，不能任由受端政府不實事求是地要求降價，避免出現(xiàn)在保障電網(wǎng)留利后送端發(fā)電企業(yè)無法經(jīng)營的狀況。推動形成分布式能源交易的價格機制。出臺市場環(huán)境下的煤電聯(lián)動機制，即煤和電的價格協(xié)同，電力和終端用戶產(chǎn)品的價格協(xié)同，利用大數(shù)據(jù)把上游資源與終端用戶產(chǎn)品價格全產(chǎn)業(yè)鏈監(jiān)管起來，數(shù)據(jù)透明公正，滿足設(shè)定的聯(lián)動條件就自動聯(lián)動。各地政府可以聘請第三方來建設(shè)大數(shù)據(jù)平臺，統(tǒng)一標準、統(tǒng)一數(shù)據(jù)庫模板，中央監(jiān)管各地平臺成立與否、數(shù)據(jù)質(zhì)量如何、數(shù)據(jù)應(yīng)用如何。
三是投資方面，盡快明晰政策導(dǎo)向。在煤電、水電、核電、新能源、增量配電、分布式能源、微網(wǎng)投資上，給予政策指導(dǎo)，讓企業(yè)進行有效投資，給予企業(yè)投資有效激勵。
四是促進電力生產(chǎn)要素自由流動。使用和分配遵循價格、競爭和利益機制。
五是加強政府監(jiān)管，促進市場競爭公平有序。打破地域分割、行業(yè)壟斷，清除市場壁壘，對所有經(jīng)營者進入門檻要公平和平等。
原文首發(fā)于《電力決策與輿情參考》2019年1月4日第1、2期
