关于输配电成本监管的若干思考：开局之难 开局之盼

    雄阔开锦浪，忆著水窗声。在“十二五”第二个年头2012年的起点，回望逝去的2011年，我们看到的是中国能源产业太多值得记忆的波澜起伏。能源产业在这一年遭遇不少挫折和挑战，产业发展既实现稳定增长，也有诸多问题和矛盾浮现，甚至尖锐对立。

　　

　　2011年，改革的进程成为中国社会最深刻的担忧之一，是进是退、是停是走，改革之路分外沉重。深化改革是转变能源发展方式的强大动力。而在开局之年，我们看到的更多是踟蹰的改革之难，即便在体制的边缘获得进展，仍多半以试探和实验之名，更缺少能统领全局的重大变革，以至于有不进则退之忧。

　　

　　作为中国经济的基础和命脉，能源经济的稳定关乎全局，也注定被大势所裹挟。放眼朝野，我们看到了迫切的改革之盼，盼望集团博弈及早让位国家利益，体制改革能彻底深刻。无论是政府决策者还是企业决策者，抑或是《中国能源报》这样的新闻媒体，当戮力前行，以国民经济的协调可持续发展为己任，推动而不是阻碍能源体制机制改革取得重大突破。

　　

　　中国能源在2011年有激辩，有实验，有竞争，《中国能源报》谨以方寸空间，呈真知灼见与思想碰撞之火花。希望度过开局之难后，中国能源事业可再上层楼。为此期望，我们航海梯山，逾沙轶漠，在所不辞。

　　

　　总量：“天花板”迫近

　　

　　从2011年初“十二五”规划纲要提出合理控制能源消费总量，到2011年末就设定总量控制目标达成共识，国家能源局至今仍在41亿吨和42亿吨标煤之间举棋不定，但“总量控制”的思路是明确的。

　　

　　据国家能源局相关官员透露，实现这一目标的具体工作思路是将“十二五”能源消费总量控制目标分解落实到各地方政府。但为体现鼓励可再生能源及能源节约的政策，对地方进行总量控制目标考核时，在水电、风电、太阳能以及能源综合利用如煤矸石发电等方面的新增消费量将予以扣除。

　　

　　事实上，“能源消费总量控制”并非首次出现。《能源发展“十一五”规划》就曾提出，到2010年，我国一次能源消费总量控制目标为27亿吨标准煤左右，只是实际却以32.5亿标煤收官，远高于“十一五”的规划值。

　　

　　由此可知，“十二五”能源消费总量控制之路必将十分艰难。一方面，中央和地方对这一问题的认识和决心存在差异。另一方面，地方的能源消费总量和GDP增长目标之间存在不确定性。地方政府普遍认为，设定能源消费总量控制目标有必要，但又执着于分到自己头上的能源消费量太少，对地方经济发展将带来负面影响。

　　

　　在具体执行方式方面，同样困难重重。有学者认为能源消费总量指标学习节能指标，分到地方，并不合适。理由是：我国处在工业化进程中，能源需求是客观的，不能不让人消费。应该在节能上做更多工作，而不是在供应端强制缩减。还有学者建议，可在省级间建立‘消费权’交易制度，使之更加灵活可行。

　　

　　控制能源消费总量，显然需要设计合理的执行方案，平衡各方的实际发展需求。这是个大挑战。除了央地可能的复杂博弈之外，分解总量目标的技术难度已经不小，另外还需考虑到对经济增长、经济结构调整和转变发展方式，人民生活和能源价格等诸多方面的影响。寄望“顶层设计”，既要有“釜底抽薪”的决心，还要避免过多的行政管制，造成分配上可能的扭曲，退回到计划经济甚至定量配给的程度。

　　

　　煤电：矛盾不宜久拖

　　

　　2002年出台的《电力体制改革方案》即将行满十年。站在“电改十年”的倒计时上，公众、决策者和监管者的心情恐怕都颇为复杂。

　　

　　2011年11月份，煤电博弈达到了全年最高潮，“电价”当之无愧地成为当月最热门话题。因为11月的最后一天，国家发改委一纸文书公告：电价又上调了。

　　

　　这不是一次简单的涨价：阶梯电价正式开始实施，同时对电煤实施临时干预政策。

　　

　　这是自2008年6月，国家发改委宣布对电煤实施价格临时干预措施以来，事隔两年后，第二次采取这样的措施。不单是2012年的重点电煤价格涨幅受到控制，连市场电煤价格也被提前锁定在了2011年4月底的坐标上，即去年的最低价格档位上。

　　

　　值得注意的是，在目前电价体制改革尚未到位、竞争性电力市场尚未建立的条件下，作为短期内解决煤电矛盾的非常手段，“限煤价涨电价”变得屡屡平常。

　　

　　进入今年，煤企不仅收到了“价格封条”，还收到了约谈的“提醒告诫”。电企的逼宫策略，也由“联名上书”升级为“集体赴京请愿”，还首次搬动了国资委出面谏言。越拖越久的煤电矛盾，消耗了大量的公共和行政资源，成了“煤电死结”。

　　

　　事实上，阻于CPI定价机制的“煤电联动”，其价格“联动”的余地并不大，而每逢冬夏两个用电高峰，地方多用指令性计划、煤炭价格调节基金等手段“封关锁煤”，又如何能让企业接受？以形成市场化价格机制为最终目标的电力体制改革，如今走形为由政府卡住一头限定另一头的联动方式，无疑是在开倒车。

　　

　　对于近年来的电改成果，公众的第一感受都是“涨”字当头。以2011年的电价调整为例，三次累加，致使全年上网电价平均上调4.5分/千瓦时，销售电价上调4.7分/千瓦时，成为自2004年底实施“煤电联动”以来，8年内调整幅度最高的一次。

　　

　　而在垄断集团的利益调整上，近五六年来基本无所作为。当初雄心勃勃的十六字目标，如今仍只有“厂网分开”落到了实处。

　　

　　2011年9月，中国电力建设集团有限公司和中国能源建设集团有限公司揭牌暨电网分离单位划转移交大会在北京举行，被视为历时多年的电网主辅分离改革重组取得重大进展。

　　

　　然而，这份早在披露之初就被业内认为充满“妥协”的方案，不过是在发电环节上的主辅分离。送变电企业等最终得以保留在电网内部，具有实质意义的电网主辅分离不但尚未启动，甚至完全相反，走上了“回头路”。

　　

　　唯一或可令人欣慰的是，临近2011年年末，为规范输配电成本和输配电价形成，国家电监会发布了《输配电成本监管暂行办法》，以加强输配电成本监管。有观察人士称，这说明电改的下半场终于开始了。但叫人质疑的是，主辅分离都已出现“逆向行驶”，输配还做得到真正分开吗？

　　

　　电改之路艰，恐怕是行百里，半九十。

　　

　　风电：由集中向分散

　　

　　爆发式的增长之后，在2011年，中国风电走到了一个新的十字路口，原有发展模式积累的问题集中出现，急需探索出路，突破瓶颈，重铸产业发展共识。

　　

　　上半年，中国新增风电装机容量超过600万千瓦、成为世界最大的风电市场，同时，风电产业负面消息却明显增加。内蒙古、甘肃等距离负荷中心较远的风电基地窝电严重，大规模风机脱网事故频发。在海上，特许权招标项目确定的两个近海风电场、两个潮间带风电场至今没有一台风机竖起。伴随着这些问题，对产业的思考和争议也持续升温，中国的风电如何理性与良性发展？要集中还是要分散？海上风电如何前进？中国风电的激进发展时代似乎已经宣告终结。

　　

　　为了及时解决存在问题，确保风电产业良性发展，能源主管部门密集出台了《海上风电开发建设管理暂行办法实施细则》、18项风电行业标准以及《风电开发建设管理暂行办法》，以期规范行业的发展，而年底出台的《分散式接入风电项目开发建设指导意见》更标志着风电开发从先前提倡的“大基地融入大电网”的模式转换为兼顾大基地和分布式的“大小并举”模式。

　　

　　与大规模集中模式不同，分布式风电一般规模较小，其经济性高、容易推广，只要靠近人群开发就可以。然而，它也存在初始投资较大、投资回收期相对较长，低速风区小型风电场的选址与建设要求更高的技术含量等问题。

　　

　　风电终要前行，下一步，风电产业应借力“调整”契机，理顺风机制造企业、风电场运营商、电网三者关系，并尽力解决发展模式、电力体制、电价等方面的难题。而如何进一步改变风电发展模式，仍需电力体制改革进一步推进。

　　

　　油气：把握改革窗口

　　

　　贴近民生的油气价格一直是能源产业改革的难点和焦点，变和不变，如何变都存在激烈的争议，民间甚至不乏对能源企业的敌意，舆论压力尤为沉重。但市场倒逼和能源发展目标双重压力都要求决策者把握改革窗口，理顺价格关系，促进能源利用方式变革。

　　

　　在2011年10月份，国家发改委发言人向外界透露，2012年成品油价格改革仍将在现行体制机制框架内，围绕缩短调价周期、加快调价频率，改进成品油调价操作方式，以及调整挂靠油种等方面。对于调价周期缩短、增加调价频率一说，支持的一方认为，有助于更快更及时释放市场的调价预期，避免国内与国际行情脱轨，减少市场投机行为对市场秩序的干扰。而反对者则认为，成品油流通过程复杂、环节众多，如果缩短调价周期至10天，很可能会给批发企业造成较大经济损失。

　　

　　在倡导大力改革的人看来，现有的成品油价格形成机制介于计划经济和市场经济之间，只是一种过渡，只要体制不改，成品油定价机制改革还会继续流于表面，三桶油的垄断市场地位还会引发一轮又一轮的油荒。

　　

　　在年底举行的中央经济工作会议上，“完善原油成品油价格形成机制”被列为明年深化重点领域和关键环节改革的内容。随后召开的全国发改委工作会议上，国家发改委主任张平再次表示会“择机推出成品油价格改革方案”。2011年底，天然气价格改革的试点方案出台，更明确表明油气价格改革市场化的取向，也显示出这一关系国计民生的重大改革会在适宜的条件下缓步推进。

　　

　　2011年中央经济工作会议的核心精神是“稳中求进”，由此预计，目前国家对成品油价格的管控应该不会放松，主要目标也一定是“保证国内成品油市场的正常供应，利于国民经济的平稳发展”。激进的市场化改革几乎不可能在明年出现，但长远来看，坚持改革开放的战略不会动摇。未来改革的方向必然是会引入更多的市场竞争，让市场生成合理价格。

　　

　　核电：缓步为了发展

　　

　　2011对核电发展是戏剧性的转折，邻国的麻烦迅速在中国引起广泛担忧。如何化解民众对核泄漏的恐慌，确保能源结构调整成为2012年以及“十二五”期间核电产业需要解决的难题。

　　

　　国务院出台“国四条”震惊行业，但荒唐的抢盐风潮也提醒我们，国民对核电行业的不了解和不信任是多么深刻。如果不采取果断措施，核电发展引发的社会情绪难以预料。要重新树立国民对核电产业的信心，及早公布全国核电安全大检查的详细报告犹未为晚。

　　

　　需要抉择的还有自身问题。尽管确立自主引进的三代技术AP1000的主导地位是在日核危机之前，但大多数在运和在建以及待建的机组采用的仍然是二代或者二代改技术。而后者的脆弱性在东日本大地震中表露无遗。如何安全、如何高效，三代技术在技术路线的较量中逐渐占据舆论优势，但我国现有采取三代技术的机组都在建，没有事实依据证明其在抵御重大自然灾害或突发事件时拥有更好的表现。我国在役、在建和待建、待批的核电站中，采用二代技术的仍然是主力军，放弃它们是不是等于全盘否定我国核电自主化多年来的根基？这场争论需要及早得出共识，否则只会引发更大质疑。

　　

　　中国核电一直良好的安全记录值得骄傲，被核安全恐慌暂时打断的核电体制改革思路仍需继续。五大发电集团能否打破行业垄断，进入核电产业？核电上网电价如何进一步理顺？固有的体制问题在日核危机之后依然需要核电产业自我审视。

　　

　　光伏：整合升级御寒

　　

　　从纷纷增产扩容到大面积亏损甚至停产，被国际市场形势变化和价格战升级逼到悬崖边的光伏产业在2011年里经历残酷考验。两头在外的产业格局既期待国内市场提振，更需要自身整合力量，度过严冬。

　　

　　政府相关部门为缓解企业困境，在启动国内光伏市场方面，已经制定出台了一系列支持政策和措施。如在“十二五”能源规划过程中，将光伏装机容量10GW，调整提高为15GW；为充分调动光伏电站建设积极性，及时启动了标杆电价政策；继续开展实施金太阳示范工程。

　　

　　尤其是标杆电价政策的出台，像一阵强心剂，使全国各地掀起了发展光伏产业的热潮，国内装机速度大大加快。

　　

　　但国内市场的扩大并非包治百病的灵丹妙药。在国际市场增幅继续放缓、国内市场规模已然确定的情况下，如果各地再急速扩增、扩建，产能过剩和并网难的风险将进一步加剧。

　　

　　毕竟，光伏发电成本在未来相当长时间内仍将保持较高水平，与火电价格相比，尚不具经济性和竞争优势，依靠政策拉动和财政补贴培育起来的国内市场，注定将需要经历一个逐渐扩大的长期过程。

　　

　　值得期待的是，对光伏产业发展具有直接推动作用的配额制政策和分布式能源管理办法，已形成初步方案，正在加紧制定中，有望在未来出台实施。这些因素将改变大规模电站占光伏装机较大比例的现状，并推动具有就地消纳等优势之分布式光伏电站的兴起。

　　

　　面对前景的复杂性，光伏行业最终还需积极进行产业整合和技术升级，才能最大程度地避免投资风险和大起大落。

　　

　　

　　

　　

 

来源：人民网