此前，國家發改委、能源局聯合下發《關于有序放開發用電計劃工作的通知(征求意見稿)》(簡稱《征求意見稿》)，是根據《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》精神，結合中央對供給側結構性改革的總體部署和進展要求，以及在兩年來各地電力改革試點開展情況階段性評估的基礎上，對電改配套文件《關于有序放開發用電計劃的實施意見》(簡稱《意見》)的完善和細化。總體感覺是通過機制的創新，釋放了我國電力改革從計劃機制加快走向市場機制的信號，值得深度思考并高度關注。為此，本刊記者專訪了中電聯發展規劃部副主任薛靜，聽一聽她是如何解讀這個文件的。

 

記者：這次下發的《征求意見稿》，是基于一個什么樣的背景和原因?

 

薛靜：我認為這次文件釋放的最大一個信號，就是要加快市場開放的步伐。之前《意見》中提出的“逐步放開”，在實施過程中存在一些預想不到的實際問題。

 

第一，“逐步放開”，導致電力企業無法按照市場化原則和價格優勢策略，加大市場競爭能力建設，自主參與市場競爭。電力是一種特殊商品，從社會功能角度可以分解為市場電和計劃電，計劃電量主要是滿足國家重點保護的保底服務用戶。市場電量部分從完善的市場規則來說，應該完全放開，實施買賣雙方競爭。在目前逐步放開市場電量的過渡過程中，大部分具有市場屬性的電量仍然在計劃電量的保護傘下，不參與交易競爭，導致很多基層發電企業對電力市場的認識仍然嚴重不足。對市場變化的敏感性主要還是來自煤炭價格的變化，沒有做好充分市場競爭的各方面準備，“狼來了”依然停留在概念中，而不是具體的競爭能力建設行動上。在計劃電量保護傘下，努力爭取獲得計劃電量，而市場電量部分是作為邊際利潤看待的，憂患意識不足。

 

第二，“逐步放開”，造成電力調節能力下降。目前各地實施的電力交易，基本上是中長期電量合約交易。在電量平衡實施過程中，由于通道問題使得有些簽訂的合約不能兌現，造成法律意義上的違約問題，這是由于中長期直接交易(實際就是大用戶直接交易)沒有相配套的現貨市場以及輔助服務市場的支撐與調節。目前在“逐步放開”過程中，發電機組被劃分為計劃與市場兩部分，受調度的調峰調節原則上主要是由計劃發電機組無償或者少量價格補償情況下承擔的;提供市場電量的機組在沒有市場激勵機制條件很難主動參與峰谷差調節，導致電力系統調節能力下降，加劇了新能源上網消納的困難。

 

第三，“逐步放開”，強化了地方政府的行政壟斷權。既然計劃電量在逐步放開過程中仍然占了較大比重，那么誰進市場、誰不進市場，就存在地方政府的行政干預。只要不是市場電量，就是按標桿電價，這種情況反而給發電企業帶來計劃性依賴。

 

第四，“逐步放開”，不利于加快淘汰落后產能或管理效益低下的“僵尸”發電企業。目前電力市場供需矛盾越發嚴重，特別是煤電機組，總體呈現出東部地區結構性過剩、西部地區相對過剩的局面。在這種情況下，加快淘汰落后產能或管理效益低下的僵尸發電企業，是政府和全社會的任務，但是如何讓煤電企業自己增強活力，求得生存空間，實現競爭環境下更大的效益，這是企業自身的事情，不應該由于“逐步放開”，效率低下的煤電企業繼續獲得能夠活下去的基本發電量計劃，從而保護了落后產能。

 

第五，“逐步放開”，與目前出現的棄風、棄光、棄水現象相左。《意見》中明確水電、風電、太陽能發電等清潔能源具有優先發電權，并優先安排發電計劃。但是在目前全社會用電量增速疲軟而清潔能源發電能力快速增長的情況下，新增風電、太陽能發電甚至大水電直接作為市場電量參與直接交易，由此引發了國家制度安排與現實市場的矛盾。總體來說清潔能源特別是新能源和西部大水電建設成本較高，需要全社會補貼支持，還需要煤電進一步騰出空間支持。“逐步放開”節奏已經不能適應風、光以及水電快速發展的空間需求，導致棄風、棄光、棄水問題更加嚴重，不利于清潔能源的中長期發展;當然在目前全社會用電量增加空間有限情況下，清潔能源也不能完全依靠“優先”來完全解決市場消納問題。為此《征求意見稿》明確要加快煤電機組放開步伐，同時也鼓勵清潔能源參與市場競爭。

 

記者：這次的文件，您認為有哪些創新點?

 

薛靜：這次文件的創新點主要有六個方面。

 

第一，設立煤電發電小時基準數，使長期以來的國家投資部分逐步通過全社會沉沒消納。《征求意見稿》中，基準小時數最高不超過全年5000小時。目前來看，這對山東、江蘇和寧夏出力較好的煤電機組影響不小。我認為，不同地區可以根據實際情況設定不同的基準小時數，并相應地核算出不同容量機組等級的基準小時數，重點保障100萬、60萬機組利用小時。不同容量等級機組設定不同的發電利用小時數，以體現節能環保和高效利用，體現“十三五”的能源利用提質增效理念。設立基準發電小時數，是目前實施發用電有序放開、穩步過渡的創新舉措，是承認我國發電機組建設投資從計劃安排到市場安排的歷史發展過程，即保證所有發電企業在過渡階段有基本、公平的發電權，使國家多年的資本投入部分，通過全社會承擔予以逐步過渡并沉沒消納，而且基準小時數是逐年減小。企業如果希望獲取更多的電量、獲得更高的收益，就得在基準小數外通過市場競爭得到。

 

第二，市場電量促煤電機組盡快轉型。在《意見》安排的逐步放開過程中，較大比重的煤電機組發電量仍然保留在計劃電量內，并逐步過渡。《征求意見稿》則要求煤電機組加快放開到市場中去，并必須自己去找到買家，簽訂購售電合同，從而可以盡量騰出發電計劃空間，并盡量使核電、水電、新能源這些機組得以優先安排。這對煤電機組來說是一個很大的挑戰，實際上是“逼著”煤電企業盡快向市場競爭轉型。對于熱電聯產機組是按照“以熱定電”原則安排發電的，這種安排實際是變相保護了煤電機組，導致了近年來新投產的煤電機組基本都是熱電聯產的，壓縮了新能源發電的消納市場，尤其在冬季。《征求意見稿》明確了在“以熱定電”過程中，熱電機組也要加大進入市場的比例，讓熱電機組更多地參與到冬季市場調節中，同時鼓勵新能源直接供熱創新模式。

 

第三，引導用戶參與市場競爭，轉變只有電量是市場交易品種的基本概念。《意見》中規定用戶有序按電壓等級逐步放開。根據《征求意見稿》，用戶一共有三類，一類是直接交易，一類是售電代理，一類是保底服務。除保底服務的用戶之外，售電代理和大用戶都要盡快全部進入市場。從文件看，基本是2018年前全部進入，這與煤電企業全部進入的時間基本上是對應的。同時，為避免參與交易的大用戶、售電企業(負荷集成代理)出現盲從交易現象，逐步培育電力競價的技術和經濟相結合的綜合能力，要讓參與交易的用戶、售電企業逐步認識和學會預測電力負荷，提供負荷曲線，加深對電力瞬間平衡的專業概念。在售電過程中，不再把電力交易品種只停留在如白菜交易那樣的數量平衡，而要提供電力保障供需關系。《征求意見稿》改變了電力市場交易就是電量不是電力的基本概念。這對要求參與交易的大用戶和售電(負荷集成代理)企業，變相提出了專業技術門檻要求，敦促他們加快對用戶用電監測技術手段的建設和應用，通過大數據分析，提供專業化服務。

 

售電公司不僅可以買賣自己的電，還可以代理其他發電企業、用戶的電能量交易，做各種電力電量的組合。《征求意見稿》明確提出培育售電企業可以作為用戶的代理參與購售電競價，并要逐步向專業化方向發展，提供交易和平衡所需的用電負荷曲線。要逐步培育一批有實力的售電公司，在用戶側形成多能互補的微電網。還要培育一批配售一體化的企業，直接承擔結算業務;如果不是配售一體化的，但資本金雄厚，也可以進行市場結算業務。這對向著專業化、規范化發展的售電公司來說是一個利好，也是對《意見》中售電企業定位的重要補充。

 

第四，適時取消標桿和目錄電價，促使企業充分競爭。目前，發電側交易競爭規則(典型案例是廣東平臺交易規則)是在標桿電價基礎上降多少錢，用戶側是在目錄電價基礎上降多少錢，也就是說不管怎么樣都有一個基準值參考。《征求意見稿》打破了這種關系，可以讓企業在價格上充分競爭。政府將力促逐步取消具有計劃痕跡的標桿電價和目錄電價，簡化電價的品種，真正實現價格市場化，煤電聯動政策也將逐步退出歷史舞臺。

 

第五，調整跨省、跨區送電計劃平衡。《意見》明確指出，市場中跨區電量是按大水電、大火電的順序考慮的，并優先納入受端地區平衡關系。但《征求意見稿》作了相應調整，分為兩種情況：一是電源點跨省跨區鏈接受端電網的，其發電機組無論哪種能源類型都直接參與受端地區電力電量平衡，這就打破了跨區跨省的發電機組可以優先計劃安排發電的格局，點對網供電要通過受端地區市場競價，培育市場意識，充分發揮好跨區跨省發電成本差異和峰谷差地區差異的優勢，這對發電企業的地區性電源布局，尤其對西部地區布局具有很好的戰略引導作用。二是電源通過送端電網接入受端電網的，過去是考慮受端電力電量比重結構關系做全年發電計劃安排，《征求意見稿》明確也要逐步調整比例關系，向市場化調節方向努力。

 

第六，對新增機組全部作為增量的影響評估。《意見》綜合考慮歷史發展與市場培育關系，提出了發電機組的存量和增量概念，并且提出100萬千瓦、60萬千瓦容量等級機組可以優先納入發電計劃安排。《征求意見稿》明確，2017年3月15日以后投產的煤電機組，全部進入市場。言外之意，在目前煤電機組相對過剩的格局下，新投產機組的市場、財務風險不再由政府、社會承擔，即把原來政府批準企業投資、企業要求效益回饋的責任轉化成企業自身對市場評估的責任，這對目前煤電無序投資建設是一個強烈的預警信號。當然由此可能會出現在2017年3月15日之前煤電機組搶建、搶投的現象，導致短期過剩加劇的問題，發電企業要做好防范。

 

記者：有序放開發用電計劃以后，對煤電企業影響很大，您覺得下一步煤電企業發展應該注意哪些問題?

 

薛靜：我認為，煤電企業要加快向能源服務業和能源生產業相結合的業態轉型。

 

首先，要加強管理，降低煤耗。同時，在市場競爭過程中，既要搶電量也要搶電力，加快機組改造后參與輔助服務市場競爭。在這個基礎上，通過資本運作，使企業效益與發電利用小時、發電量不完全掛鉤，實現綜合效益。“十三五”期間，集中發電和分布式發電將協同發展。協同發展是為了培育分布式能源、清潔能源，這是能源發展的方向。建議煤電企業充分認識到這個歷史趨勢，除了作為主力供電外，還要做清潔能源和分布式能源發展的“陪跑者”，積極配合做好“助手”。在這個基礎上，是否也能拓展成為分布式和清潔能源的組成部分，實現多種能源、多種形式互補調節，實現能源效益和經濟效益最大化呢?

 

其次，過去發電企業就是典型的生產型企業，隨著能源利用業態的發展趨勢以及市場化建設加快，今后將電力用戶側也納入了電力市場體系。發電企業利用自身優勢資源拓展能源服務業，為電力用戶提供專業化服務。能源服務和能源生產相結合，對社會可以提高能源利用效率，對企業可以獲取更多交叉的發展空間和經濟利益。發電企業從產業鏈綜合角度，可以將業務視野一直延伸到用戶端，從用戶端的負荷響應與管理反饋到發電側、反饋到全產業鏈調節，這是發電領域大數據智慧化概念，這個技術現在已經開始應用。發電企業既要在市場上通過電量獲得效益，也要通過電力來獲得效益;要通過輔助服務和現貨市場獲得效益，也要在資本市場獲得效益，通過互聯網手段，逐步健全增值服務和綜合交叉服務。

 

記者：目前來看，那些中小新能源機組進入市場還不具備優勢，您認為他們應該如何積極應對市場?

 

薛靜：中小新能源機組可以積極地以小規模、分布式參與微電網培育建設，并與大電網(公共電網)協同發展。當前，國家對分布式能源的支持政策很寬松。中小規模的新能源布局優勢應該在用戶側形成分布式能源與用電的有機組合，以智能網架形成局域電網或者微電網，并與大電網友好協同，實現多能互補地為用戶服務。從發展眼光看，不久的將來，一定是微網和大電網協同發展，大電網為微網、局域網提供外來能源或備用，這意味著大電網發電的利用效率將越來越低，從保障可持續安全供電角度，將會通過市場機制，逐步提高大電網供電價格。在我國南方地區，分布式能源資源不足，在沒有解決大規模儲能問題之前，電從遠方來的跨區跨省大電網必不可少。大電網保電和買保險的概念相似。小微網規模畢竟小，供應能力有限，在儲能沒有大規模發展情況下調節能力不足。而大電網容量大、消耗成本高、保險系數高，價格也就將提高。微網將逐步形成價格比較低廉的末端能源供應，這是與能源互聯技術發展相適應的“人人用電、人人發電”的前景。“十三五”是培育起步階段，大約要在幾十年以后，微電網將逐漸成為人類重要的能源供應方式之一。建議大型電力企業要從過去工業化時代的集中發電、運營方式逐步轉型，盡管這個轉型過程是漫長的，但這是趨勢，誰也阻擋不了。