能源结构调整箭在弦上电力体制改革缘何举步维艰

2013年全国多个人口密集区持续雾霾天气把能源结构问题推上了风口浪尖。以PM2.5为代表的大气颗粒物导致的雾霾天气频在各大中型城市频繁出现，尤其是以北京为代表的华北地区连续重度污染，主要来自于化石燃料的燃烧(火电厂、机动车等)、道路扬尘和空气中气态污染物的二次转化。因此，举国上下开始对能源消费结构问题再次密切关注。

从中国电力生产结构可以判断，支撑中国经济增长的能源消费需求仍然主要依赖于煤炭。煤炭仍是主导发电能源，用电量增长将导致煤炭的需求量继续增长。分布式能源对煤电的冲击还远未出现，环保政策难对现有格局产生颠覆性影响。这也预示着雾霾天气可能在短期内难以得到根治，但是发展清洁能源已经成为改善能源结构的必经之路。

图表1：中国经济增长与一次能源需求增长的关系

从现实发展趋势和技术可行性角度看，天然气是未来5~10年内替代煤炭的最有效的清洁能源。2012年中国天然气消费占一次能源的比重为4.73%。而同期煤炭、石油的比重为68.5%、17.68%。我国天然气消费占一次能源消费的比重不仅远低于美、欧等发达国家，而且与世界24%的平均水平有较大的差距。而在电力市场结构中，煤电占80%的市场份额，其余基本上是有可再生能源发电构成，天然气发电基本可以忽略不计。

根据《国家能源“十二五”发展规划》，十二五期间：非化石能源消费比重要从7.6%提高到11.4%，非化石能源发电装机比重达到30%。天然气占一次能源消费比重要从4.12%提高到7.5%，煤炭消费比重从70%降低到65%左右。从现实情况看，要完成能源结构的转型目标仍然面临较大的挑战。其中，既有中国资源禀赋特征(富煤缺油少气)造成，同时也受到了不合理的能源体制因素抑制。

图表2：2012年全球能源消费结构

中国能源结构的调整时被动进行的，以目减煤增气为例，其背景是在全国大面值PM2.5严重超标环境不可持续的强大压力下不得不有所作为的操作。能源工业的改革落后于其他大多数行业，在煤电油气领域，真正实现市场化的只有煤炭，而天然气价格体系的市场化改革才刚刚启动。

如果政府要改变能源结构目前的现状，必须大力推进能源体制改革，激发市场的活力，发挥市场配置资源的基础作用，而核心仍然是价格体制的改革。实际上，在今年价格形势比较宽松的条件下，我国电、煤、天然气、成品油等资源性产品的价格改革已次第展开。

图表3：煤电油气目前的竞争格局及面临的体制困境

煤炭价格市场化进程基本完成。2012年年末，国务院办公厅发布了《国务院办公厅关于深化电煤市场化改革的指导意见》，电煤价格取消双轨制。抓住煤炭供需形势近年来少有的宽松局面，自2013年起，取消重点合同，取消电煤价格双轨制，发改委不再下达年度跨省区煤炭铁路运力配置意向框架。煤炭企业和电力企业自主衔接签订合同，自主协商确定价格。至此，电煤价格已经完全放开由市场调节。

根据2002年既定的“电改方案”即业内通称的“5号文”，电力体制改革可以归纳为十六个字：厂网分离，主辅分开，输配分开，竞价上网。要求电网企业逐步对配电业务实行内部财务独立核算，从实现电网企业输配分开的重组。同时，对输配电价也进行独立核算，并最终形成上网电价、输电电价、配电电价和终端销售电价的四类电价。

从现实情况看，上述电力市场化目标短期内难以实现。目前，国家电力价格实行“统一领导、分级管理”。按生产经营环节，电价管理分为上网、输配和销售电价。

图表4：电力体制改革的中长期目标

今年以来，电力改革力度再度加大。电力改革的方向仍然是加大市场在价格形成机制中的作用，同时鼓励可再生能源的发展，逐渐在电力市场化中反应环境生态的外部性成本。

2012年12月，完善煤电价格联动机制。继续实施并不断完善煤电价格联动机制，当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价，同时将电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整为10%。推进电力市场化改革。鼓励煤电联营，增强互保能力。

2013年7月，实行核电标杆电价，完善核电上网电价机制。同月，规范销售电价分类结构，将现行销售电价逐步归并为居民生活用电、农业生产用电、工商业及其它用电价格三类，此举为推进销售电价改革、推动产业结构优化调整提供了有利条件。

2013年9月，国家发改委提高了可再生能源电价附加征收标准，并出台了调整和完善光伏发电价格及补贴政策的文件，为促进可再生能源发展和减少大气污染排放提供必要的政策支持。

在电力市场化探索方面，电力大用户直购电试点范围正在扩大。今年内，国务院取消国家能源局对大用户直购电试点的审批，国家能源局、工信部下文明确提出支持各地开展规范的电力用户与发电企业直接交易，并要求纠正各种变相的让利优惠行为。