容量电价可解决电力行业审批难题

2002年厂网分开的实现使我国电力工业组织结构发生了质的变化，实现了发电多主体竞争态势，在体制上做好了实现电力市场化的准备，但电价形成机制、电量分配机制、项目核准机制一直停留在计划经济时代的模式，不利于电力工业的可持续发展，也不利于电力工业节能减排。目前这三项行政审批权力分属不同的权力机构，谁也不愿意先行放手，实施发电容量电价政策可将三项审批机制之间的纠结“解耦”，解决当前电力行业管理的困局。

容量电价作用之一：

电价调整更精准

国发（2002）5号文件提出的电力体制改革目标要求打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。但是十年来，我国的电价管制模式没有大的变化。电价管制过于集中统一，已俨然成为利率之后的重要经济杠杆，成为宏观调控、控制通胀、以及促进其他产业结构调整的重要调控工具。

同时，目前的电价都是混合形态，没有将其中的各种成分切割出来，区别管理。全部发电成本和输配电成本都混合在销售电价中，全部容量成本和电量成本都混合在上网电价中，从而使得销售电价和上网电价的调整负担太重、难度太大。如果能将输配电价和发电容量电价独立出来，则电价的传导就要清晰顺畅许多。而这两个价格都是基于建设成本，可以做到长时间稳定。不同的电价与不同的成本相对应，可以使得电价调整更为精准，更为有的放矢，更好地反映生产成本和供需信号。

目前在火电上网电价上，采用了分省标杆电价制度。标杆电价的出发点主要是为火电平均建造成本设置标杆，旨在为容量投资设定长期价格信号，但又采取的是一部制电量电价的形式，由于燃、运成本这些年在不断上涨，火电机组利用小时也在巨幅波动之中（2006年5612小时，2007年5344小时，2008年4885小时，2009年4865小时，2010年5031小时，波动幅度在15％以上），使得标杆电价这一本应该长时间稳定的“标杆”不得不承担起“煤电联动”的重任而不断变动。实际上煤电联动已经不可能找到调整标准，因为有两个不可测的变量。在引入标杆电价的时候，煤炭价格和运输价格一直较为稳定，基于这一前提，标杆电价采用一部制电量电价，只需要考虑利用小时一个变量，且采用多年平均值，电厂基本可以做到以丰补枯。可就在引入标杆电价机制以后，煤、运价格就开始了一路单边上涨，这一电价机制的假定前提已经不存在，标杆电价机制已不适应当前形势发展的需要。

如果标杆电价以容量电价形式规定，按照机组实际可用率来收取，则上网电价的主要部分能够长时间稳定，这样无论对于当前的煤电联动政策、节能发电调度政策、大用户直接交易政策，还是对于今后的电力市场建设都要更为清晰顺畅。

煤电联动政策和节能发电调度政策都是在竞争性电力市场建设之前，为缓解煤电价格矛盾，和尽可能挖掘发电侧节能减排潜力所采取的非市场手段，在当前上网电价采用一部制电价的情况下，二者都未能正常实施。如果发电容量电价得以独立，使发电企业的主体利益得以稳定，煤电联动可以更为精准、更为轻松，频率可以更高；同样，节能发电调度所带来的利益调整难度则要比现在小很多。需要指出的是，煤电联动和节能发电调度都只是在电力市场未建立的情况下的临时手段，是为了弥补当前机制缺失情况下的政策补丁，特别是没有解决向用户传导，将用户一起纳入到共同提高电力发展质量、系统运行效率和用电效率中来的问题。

大用户直接交易是打通供需见面屏障，赋予用户选择权的根本性市场手段，但大用户直接交易以输配电价能够独立为前提。如果发电容量电价机制也同时到位，将使得水、火、核电都可以参与和用户的直接交易，使得大用户直接交易开展的面更广。通过逐级放开用户，让这些价格随行就市，以大量局部的小变动代替小量全局的大变动，则可避免对整个行业、整个经济造成大的影响。

在发电容量电价独立之后，发电电量电价既可以通过大用户直接交易产生，也可以通过电量集中交易平台产生。在容量电价基本覆盖了发电建造成本的前提下，电量集中交易平台既可以技术上实现严格按系统能耗最优进行发电调度，又可以同时在发电侧和用户侧产生动态电量电价，指导供需双方动态平衡，提高用户用能效率。只有在发电容量电价和电量电价通过不同的机制分头形成，容量电价引导发电装机容量的提供，电量电价及时反映电力生产成本、资源稀缺状况和环境保护支出，并及时传导到用户，才能引导好用户科学用电，在节能减排的共同责任中，将广大电力用户的巨大潜力发挥出来。

容量电价作用之二：

电力项目投资更理性

当前电力行业项目投资管理仍然采用与计划经济时代相同的项目审批机制，虽然在名称上已经更改为项目核准机制，但在程序上比以往更为繁杂。一方面由于发电投资主体对需求的感知绝缘，盲目攀比。另一方面项目审批严格细致、手续繁杂，漫长的审批链迫使大量项目未批先建、边批边建；可批性代替可行性。大量违规项目反复出现，成为行业发展的常态。据统计，当前全国各类“违规”电厂有6000万千瓦以上，这些电厂无法正常地生产和经营，即使在严重缺电的地区和时段，这一方面使得许多火电企业的亏损雪上加霜，另一方面也造成巨大的国有资产损失。

如果发电容量电价独立，则电力平衡的责任主体与发电容量的购买主体相统一。在用户选择大面积放开之前，单一购电代理方实际上成为本地电力平衡的责任主体。电力项目在取得必要的环境评估许可和安全评估许可之后，获得容量购买合同即可自主决策投资建设。对于重大电力项目，则应该在中央政府的电力规划之下，通过统一的环境和安全评价，及可行性研究，以招标形式产生容量电价，并确定投资建设主体，并同时确定好项目的进入时点。

容量电价作用之三：

电量分配更合理

在厂网一体化运行条件下，发电侧上网电量分配和发电机组运行，乃至整个电力系统运行，可以遵循等微增率准则，通过技术手段实现能耗（水耗）最小、排放最少的最优配置和运行。厂网分开使得厂网已分别成为独立利益个体，发电主体也已多元化，这就必然导致单凭技术手段实现上网电量最优配置和系统最优运行已不可行；同时由于改革后续步骤未能及时跟上，真正竞争性发电的市场架构未能建立，发电上网电量分配出现了分配准则的缺位，在厂网分开后的较长一段时间内，各地普遍采用了一种所有机组无论燃料利用效率一视同仁平均分配年度发电计划的发电安排方式。这一发电安排方式在市场化改革未完成的过渡性体制下，有其出于公平考虑的合理性，但也同时留下了巨大的效率提升和节能减排改善空间。为此，国家出台了节能发电调度政策，但由于利益补偿机制难以建立和实施，试点未能获得有效推进。

如果容量电价独立，且基本覆盖发电建造成本，则附着在电量分配上的利益分配可大为减轻，电量分配就不会再在公平和效率之间辗转纠结了，即使严格按能耗调度，发电企业之间的利益分配也不至过于失衡，如此则集中竞价市场和节能发电调度得以自动融合。

（摘自《三部制电力市场：有效模式与可行路径》，中国电力出版社，2013年9月出版，作者赵风云，胡荣权，王冬容，韩放，饶光宇。小标题为编者所加）