西北地区应以煤电整合为契机,重回厂网一体化经营
发布者:lzx | 来源:能源杂志 | 0评论 | 899查看 | 2020-06-28 18:09:16    

2019年底,《中央企业煤电资源区域整合试点方案》被披露,一时间引发了国内外的广泛关注。方案拟将甘肃、陕西、新疆、青海、宁夏5个煤电产能过剩、煤电企业连续亏损的省区,纳入第一批中央企业煤电资源区域整合试点。5大中央企业对应5省的煤电资产,致力于解决产能过剩与亏损问题。可以讲,这是个国企政策视角的动作。


2020年5月之后,这一思路有了试点的推进。华能、大唐、华电、国家电投、国家能源集团根据《中央企业煤电资源区域整合试点方案》,将在5个省区的5个试点区域开展第一批试点,共涉及48户煤电企业。


这种改变如果发生,无疑将是产业组织上的巨大改变,也是一个重新思考我国电力行业发展与结构的机会。


我们认为:西北的煤电整合,要跟电网资产的整合放到一起,重组上下游形成一体化的电力公用事业集团,实验基于边际成本的经济调度以及严格监管下的成本为基础的定价模式,成为类似南方电网一样的试验田。电力行业是个几乎完全本土化的行业,在快速变化的世界中完全不需要“中国特色”。这强烈地区分于存在国际垄断势力的油气部门,而需要根据普世理论持续进行经济效率为基本目标的一步一步、小步前进的改革与监管。


西北地区与电力系统的特点


西北地区幅员辽阔,人口稀疏,资源丰富,是我国经济相对落后的地区。狭义的,西北五省区(新疆、青海、甘肃、宁夏、陕西)国土面积占全国的30%,人口占全国的7%(1亿人),GDP不到5%。


西北电网呈现出显著不同于其他区域电网的特征,可大致总结为:超高压、大机组、大电网。其自然资源禀赋、地理条件与负荷需求共同导致了这样的特征。因为输电距离过长,其他区域电网中常见的220kV与500kV输电线路所带来的线损对于西北电网而言过高,因此西北电网中出现了全国独一无二的330kV与750kV电压的等级。直接对此进行整体市场改造,市场的形态可能是阻塞的广泛存在,以及价格不会趋同。


同时,由于“西电东送”等超出电力行业本身含义的所谓总体战略下,基于西北地区丰富的资源禀赋,大量远距离输电线路和大型发电机组被建设,并主要用于向中东部省份输电。这些输电完全可以独立出来。对于重资产行业而言,强大的投资锁定效应使得其难以灵活追踪外部环境的变化。包括但不限于:中东部地区电力需求增速减缓,中东部地区大量自建电厂投运,西部地区本地电力需求能力增加缓慢,可再生能源爆发式增加等。


这一物理系统与社会经济运行的严重脱节,必然构成市场建设的巨大现存扭曲因素,比如如何处理“沉没成本”与搁置损失。


上一轮的电力系统重组制造了诸多挑战,至今未有效解决。发端于上世纪末的电力系统改革,主要以公司化、厂网分开、独立核算为主要特征。与其他部门改革启动滞后不同,电力部门的改革几乎是与欧美同步(美国与欧洲大体都是90年代或者新千年之初开始的)的。


但是20年过去了,回顾过去的改革,失败的居多,而成功者(比如美国的7个市场,北欧以及西欧少数国家)也面临着持续改革的重大挑战。尽管有提高效率方面的收益(仍存在争议),但是系统的安全稳定可靠性的下降成为了更加经常讨论的话题,特别是在可再生能源需要系统的平衡更快更短的背景下。


就我国而言,上世纪末期重组电力部,然后组建国家电力公司为5大发电、2大电网公司,解决了预算软约束与成本膨胀的问题,但是无疑也创造了很多别的挑战。


这主要在于三个方面,首先是电力系统结构,标杆电价体系产生了对煤电的过度激励,建设热情居高不下,煤电份额长期超过其最优份额;其次是资源浪费,系统充足性过剩,缺乏市场份额协调机制,所以只能“大锅饭”来划,影响系统效率与环境表现;最后是公平收益与电价,系统低谷下调日益困难,“辅助服务”规则抓壮丁,企业公平收益(比如以市场竞争下的结果为标杆)与消费者电价水平成为无法验证的糊涂账。


在一体化的电力系统,前两个问题是通过综合资源规划(IRP)解决的,尽管也并不总是奏效的;第三个问题过去也基本不存在,一方面电力供需紧张的时候居多,一方面并没有单独核算,并存在利润追求方面的强烈激励。


这些问题,在上一轮改革之后,都需要新的机制予以解决。但是从过去20年的经历来看,一个并不那么令人愉快的事实是:以上三个问题大部分的解决都是不充分的。


西北电力系统市场化改革的收益与成本


从欧美来看,电力系统需求价格弹性很低、消费者被割裂在波动价格之外(意味着价格促进均衡的作用有限)、物理约束多但是需要时时平衡(安全与稳定压力大)、投资密集需要较长建设周期(意味着自由进出困难)的特点,都使得要实现有效市场竞争,是一件很不容易的事情。


随着可再生能源的日益增多,大部分市场也需要日益在短期的批发市场之外,通过额外政策或者其他机制保障的长期机组投资充足性。市场的功能并没有越来越具有决定性。


回到我们讨论的西北电力系统,其推行市场化改革的成本与收益又是什么?在何种水平?


市场化讲究的是制定市场竞争规则与建立基础设施,通过分散的个体的独立决策,来实现系统的最优资源配置。理论上,上帝视角的“社会规划者”模式与市场的完全完美竞争可以得到一致的结果。但是,现实中存在种种的不完美,限制市场发挥其理论上的最优效率功能。这些不完美特别包括两个方面的问题。


一是市场力问题。如果竞价市场的参与者非常有限,那么其合谋或者不充分竞争(寡头)的可能性更大,特别是在短期市场中,市场需求高涨的时候。大部分机组达到了最大出力,剩余的机组有足够的能力将价格推到更高的程度。由于西北地区的需求非常稀疏,在一个地理范围已经很大,但是对外联络线稀少(通常是交流,而不是服务于特权僵直外送的高压直流)的地区,某些机组就往往具有这种市场力。


二是交易成本问题。由于电力市场组织的专业性与复杂性,即使现在在欧美,能够直接参与批发市场的也只有用电大户,以及作为总结的售电公司,以抵消各种交易(比如交易所的会费)与销售成本,也解决电力竞价、结算、平衡责任处理、电网资源使用等复杂的专业性问题。西北地区能够承担这样角色的机构,能够承担这种交易成本,是很少的。


从市场化的收益来看,其主要是给消费者带来的更低的电价的可能性。目前西北地区的电价已经是全国最低的,也跟美国最低的电价水平(比如以电解铝大用户的优惠电价衡量)不相上下。可以讲,这种电价下降的潜力将是相对有限的。从而,建设市场的成本非常之高,而能力要求短期内也完全达不到,而收益还比较有限。


再进一步,考虑到西北地区巨大的冗余机组存量,市场化必然造成部分机组提前“搁置”。如何处置这部分“搁置”资产无疑也将面临政治上的挑战——这次整合就是一个解决这个棘手问题的信号。


西北的电力市场化改革,似乎有点费力不讨好的感觉,需要重新校核其改革的方向。此次的电源侧整合,可能只是一揽子改革计划的第一部分。


通过市场化优化资源的配置,可能能够极大地提升经济发达、人口众多、电力需求密集的东部地区的经济效率,但是在西北这种潜力可能是大打折扣的,但是要实现市场化资源配置,其工作量似乎并不会跟整个市场容量的大小成比例,而需要很高的“固定投入”。


将西北电力系统打造为南方电网一样的试验田


西北地区需要重新整合电网与电源,回到一体化状态,以应对分裂的利益诉求带来的系统运行的风险问题,成为一块“严格计划”的试验田。同时,必须解决一体化状态下普遍存在的成本无限膨胀的激励,这需要强化监督管理的能力建设。


特别的试验目的包括:


建立做实区域调度中心,逐步提升目前西北地区事实上“省为边界”的平衡区域到区域层面,并且通过“一个锅吃饭”与网状电网构建,改善系统低谷平衡(习惯上称为“调峰”)的困难问题;


切实实施经济调度——系统成本最小化调度,改善目前的自由量裁调度(平均调度只在年度尺度上成立)的局面,为其他地区转向经济调度提供先期示范,这也是跟一体化系统的激励(节约系统成本)相容的,阻力明显要比现在要小;


作为其他市场化竞争为基础的电力治理地区的对比,对如何基于“服务成本(cost of service)”的监管体系构建提供治理经验,培养监管队伍;


为内部形成电力统一市场,以及东西部网对网(而不是目前割裂本地与外送的“大飞线”)外送格局提供一端的制度与治理基础。


思考与总结


市场决定不仅是种理念,而且是种很高的能力。良好市场的运作需要:


抑制市场力与垄断;


市场作为基本的制度安排,允许扭曲的存在,但是特例必须有限以及有充分依据;


合法合规性的监管能力。


“十四五”电力规划,需要包含结构重组内容,以解决部分体制问题。西北地区电力系统面临的挑战与问题,我们认为,并不需要,有限的视野内也不可能通过市场化的方式给予解决。


利用西北煤电重组的契机,重新整合西北回到厂网一体化经营,试验新的经济调度与严格监管,将为这一地区更低电价水平的发展,提供巨大的契机。

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