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    從本輪電荒應對看中國能源市場化改革

    文章出處:   責任編輯:   發布時間:2021-12-01 10:38:31    點擊數:-   【

    中國儲能網訊:能源市場化改革之前置條件


    能源市場化改革的內涵,至少應包含明晰產權+有效競爭這兩部分。其中明晰產權,需要建立同等有效的私權與公權制度,既包括企業、消費者等私權主體塑造、權利維護,同時也必須包括政府、行業、社會各層面公權的能力建設、約束與規范;而有效競爭,則需要從規則體系、產業結構、運行機制等多角度,為市場主體之間公平有效競爭行為提供保障與引導。改革開放40余年,在市場主體塑造已經深入持久的同時,各級各類公權建設問題日益浮現成為進一步深化改革、實現“好的市場經濟”的前置條件。


    公權的制度設計——要不要管?管成啥樣?到底管啥?怎么來管?由誰來管?這是公權制度設計的一系列底層問題。以本輪電荒為例,一是從管制職能上看,改革開放以來對于電煤管理呈現從統、到放、再到收的歷史往復,先從統購統銷、放松管制到煤炭訂貨會、產運需銜接會,近年又重新加強管制,但本輪電荒暴露出,在產能、產量、進出口均已施行管制的情況下,獨獨放任煤價暴漲,這從管制職能的設置角度來看顯然是不合邏輯的。


    二是從管制目標看,一方面放任煤價從2020年均577元/噸、最高788元/噸暴漲到2021年最高2600元/噸(均為秦皇島5500典型煤價,下同),另一方面限制煤電上網電價上浮不超過20%并作為重大改革突破。在相鄰產業環節,一個將3-4倍漲價視為市場正?,F象,一個將20%漲幅限制視為合理管制措施,充分反映了管制目標體系的混亂,或者說尚無體系(關于比價、聯動的評價與監控)。


    三是從管制手段看,2015電改9號文第10條“改革電網企業運營模式”至今沒有到位,輸配電與購售電混業經營、依然堅守企業層面經營業績,作為“管住中間”的產業環節,電荒當前未能分擔一部分價格壓力,公權制度設計的缺陷導致電荒下失去了一個本可大有作為的公器。


    公權的能力建設——本輪電荒與2008年電荒的機理完全一致,都是國際金融危機-能源危機在國內的映射,但目前中國能源管制能力處于改革開放以來最低谷,實際應對效果明顯遜色于2008年:


    一是2008年曾經積極運用價格封頂、漲幅限定、約談煤企等手段抑制煤價,而本輪電荒卻放任煤價暴漲3-4倍,并以市場為理由放棄干預這樣明顯不合理的價格行為。


    二是2008年明確提出清理中間加價,而本輪電荒放任數萬家煤炭中間機構9月份搶煤抬價、10月份強制變現從國有發電廠吸血。


    三是2008年各地積極應對電荒跑煤拜電,而本輪電荒卻在“有序用電”中以保居民用電為功而難以解決工商業限電。


    四是2008年發電廠虧損基本在發電企業內部消化,而本輪電荒發電廠普遍資金鏈斷裂,如果繼續延宕不休勢必向銀行等金融領域傳遞并放大風險。


    五是2008-2012年電荒5年私人煤老板侵占約10000億規模的資源溢價,而本輪電荒國資國企已經控盤的煤炭行業再次出現3000億規模暴利。


    總之,本輪電荒再次反映出,目前中國能源領域的公權制度設計與能力建設,均存在顯著的不合理不到位,能源市場化改革的前置條件歷史性欠賬,先天不足亟待后天補課。


    能源市場化改革之現實治理


    不論企業還是政府,都是市場經濟體系中的必要角色;不論市場機制還是政府管制,其本身都是手段,而非目的。本輪電荒與2008年電荒高度相似,本質上就是市場失靈,就是國際經濟危機對于國內市場的沖擊。在這種情況下,不論中國還是西方國家,都需要政府出手干預市場,由此轉化為特殊時期一種國家治理能力的較量,2600元/噸煤價相當于電價漲0.7元/千瓦時、一年翻倍,任何國家任何電力用戶都難以對此無動于衷,治理不好就是巨大社會損失,治理好則可以在國際競爭中脫穎而出。但現實中,本輪電荒時至今日的治理效果仍差強人意,治理理念、執政能力均存在顯著缺陷。


    本輪電荒的暴利特征——本輪電荒中,哄抬物價、牟取暴利的特征非常顯著,是一種典型的市場失靈:


    一是短期+巨額利潤跳增的不正常性,08-12五年電荒,煤炭行業累計利潤從此前5年的2764億元跳增到15895億元,2021電荒初始、煤炭行業利潤即從上年的2223億元跳增到5000-6000億元(預計)。


    二是價格脫離成本+背離供需的不合理性,08-12年電荒期間“煤價跟著油氣走,國內跟著國外走”,本輪電荒國內煤炭價格與國際煤價走勢的起步時間、過頂時間、漲價幅度,甚至降價幅度均呈現高度的隨動特征、亦步亦趨。


    三是侵占資源溢價+背離國企責任的不正當性,根據憲法第九條:“礦藏等自然資源都屬于國家所有,即全民所有”,電荒期間煤炭行業借助國際經濟危機而謀取的萬億規模額外利潤屬于典型的資源溢價,不應由個別企業、個別行業、個別地區占有,同時出現的電廠虧損、大范圍電荒更使國民福利與國家經濟秩序受到嚴重損害,這些都是不應該的。新冠疫情以來,國際關系緊張,國際秩序失控,國際治理倫理崩壞,國際產業鏈岌岌可危,與2008與2021類似的國際金融危機-能源危機,大概率將更頻繁地出現,亟需在傳統產能產量管制的基礎上,更加勇敢地直面外來危機,更加決斷地管控價格異動——事實上,面對這種國際經濟危機所誘發的電荒類型,正是可以體現中國宏觀調控治理能力的時刻,正是可以體現中國煤炭領域資源優勢、組織優勢、政治優勢的時刻,這本又是一個可以像應對新冠疫情一樣“風景獨好”的機會。


    本輪電荒的公權責任——任何市場的設計都是有邊界的,只能適用一定限度的“正常情景”。例如在能源領域,面對晝夜、季節、豐枯、投資時序等帶來的供需缺口,盡可自由放任,一次二次能源價格自動聯動,向終端傳導信號;但當異常情景出現,例如2008或2021年這樣國際金融危機-能源危機造成的市場失靈之時,就無法再僅僅依賴市場機制自發調節(甚至市場還可能放大波動),公權部門就必須積極干預,合理運用各種手段應對電荒、維護國家經濟秩序。也就是說,市場需要一個看護者,既不能無端干預市場運行、長期抑制電價的正常波動,也不能放任煤價的異常走勢、放任上萬億規模的資源溢價流失對國民福利與經濟秩序造成傷害,這個看護者既不能存在感太強,也不能形同虛設對野蠻人橫行視若無睹,但本輪電荒,有關部門顯然并沒有積極、合理地履行自己的責任。


    一是根據《價格法》第三十條“當重要商品和服務價格顯著上漲或者有可能顯著上漲,各級人民政府可以采取多種干預措施”,第三十一條“當市場價格總水平出現劇烈波動等異常狀態時,國務院可以采取多種緊急措施”,特別是《價格法》第二十六條所明確的“穩定市場價格總水平是國家重要的宏觀經濟政策目標”,對于這種煤價異常引發大面積限電限產,有關部門是完全有權力有手段、更是有責任直接針對煤炭價格采取干預措施的。


    二是以逼迫發電廠儲煤為核心應對電荒,雖有短期作用,但不僅相當于逼迫國企高位接盤,加劇虧損,而且進一步惡化發電廠財務狀況、電荒勢必反復重演,另外也給提供政策性貸款的金融機構埋下隱患,威脅國家金融穩定。


    三是以提高煤炭產能產量為重點應對電荒,但煤價從2600元/噸下降到1000元/噸僅僅是與國際煤價降幅持平、反證并非增產之功勞,而煤價停在1000元/噸高價,不回歸2020年577元/噸水平就急于逼迫發電企業簽城下之盟,相當于增加了0.13元/千瓦時的發電成本,依然沒有改變虧損-電荒的惡劣形勢。


    總之,本輪電荒再次反映出,對于市場失靈的治理失靈,是更大的現實問題。沒有有效的公權治理,就難以維護有效的市場。政府是市場的一部分,不能以市場之名而推卸治理責任。不該管的不要瞎管,但該管的時候,特別是本輪電荒這樣典型的市場失靈時刻,則必須要管起來,而且要專業地負責任地管好。


    能源市場化改革之未來演進


    改革開放以來,能源領域的發展一直走在改革的前沿,一直堅守著市場化的大旗,而這種市場化改革,也是多形態、多階段,不斷演進升級的。以應對電荒為例,1978—1995年,中國長期缺電,不適應改革開放的需求,針對投資短缺、獨家辦電的主要矛盾,實施了政企分開、多家辦電的市場化改革;2003—2006年,亞洲金融危機后投資審批政策失誤、停建電廠,針對裝機硬缺、省間壁壘的主要矛盾,實施了放松管制、規范競爭的市場化改革;而當前,新一輪電荒提示我們,中國能源又將面臨新的矛盾與挑戰,市場化改革需要繼續演進與深化。


    多元化政策目標——隨著經濟社會發展,電力能源作為重要的基礎設施領域,其政策目標越來越多元化,既要保障供應,又要限制高價,還要低碳轉型,為了實現安全性+經濟性+外部性(環保低碳)的協同發展,需要越來越高的公共治理水平和智慧。本輪國際金融危機-能源危機,除了新冠疫情背景,不乏低碳背景,從歐美國家終端能源價格飛漲、到中國發電廠虧損大面積拉路限電,低碳發展帶來更加復雜的矛盾因素、電煤-煤電的晦暗前景帶來更大的電荒風險,一次能源、二次能源之間,高碳能源、低碳能源、無碳能源之間,都需要探索更好的協同、更有效的治理,原有高碳能源系統、未來低碳-無碳能源系統之間,都需要更好的謀劃與監控,否則即使沒有國際經濟危機,依然可能出現“可控出力短缺”等等新型電荒,目前還沒有現成的成功的適合14億人口共同富裕的低碳模式,“先立后破”對于應對低碳轉型過程中的危機與挑戰啟示深遠。最終在政策領域,應以第二個百年目標統領碳達峰、碳中和目標,充分認識煤炭對于中國能源的兜底價值;在以新能源(電量)為主的新型電力系統構建中,充分認識煤電裝機的(電力)兜底價值;進而充分認識煤電-電煤國有企業在國家宏觀治理中的兜底價值,不論煤電國企,還是電煤國企,既應積極避免財務虧損而影響供應能力,同時更應主動避免追求暴利而丟掉這份社會責任與政治責任。


    非傳統產業模式——隨著“雙碳”目標的推進,煤電機組利用小時數持續下降、投資回報微薄、融資日益困難,面對規模進一步壓減、逐漸淪為調峰應急電源的前景,不僅發電企業失去投資動力,煤炭企業同樣懷有謹慎投資、短期牟取暴利的心理。而在儲能等技術瓶頸獲得突破之前,越是提高風電光伏等新能源占比,將越需要足夠多的煤機支撐(風電光伏的容量可信度趨近于零,2021年9月典型日東北電網3500萬千瓦風電裝機最低出力紀錄僅3.4萬千瓦),如果相關體制機制問題不設法解決,電荒勢必長期起伏延宕,煤-電供應將陷入又短缺又昂貴的窘境。在可預見的未來,對于煤電-電煤領域來說,既要為電力系統提供容量支撐與安全應急,又要讓出電量空間支持低碳環保,既要滿足安全保障與靈活調節性能,又要維持經濟性支撐國家競爭力,必然逐步趨向高產能+低產出+高投入+低回報的非傳統產業模式。由此,從2008年電荒時的“市場煤、計劃電”,到本輪電荒重演的“計劃煤、管制電”,再到未來“兩高兩低”的非傳統產業模式,煤電-電煤注定是市場經濟體系中高度管制的特殊領域,注定只能是有限競爭而非完全競爭,無從追求經典市場化模式而需要特殊產業制度設計,一方面要為煤電包括煤炭提供容量(產能)補償機制,經濟成本將遠遠超出預期,另一方面可通過高比例國資國企打造有人兜底型的“廉價而充裕”。


    筆者認為,這同樣是市場經濟規律的體現、同樣是市場經濟生態體系的組成部分與生命形態,在未來低碳化的能源系統中,不論煤電還是煤炭,相當大比例將更多趨向于儲備性資源、儲備性產能、儲備性設施的角色定位,特別是煤炭領域也將像發電一樣逐步建立制度性的產能備用機制,不斷提高煤炭產能的動態調節能力,最終通過煤電-電煤之間更緊密的產業鏈協同,進行更好的合作而非零和競爭,形成適應經濟社會發展需要的能源戰略儲備機制,而作為這樣命中注定的非暴利產業環節,2008或2021電荒周期中向全國人民攫取萬億資源溢價的歷史不應再重演了。


    總之,不論過去、現在還是未來,從電荒應對看中國能源市場化改革,狹義的市場失靈是不值得大驚小怪的;但從廣義的市場經濟體系層面看,對于市場失靈的治理失靈才是更值得關注的問題,市場主體私權塑造與公權治理能力建設必須同步。面對與2008年類似的外來沖擊,2021年的電荒本來完全可以避免重演,至少絕不應再拖延5年,中國完全可以充分發揮煤炭資源+國有煤企+黨的領導這三大優勢,完全可以做到不漲少漲煤價、完全可以盡力避免電荒,完全可以像俄羅斯一樣控制?。鈨r)煤價-電價,完全可以借本次國際危機進一步擴大中國制造的優勢。


    改革開放40余年,中國早已經走過討論“要不要市場經濟”的歷史階段,在能源領域,市場化改革早已是大勢所趨、勢不可擋;而當下更重要的課題,則是如吳敬璉先生所說,要建立一個好的市場經濟,不要建立一個壞的市場經濟,相信在一個好的市場經濟中,是可以最大限度避免電荒發生,或能夠積極有效應對電荒肆虐的,這一點是值得進一步深化改革,不斷探索、不斷實踐的。


    本文系《中國電力企業管理》獨家稿件,作者系中國人民大學應用經濟學院兼職教授。



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