云飞
    近日，云南省电力用户和发电企业直接交易(直购电)试点的输配电价获批。根据新政策，参与云南直购电试点的大用户购电价格，由直接交易电价、电网输配电价和政府性基金及附加三部分构成。其中，直接交易电价由电力用户和发电企业协商确定，政府性基金和附加由电网代收。
    尽管仅仅是一个省的尝试，但此举对于输配电价改革的意义弥足珍贵。2002年，电力体制改革“五号文件”确定了“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的思路，但12年过去了，在厂网分开、主辅分开基本完成后，输配分开与竞价上网迟迟“只听雷声不见雨点”。曾经参与电力体制改革的多位人士都表示，输配分开就难在输配电价的核定。如今云南的输配电价已经“出炉”，如果进展顺利，试点在全国铺开，是否竞价上网的时代就不远了。笔者发现，事实并非如此。实现竞价上网需要主观、客观多方面条件的成熟。而我国实现竞价上网的现实情况不容乐观。

    原因一：竞价上网只适于在电力供应宽松时实行

    其实，所谓的“竞价上网”就是成立电力交易中心，向发电企业买电，比如需要100个企业发的电，就让全国的发电企业开始报价，从最低的开始录取，录取到第100名，这个企业的价格就是电网的最高收购价。如果最后这个企业的报价是0.3元，那么0.3元就是电网的收购价，即使最低的企业报价是0.05元，那么电网也按核定的0.3元来收购，剩下的就是企业的利润。
    像这样的竞价方式我国曾经在浙江做过尝试。1999～2001年，受1998年亚洲金融危机的影响，我国用电需求下降，一度有过供大于求的情况。根据原国家能源局局长张国宝的回忆，后来成为严重缺电省的浙江，当时也一度电力供应宽松，所以率先尝试了竞价上网。当时引进了国外的竞价上网的报价软件，结合浙江省的情况进行了修改，通过计算机自动比对，择优调度上网但亚洲金融危机的影响很快过去了，2002年起全国大部分地方又变得缺电了，浙江省尤为严重，竞价上网已难继续下去，自动消亡了。
    根据国家能源局发布2013年全社会用电量数据，2013年，全社会用电量累计53223亿千瓦时，同比增长7.5%。而2013年冬季用电负荷更是刷新了历年的纪录：据国网调度数据显示，2013年12月26日，全国最高用电负荷达73461万千瓦，比2012年最高用电负荷(67410万千瓦)高出9%，创历年冬季用电负荷新高。
    同时根据中电联的预估，2011～2015年间，中国全社会用电量年均增长约为8.8%，并将于2015年达到6万多亿千瓦时。
    这也意味着，至少到2015年，我国的电力供应都不可能太宽松，在保供应仍然是主要目标的情况下，实行竞价上网显然不太现实。

    原因二：如果现在竞价，可再生能源已经输在了起跑线上

    在没有实现竞价上网的现在，我国实行的是分类标杆电价的制度。就是按照各类发电机组的成本和利润由审批形成一定的价格。标杆电价形成后，电网按照这个价格进行收购，再以国家核定的销售电价卖给用户。这样问题就来了，虽然发出的电效用相同，用户在购买电的时候付出的电价也不分水电、火电抑或光伏发电。在这样的情况下，既然收回来的销售电价是一样的，电网显然更愿意收购上网标杆电价较低的火电。这也是很多人认为可再生能源发电无法大规模应用的原因。但我们可以看到，成本的问题不解决，竞价上网比标杆电价更加不利于可再生能源发电的发展。
    笔者梳理了近两年来国家按照企业成本和利润核定的标杆电价，从中就可以大致看出，在现有的技术条件下，哪些企业最有可能在竞价上网的环境里胜出。
    核电：根据2013年7月国家发展改革委发布的《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》，全国核电标杆上网电价为每千瓦0.43元。全国核电标杆电价高于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝加价）的地区，新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价。
    火电：火电主要的成本在于煤炭。在2013年9月，国家发展改革委下调了火电的上网标杆电价。下调后，华南地区平均电价水平为每千瓦0.487元、华中地区约为每千瓦0.466、华东地区为每千瓦0.448元、西南地区约为每千瓦0.41元、东北地区为每千瓦0.403元、华北地区为每千瓦0.38元、西北地区约为0.322元。平均下来全国每千瓦为0.41元。
    水电：一般上网电价被核定在每千瓦0.2~0.3元之间。2011年国家调整了部分水电企业上网电价，调整后全国最大的水电站三峡电站的上网电价为每千瓦0.25元；湖南省挂治与三板溪水电站上网电价调整为每千瓦时0.36元；
    风电：国家发展改革委于2009年发布的《关于完善风力发电上网电价政策的通知》提出，按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，其陆上风电标杆上网电价分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。
    光伏：根据国家发展改革委发布的《关于完善光伏发电价格政策通知》的意见稿，大型地面电站根据各地光照条件的不同，分成四类资源区，施行0.75～1元/度四个区间上网电价。
    由此可见，如果在现有条件下竞价上网，水电的优势最大，其此是火电、核电、风电、光伏。这就意味着，如果公平竞价，用户将最后选择风电和光伏，这两颗未来可再生能源的“希望之星”很显然地输在了起跑线上。根据光伏业内最乐观的估计，光伏实现与火电相同平价上网最快也得在2015年之后，很有可能要到2020年。况且即使是在于火电“同价”的情况下，风电与光伏也具有不稳定性和间歇性的问题，用户愿不愿意选择依然存疑。
    所以在现阶段，从促进可再生能源发展的角度，实现标杆电价，并落实全额保障性收购更有利于风电、光伏产业的市场培育与发展。

    原因三：火电的主导地位难以撼动

    单纯从发电成本来看，“便宜的火电”是个谬论。因为火力发电需要源源不断的煤炭作为支撑，所以煤炭永远是火电厂最重要的成本。而风电与光伏在初期投资后，由于“风”、“光”来自于大自然，并不需要企业在成本上有所付出。而导致与原理相反的结果的原因就是火电的环境污染治理和补偿费用没有加之在燃煤电厂身上，火电带来的环境污染依然由全社会买单。
    2012年1月1日，《火电厂大气污染物排放标准》正式施行，该标准被称为“史上最严苛的排放标准”。在实施前夕，该标准的意见征求稿下发之后，业内展开的激烈争论，中国电力企业联合会秘书长王志轩曾表示，如果要达到标准的要求，我国现役的火电机组中，将有约94%、80%和90%的机组需分别进行除尘器、脱硫和脱硝的改造，这将为企业增加总计约2000亿～2500亿元的改造成本。到2020年，费用则将达到800亿元/年，无疑将给企业带来更大的成本压力。
    根据以往的经验，只要火电企业压力大，那么次年接踵而来的就是多个城市电荒和拉闸限电的威胁。原因很简单，火电在整个电源结构中的占比太大了，其他能源短时间内不可能替代。
    因此，笔者认为，与其急功近利地不断推试点，不如脚踏实地地做好眼前能做的事。如政府层面应该加快全国的输配电价核定，为将来的竞价上网做好准备；同时在保障电力供应的情况下通过资源税、脱硫脱硝电价等政策逐步地使火电付出环境成本，加大可再生能源的竞争性。在企业层面，尤其是光伏、风电企业应尽快寻求技术突破，降低发电成本，探索合理的商业模式，一步步壮大市场。相信即使过程可能并不快，但最终可再生能源将在公平竞争中取代火电，成为发电结构中的“老大”。