周小川:气候变化与政策优化

选择字号:   本文共阅读 6103 次 更新时间:2024-06-14 00:16

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周小川  

 

周小川为博鳌亚洲论坛副理事长、中国人民银行前行长。本文为作者6月12日在2024年电力市场高端论坛上的讲话。

自2015年新一轮电力体制改革启动以来,特别是近年党中央、国务院又围绕加快新型电力体系建设做出了系列改革部署,中国电力市场化建设快速推进。中电联作为全国电力行业企事业单位的联合组织,在积极服务行业发展、优化并促进电力市场化改革方面,功不可没。博鳌亚洲论坛注重气候变化、碳减排议题,并关注中国和亚洲电力改革的方向与实践,在今年3月论坛年会期间,论坛研究院与中电联、新开发银行等机构合作,从气候变化和系统优化、政策改革的角度,推出了《迈向零碳电力时代 推动亚洲绿色发展》的报告,受到多方的关注。下面我就结合该报告的一些观察,围绕今天论坛的主题“领航绿色能源发展,共创电力市场改革未来”,同大家作几点交流。

一、电力行业减排是影响气变目标的最大关切

世界上很多国家,包括中国在内,电力行业是碳排放量最大的部门。当然,电力行业主要是向其它行业和居民提供电力使用,并非自用而排碳。目前中国电力系统的碳排放约占国内总排放的45%左右,从全球看,电力系统的碳排放量占比为40%左右,如果电力系统能够实现净零的话,碳减排问题差不多就解决了一半。考虑到未来应对气变的重要举措是大力发展电气化,将用电力来代替其它能源、热源,包括用电动车代替燃油车,因而如果能把电力排放问题解决好,未来就解决了70%-80%左右的碳排放。因此电力行业是最重要的一个减排领域。

与此同时,目前大家讨论的应对气变的投资缺口,很大一部分也集中在如何投资电力系统,包括新能源电力体系建设、基础设施建设以及源网荷储整个系统的优化。

二、负荷方响应至关重要

近年来,随着风、光、储能等新电力装置加入系统的节奏进一步加快,特别是在新电源有间歇性等不同特性的情况下,除了考虑供给侧的努力外,需求侧如何适应和响应变得至关重要。无论是作为电力消耗大户的工业企业还是日常的居民消费者,一方面需要提高电力使用的效率,另一方面,作为负荷方必须积极响应电力供给能力及其特性。这种响应主要依托价格信号,应通过多种电价向需求方发挥传导和激励作用。

日前,党中央、国务院以及相关部门出台了电力改革有关政策指引,对于价格传导采取了更为积极的态度,包括居民用电推行阶梯电价等。这之前,为调节电力的供求关系,国内电价基本上是“居民电价尽量不动,工业用电更加随行就市”,并出现交叉补贴。这当然是出于关照居民开支,特别是低收入阶层的需要。但如果从国际经验教训来看,此类做法大多不成功。例如,有的国家汽油曾比水还便宜,某些国家因关心居民做饭而对煤油进行大幅补贴,因价格失实产生大量扭曲,最终不可持续而被迫改掉,而且改掉后也未必出现反对者之前宣称的重大民生灾难。从收入分配角度出发,即便出于保护普通民众和低收入阶层,也有其它政策工具比低价保护政策更为有效。

从国内改革的进程来看,以往维持居民基本消费低价格的实践也不能获得经验数据支持。有一些比电价更重要更敏感的民生价格,如粮价、菜价、猪肉价,在放开后并未造成民生困境,反而带来供需两旺。从另一方面看,价格作为重要的传导信号,如果未能理顺,会造成一系列扭曲,导致企业不能自负盈亏,多项改革受阻,市场结构不平衡,错误的激励机制导致整体资源配置效率低下。比如,前若干年启动推行了配电网改革,由于价格信号未能有效进行传导,遇到难以逾越的障碍和阻力。过去,中国居民用电占比较低,有人认为居民电价对供求关系的调节作用微弱,可有可无。但随着人均收入的显著提高、电气化的转变和电源特性的变化,这一价格变得至关重要,不可或缺。当前从扩大阶梯电价入手是更容易被接受的切入口。应该看到,不是某一种电价是否合理,而是整体上负荷端响应及价格有效传导机制至关重要。未来电价的决定方式和传导机制有多种其它可能性,电价的优化将使用更加智能化、更能适应新能源的分时电价、实时电价及套餐电价等。

三、碳价是未来电价的必要组成元素

电力系统是个复杂的大系统,其演进与优化需从源网荷储各方面来行动,优化需要依靠价格机制,既有价格激励机制,也有价格传导机制。

碳减排是未来影响电价形成的重点新因素。自习近平主席2020年提出“3060目标”以来,国内碳排放权市场和自愿碳市场进一步发展,碳价由市场决定且呈现上升走势,将成为未来电价的重要组成部分。同时,国家已明确,要创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。这将关系到未来整个经济系统的资源优化配置。除实现供求平衡外,更必须引导未来的大量研发和投资,包括源网荷储四方面研发和投资的配置,以及在全球范围内如何推广普及新技术。

博鳌亚洲论坛在2023年9月发布的《基于激励机制和碳市场的净零路径》报告中提出,为实现联合国温室气体排放目标,仅靠企业层的自觉性和承诺是不够的,必须运用好价格激励。我们看到,在COP26后,世界众多大型跨国公司均作出了走向净零的承诺,而近来受地缘政治以及各种利益考虑的影响,一些大型跨国公司放弃了自己的承诺,退出了有关净零联盟,这说明推动碳减排仅靠觉悟是不够的,对此不能过于乐观。从微观角度来看,企业仍追求利润,上市公司仍追求市值和股东回报率,这些行为不太可能发生根本改变。因此,经济系统最有效的资源配置方式就是利用价格提供明确的激励机制,同时也去平衡ESG目标和经济效益目标间的关系,包括利用碳价格从成本核算角度对GDP进行扣减,助推绿色繁荣的实现。

就中国电价形成而言,应当也必须把碳排放因素考虑进去,应使煤电价和风光电的价格之间形成合理的相对价格关系,即煤电价格要贵一些,风光电价格要相对便宜一些,为源网荷储都提供一个正确的激励和引导。同时,需要将这种价格差传导给需求端的各种最终用户,这对于间歇式电源占比的扩大尤为重要。风光电在发展早期由于转换率低,成本高,曾通过补贴来支持,但从优化的角度来看,这种做法不如通过提高化石能源碳排放核算成本更为有效。未来激励机制的要点是使煤电占比逐渐减少,风光电、核电、水电等绿色能源及CCUS逐渐增加,也有助于在整个电力供需结构的动态演变过程中更加有效发挥市场机制,减少不必要的主观判断和官僚主义的政策。

四、电力系统价格是一个价格向量

电力系统涉及多个相互关联的价格,即价格向量,它参照基准而体现各自的规律。有三个重要的基准:一是作为国民经济基础投入品的电力价格;二是实现电力总量供求平衡的基准价格;三是涉电力碳排放的全社会(以至全球)成本。围绕此基准,遵照各具体环节的状态和供求关系形成一组动态变化的具体价格。一是,不同来源的电力价格不一样,其中需结合碳排放的不同而产生差别价格。二是,取决于时间段上的供求关系,电量在不同时间段会有不同的价格,如分时电价、实时电价等。三是,因供电系统连续性和可调性不同而产生差异电价。如欧洲在可再生能源占比加大、超出调节能力的情况下,出现日间负电价,即电力系统补贴用户的电力消纳;再比如,为确保不拉闸限电,或在极端情况下能预先通知而限电,综合电价会有差别。电力价格可能会像电信系统一样,提供套餐式价格,以实现更具适应性的系统优化。

为发挥好储能、调峰和有关辅助服务,容量电价至关重要,应充分肯定中国出台容量电价政策。目前中国容量电价已起步,覆盖范围应进一步扩大,使容量电价分向量更为丰满,更好地服务于整个系统的优化。

储能有抽水蓄能、电化学储能等不同方式,它们成本不同,转换率有差别,时间特性不一样,在不同层次的电网中所做的贡献不同,因此容量电价也应有差异。应是一种优化的价格向量,否则提供的激励机制可能会有偏差,导致某些储能方式能力不足,而另一方式又上得过猛。

在更多地实现零碳储能之前,还不可避免地要在一定程度上依靠含碳的调峰机组。中国相当一部分调峰是对煤电机组进行灵活性改造,以满足快速启停的调节需求;欧洲则因为煤电淘汰速度较快,其调峰主要采用的是燃气轮机的应急供电,中国也会向此方向渐变。各种不同调峰机组的容量电价也应不一样。

电网传输也存在多个价格。不同的电压等级、距离、运维、线损等的特性不一样,调度特性不一样,还涉及到的调压、调频、调相等辅助服务有差别,因此会给出不同的价格。另外,电网分层次,除了国家级电网以外,还有省电网、市级配电网、社区微电网等,在不同程度涉及多个价格,也都应该实现优化。

这一系列的价格就形成一个价格向量,每个分支价格的形成既取决于基准,也取决于各不同的场景和不同的时间段。特别是在风光电等间歇性电源得到大力发展、占比提高以后,这一价格向量重要性凸显,而且呈现出动态变化。一方面,能源结构的变化不可避免地要求电网提高调度能力和智能化水平。一般认为,风光电占比达到或超过一定比例,就会对电网的调节能力形成比较严峻的考验,而调节能力的提升依靠于对智能电网及各种辅助设施的研发和新投资,这对电力系统的价格向量提出了更高要求。另一方面,随着可再生能源、低碳零碳电源比例的加大,电力系统的价格向量呈现出动态变化。比如,过去所设置的储能系统、调峰系统的容量电价会处于不断变动之中。一座煤电机组过去满负荷年运转5000-6000小时,经灵活性改造为备份机组后,可能只运行2000-3000小时,在当前的价格向量下独立核算尚能盈利,但未来随着电源结构变化,其用于备份的保稳定性质越来越大,其开机提供电量输出的时段会越来越少,降至1000小时乃至几百小时,最后甚至很少启动,因而不再能依靠发电出力来生存,将主要靠容量电价来存活。那时,价格向量应该也必然会动态变化。

五、有关投资和金融资源的优化配置

要进行资源优化配置,除了通过价格调节实现当期电力供求平衡、推动减排之外,还要考虑如何引导研发和投资,特别是对包括风光电、储能、微电网、特高压输变电、受控核聚变等新技术、新领域、新环节给予足够的资金配置,这当中涉及到金融行业和投资界如何做出响应的问题。

从电力系统来说,各大公司本就是电力领域内的主要投资者,但如果从落实气变要求、实现能源转型和推动经济发展的巨大需求来看,未来的投资缺口非常庞大,单凭电力系统显然不够,还需要金融业和投资界积极参与和资金动员。从金融界的情况来看,在涉及ESG等导向时,人们往往自然而然地寄希望政策性金融发挥更大作用。但从过往经验和当前实践来看,政策性金融所占比例都比较小,大量的投资实际上来源于商业性资金,他们需要通过价格向量,包括碳排放价格的纳入,以及对未来价格向量的预测和评估来计算投资回报。因此,大量的资金动员是和未来的价格向量紧密相连,在很大程度上也和当前的政策体系、对未来政策演变的预估有关。

在此过程中,要合理引导和积极动员投资资金的参与,又要尽力避免因未来不确定而产生投资损失,特别是应对气变进程的不确定性。从经济学角度来看,这是个典型的资源配置和风险管理问题。需要考虑三方面内容:第一,需要一个正确的价格基准和明确的碳排放年度配额总量,包括能源供需平衡的总量测算和碳排放的封顶额度,由此形成的电力系统价格向量。第二,需要自由和开放的贸易环境。自由贸易和开放型经济环境对资源的全球配置至关重要,无论是对未来可能出现的电力跨国传输和交易,还是新能源装备与技术的进出口,都是如此。目前一些国家对中国的光伏产品、储能设备已经或准备采取贸易保护主义做法,客观地说,这会影响全球应对气变的资源配置效率,增加各国实现能源转型目标的成本,同时也削弱了全球应对气候变化的效果。第三,系统集成非常重要,但很多国家在这方面做得不够。比如一些国家工业化进展快,但电网老旧,调度能力差;一些国家尽管可再生能源丰富,还是常常出现季节性“拉闸限电”;还有一些国家,发展了风电和光电,但受限于电网及调度能力不足,或设备的通用性、辅助服务跟不上,不得不弃光、弃风。相比而言,中国在系统集成方面很努力,取得了很多成绩。应该说,在电力系统集成方面,中国目前在世界上具有相当领先的输出能力,可助推全球能源转型、电力系统优化和应对气候变化。当前,中国不少新能源企业主要在外推销光伏组件或材料等单项产品,更应该考虑从系统集成的角度形成合力,以提供更有效率、更综合配套的系统。

六、电力市场建设的若干挑战

自2015年新一轮电力体制改革启动以来,中国电力市场化建设快速推进,“管住中间、放开两头”的电力市场格局目前已初步形成,“统一市场、协同运作”的电力市场总体框架也基本建成;通过深化上网电价改革、开展输配电价成本监审、建立容量电价机制等方式,电力价格形成机制更加真实反映电力成本变化;电力市场交易规模不断扩大,电力中长期交易常态化运行,新能源入市节奏进一步加快;覆盖全国的辅助服务市场初步建立,初步形成以调峰、调频、备用等交易品种为核心的区域、省级辅助服务市场体系。

与此同时,我们看到,电力市场不同于多数一手交钱一手交货的商品市场,其交易具有其特殊性和复杂性。首先是要合理选定具体市场的覆盖范围和参与市场交易的主体。然后是选定交易的对象产品,尽管交易对象通常是电量,但必须是有附加条件的电量,如时间段条件,有无可用的传输通道及其成本如何,是否影响系统的安全稳定性等。再是有交易达成及落实的基础设施,不仅包括登记、结算、碳排放核算,还涉及电网调度、执行及其能力,以及出错、故障、违约的处理等。衍生产品交易有利于应对复杂的、含不确定性及远期的供求关系,其本身也会增加交易市场的复杂性。

当前,至少应关注以下几个方面的挑战:一是,进一步疏通价格传导机制,调动源网荷储各方面的积极性去落实供求平衡和能源转型。二是,在电力系统交易中,目前仍以供求关系为主,碳减排因素占比还太小,需大幅度增加气变和碳减排的权重。三是,电网系统优化调度能力的发挥仍然不太够。中国过去较大程度上依靠省电网实现电力平衡,跨省交易与调度的扩大会提出多项要求,从局部系统的优化转向更为全局的优化。四是,要有一系列好用的预测模型和优化模型。就预测而言,结合气象资料等输入因素来测算具体能源的可用性,也要考虑需求方的需求特性、需求方价格调节的有效性,以及各种储能设施调度的可能性。比如,前两年四川对汛期水量的预测估计产生了偏差,导致水电跨省输出大幅减少。风光电也存在类似的预测需求。同时,电力系统还要运用优化模型来进行最优化布局和调度。通过优化模型所产生影子价格,可成为电力系统价格向量的组成部分,反映到系统调度之中,或者反映在电力系统市场交易之中。

七、合理选择市场交易定价与内部计算定价的界面

由竞争性主体的市场交易来形成公允价格具有公平、合理、局部均衡和最优性。当然,如考虑到具体某一种交易的市场效率和交易成本,考虑到交易主体是否独立核算、形成合理竞争局面时,则有一部分价格可能不适于由市场交易来形成,可在行业或企业内由优化计算得出优化配置或核算价格。类比而言,在经济体中,形成竞争关系的公司或企业是独立核算、自负盈亏的实体,是市场交易主体,而其下属的工厂或车间不适于独立核算、自负盈亏,不是对外交易的法人主体,车间的投入产出由公司/企业进行实物型优化安排或内部核算价格进行成本核算。介于公司/企业与车间之间的选择是事业部制。这种组织形式和市场交易主体的选择形成了特定的分界,或者说界面。电力市场的建设、国际上不同电力市场的经验与教训均涉及这一界面选择。

电力系统的价格向量,一部分是依靠市场交易来寻优定价的,还有一部分是行业或企业内部定价、通过计算来实现优化。中国过去有计划经济的传统,国家电网往往起到核心的中枢作用,但由于该系统过于庞大等原因,带来了缺陷,人们更加希望多元化主体通过市场交易来形成供求平衡,以更多反映供给方、需求方、储能方的丰富信息,并通过价格激励机制调动他们的积极性。当然,通过交易来形成价格和最优配置需要满足一定的条件。首先,交易主体应该是独立核算、讲求效益、自负盈亏的,也不能过分垄断。与此同时,考虑电力交易的复杂性,一些价格的形成还需要考虑效率问题。比如小型的用电户,在电力市场上按不同时间段和条件连续购电并进行核算,可能是不经济的,他们应面对区域性电网或配电网给出的安排。

不管是通过市场交易来形成价格,还是企业内部通过优化计算来形成价格,最终都是追求资源配置的优化。这二者形成界面和相互配合共同实现系统优化,通过合理的交易产品或核算产品和基础设施,确保产生优化的结果。比如,并非所有储能设施都应是独立核算的实体,有一些储能设施更适于附属于某一级电网,通过电网来进行调度和配置,可能成本更低、更容易实现优化。再比如,涉及到某些用于交易的电量产品,究竟设计什么样的合同并打包成为便于交易、便于运用的产品,需尽心设计。从国际经验来讲,这方面有很多经验和教训。

八、电力系统走向“一带一路”的需求与潜力

中国电力系统经多年的不懈努力,已在电力设备、电网、储能、辅助服务等多方面取得成绩,形成先进产能,成为支持“一带一路”经济社会发展和全球应对气变的重要的积极力量。博鳌论坛今年3月举办的年会及5月在沙特利雅得举办的能源转型专题会中,均有“一带一路”方面的讨论,展示了中国电力系统“走出去”的巨大潜力及对其的需求。我的同事将就此议题与参会专家进行专题交流。

今天我和我的同事是来向中电联和电力系统的专家们学习的,也以外部观察者的身份与大家交流,一是从气变的角度;二是从投行的角度,包括公司财务和企业改革;三是从金融市场建设看电力市场。所谈观察难免粗浅、班门弄斧,不对的地方,请大家批评指正!也希望未来在研究气候变化、系统优化、政策优化等方面,能和电力系统的专家学者有更多交流沟通。

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