三、 我国情况对比
我国的电力结构，传统的煤电水电还是占据很高份额，传统能源占70%以上，而新能源占比还是比较低。国家发改委的目标是在2030年，新能源占比达到25%，目前看还是个很艰巨的任务。目前的新能源占比是10%多点。我国已经签订了《联合国气候变化公约》和《京都议定书》，国家主席也宣布碳排放在2030年达到峰值，2060年实现碳中和，碳排放交易市场也正在完善，能源结构改变是迫在眉睫的工作。
但新能源的开发，还是有一定的阻力。国家对新能源开发实行鼓励政策，原来有补贴，新能源上网电价前几年是0.62元/度，但每年几千亿的补贴国家财政和地方财政都难承受。2021年开始取消补贴，新能源上网电价与当地煤电标杆价齐平。各地煤电标杆价不同，北方内蒙、新疆、青海、甘肃等地0.28元/度左右，南方和沿海地区，在0.38-0.42元/度。取消补贴，技术进步成本降低能消化一部分，其他就只有靠政策宽松来冲抵，包括降低开发门槛，税收优惠，鼓励民间资本进入，融资门槛降低。
能源供给一侧，现在出台很多利好政策，大力支持风电、光伏、生物质发电、垃圾发电等产业，核电也在大力发展中，好几个核电厂在建或计划建设。但我国电力生产存在结构性问题，沿海地区电力需求大，但能源产出能力弱；西北地区能源生产能力强，但用电少，西电东送始终是个问题，现在建了几条特高压输电线路，但还是不够。对比美国，我国的能源结构对煤电水电的依赖性大，所以，还是需要有多种能源供应模式，还需要进一步放开电力生产市场。
电网这一块问题比较大，垄断性太强，北有国家电网，南有南方电网，这两家垄断了大部分电网。各省也有少量的地方电网，目前也在被两家并购。两家都是央企，直属国资委管辖。好处是，能保证基本民生需求，稳定电力市场，加大电力基础设施投资；坏处是，垄断造就的低效率，市场竞争力弱，成本难降下来。这个局面短期内难改变。而这成了电力供应和电力销售的瓶颈。
新电厂需要并网才能发电，才能靠售电来维持企业经营，并网难，制约了电力企业的发展；电价不是靠市场化调节，而是在各地搞标杆价，也制约了资本进入电力生产市场的积极性。售电市场基本被两家控制，电网和售电有连带关系，形成了垄断经营模式。美国的模式是电网和售电分开，电网企业不能涉足售电业务，则打破了电网企业的垄断经营模式，受利的是居民和企业等用电终端用户，降低了电价，最终是降低了各类企业的生产成本和居民消费成本，提高了社会总体的生产和消费，从而对就业和提高居民生活水平，提高政府税收产生有利影响。德州的电力市场模式是值得我们学习的。
我们现在也在尝试电力市场的改革，允许社会企业投资建设输配电网，特别是在一些工业园区、开发区等地；同时，开放售电零售市场，各地建立电力交易中心，允许民间建立售电公司，直接向居民和企业售电。但目前看来还不是很成功。全国售电企业现在大多活不下去，经营好的没几家，因为售电要向电力企业买电，要和电力交易中心签合同，达到一定的年度售电额。达不到或超过20%，就要交巨额的考核费。售电企业需要有大量的客户以及对市场的把握能力，才能平衡。而能做到这些的民间售电企业，也寥寥无几。
国家一再出台措施，鼓励降低输配电费，降低电价，虽有一定效果，但由于电力市场没做到市场化，光靠政府行政措施，电费难大幅度下降。要促进经济，就要设法降低企业经营成本，电费占很多企业成本的很大比例，企业能活下去，就能带动就业，也能带动当地消费，提高政府税收。电费对经济影响还是比较大的。而德州的电力市场化经验，也还是值得借鉴的。德州能长时间把电价维持在较低的水平，与其电力市场化运作模式有关。
当然，德州这次带来的教训是，电力市场政府监管也是不可或缺的，同时，对基础设施建设，政府不能完全靠企业行为，也需有一定的财政投入，特别是备用电力的保障措施，企业难从中获利，政府需要采取措施提高企业积极性。我国有些省市最近开始对新能源，像光伏、风电等投资企业强制规定，风场规划建设要配套储能设施，增大了企业投资成本，引起了投资企业的反对意见。如何提高企业对此类建设的积极性，是个问题。德州电力零售市场一些做法可以借鉴，但对零售企业的市场行为监管，避免类似天价电价的出现导致社会不稳定，也是我们将来要面对的问题。
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楼主: 啊哩哩啊
雷达卡
发表于 2021-2-26 21:22
显身卡
发表于 2021-2-26 21:33
