政策與現實,頭緒難理清?

　　一方面大呼火電虧損，一方面大建火電廠……
　　面對這些不合乎“邏輯”的現實，韓曉平認為，其根本原因在于能源市場資源配置被主管部門和少數央企掌控，也就是一方面聲稱推動市場改革，一方面卻在能源領域“逆向改革”或者說“對沖市場化進程”。
　　2005年元旦前夜，業內風傳國資委已經放出狠話:央企進不了行業前三位就要被重組，五大發電公司將來只剩下3個，只留下“做大做強”的前3名。
　　那么怎樣衡量所謂的“做大做強”？五大電力公司不約而同的表現是:全面擴張產能。因為燃煤電廠單位投資最少、建設速度最快，這一舉動直接導致此后幾年的現實:2006年新增裝機10423.54萬千瓦，其中，新增火電裝機比重為88.33％，增長率超過“十五”期間13.12個百分點；2007年新增發電裝機容量10009萬千瓦，火電占88.2％……
　　但是，在火電建設風起云涌的同時，發電設備利用小時數持續下跌(如圖)；2006年，電力設備累計利用小時數為5221小時，比上年下降203小時；2008年下半年更是下跌將近500小時。加上煤電上漲等因素，五大電力公司全面陷入虧損。
　　不僅僅如此，為了擴張產能，各大電力公司在火電虧損之后，又將目光瞄準水電，于是又興起了“跑馬圈地”的水電建設熱潮，并且多數項目置環評于不顧，而緊盯產能“不放松”。
　　在傳統能源遭遇大而不強、效益低下尷尬的形勢下，占能源市場份額約0.38％的風電發電量，卻引起“產能過剩”的討論。在韓曉平看來，這已經說明風電作為新能源，在其介入能源市場之初便遭遇了傳統能源的擠壓。他同時強調，根據上述分析，新舊能源之爭的潛在因素除了市場本能，還有政策機制的“鼓動”作用。“也就是說，現有非市場化的資源配置機制在客觀上拒絕了新能源介入。”

　　風電電價凸顯利益博弈
　　強大央企在博弈中陷入孤立與虧損泥潭
　　如今，無論在我國哪一個省市，要建立分布式能源，不管是天然氣還是風能、太陽能，都不得不應對供電企業的一番質問:“你發電要上網，我的電賣給誰？國資委考核我們是根據銷售電量和銷售利潤，你們都搞節能減排了，我的任務怎么完成？”韓曉平說，這是直觀層面的利益博弈，即新舊能源的市場和利益博弈。
　　也許有人會問，不是有《可再生能源法》嗎？為什么解決不了裝機僅為1200萬千瓦的風電并網問題？
　　韓曉平分析說，對于《可再生能源法》中全額收購風電的規定，電網公司給出的解決方案是建設一個“全國同步交流特高壓電網”，解決西北5個“風電三峽”和1個“太陽能三峽”的接入和輸電；在全國進行“統一堅強智能電網”的建設和改造，解決可再生能源的安全使用問題，但這需要幾年的科技攻關和建設周期，需要幾萬億元的投資，需要政府解決電價問題……
　　當前，風電發展最迫切緊要的問題之一就是電價。據了解，根據國家最新規定，風電上網電價是0.51～0.61元/千瓦時。可是以風電資源最多、風電項目最多、建設也最快的內蒙古自治區、甘肅省為例，其脫硫燃煤火電的上網電價分別是0.2749元/千瓦時、0.2615元/千瓦時(即便是要建設沿海風電項目的江蘇，脫硫火電電價也不過0.3535元/千瓦時)。如果讓電網收購風電，對電力公司來說，造成已建成的火電廠閑置不用，銀行貸款無法償還；而對電網公司來說，卻要收購貴了一倍左右的風電，這其中的差價怎么解決？
　　在宏觀層面，企業利益與國家政策也面臨博弈。
　　不過也不能全將責任推給電網公司。韓曉平解釋說，去年8月，由于煤電聯動機制出臺，收購電價上漲。但由于金融危機來襲，零售電價未予調整，電網公司承擔了560多億元的補貼電價，今年已全面進入虧損狀態。“盡管風電有0.2分/千瓦時的補貼，但電網公司已無力承擔更多的虧損。調整電價或實施結構性電價，卻又得不到各地方支持。”
　　韓曉平介紹說，發電企業95％屬國有，五大發電公司占44.9％，其他央企占10.5％；電網更是兩大央企控制全國82％的市縣供電。如果上調電價，無疑央企是最大的“收獲者”，而地方政府并無獲益還要承擔漲價的壓力。電價“改革”由此陷入地方政府與央企之間利益博弈的泥潭。