作者：杨驿昉/第一财经研究院研究员
“煤改电”不是简单的从煤炉子换成电炉子，而是一项系统性的综合工程，需要财政、环境、市场监管、发改委等主管部门多方面政策的落实和配合，尤其要有针对性地解决电采暖用户的核心关切。
2017年是国务院“大气十条”第一阶段的“收官之年”。根据“大气十条”制定的目标任务，到2017年，京津冀区域细颗粒物（PM2.5）浓度要比2012年下降25%，其中北京市PM2.5年均浓度要控制在60微克/立方米左右。2017年转眼已过大半，然而前7个月的数据却显示，北京想要完成这一目标实现治霾之战完美收官并非易事。环保部近日发布数据，北京上半年PM2.5平均浓度为65微克/立方米，比去年同期还小幅回升了3%左右。放眼整个京津冀区域则情况更不乐观，上半年京津冀13个城市PM2.5浓度为72微克/立方米，同比上升14.3%；PM10浓度为129微克/立方米，同比上升13.2%。一场秋雨一场寒，眼看着又一年供暖季临近，下半年的PM2.5数据比上半年更差将成为大概率事件。
在此背景下，作为冬季北京采暖“主力”能源的燃煤，势必受到更大的“关照”。北京市目标在2017年底前完成全市农村地区700个村庄的“煤改清洁能源”工作任务，其中，朝阳、海淀、丰台、石景山、房山、大兴、通州七区要基本达到“无煤化”。按照《北京市“十三五”“煤改电”实施计划》，“十三五”期间“煤改电”计划完成1521个村67.4万户电采暖改造。截至2016年11月，北京完成“煤改清洁能源”的用户中，“煤改电”574个村19.8万户，占到接近九成用户，相较而言“煤改气”仅有89个村2.9万户。可以看出，“煤改电”仍旧是今冬治霾之战所重点倚赖的措施之一。
图 1 北京市”煤改电”户数占比
来源：第一财经研究院整理
“煤改电”工程已经在北京城市核心区实施14年，从2013年开始北京在全市（包括郊区）范围内大力推广。但围绕“煤改电”价格、性能、监管等问题的质疑之声一直未曾中断。一方面，政府着实下了很大的财力人力物力，以极大的决心希望能推动“煤改电”真正成为利国利民的民心工程。但另一方面，“煤改电”引发的争议声似乎盖过了它所背负的期待：近年来冬季采暖期的雾霾现象并未因为把煤被“改”了而发生直观的改善，反而一直在“变本加厉”；偶尔见诸报端的“煤改电”项目负面新闻却使得公众对“煤改电”的印象停留在“光费电，却不暖”的成见中。可以说，“煤改电”从原本设想的民心工程变成了一个费力却不讨好的棘手工程。
纵观多家媒体报道，民众反映“煤改电”的问题多集中在三个领域，一是供暖效果，二是用电价格，三是招标公平。央视曾经报道房山区某村作为北京市“煤改电”首批试点村，好不容易拆除了燃煤锅炉改成电采暖，却在冬天重新搭起吊炕烧煤球，为此甚至有村民专门从新建的别墅中搬回了老宅居住。该村安装的“直热式”电采暖设备遭村民弃置的主要问题在于室内温度只能达到11-12℃，而日耗电却高达15度，一户家庭的100平米房屋内如果有5个电暖气片，则日耗电达75度，补贴后电费仍达到约40元，采暖花销比“煤改电”之前涨了数倍。这对于并不富裕的农村居民来说，吸引力显然不如供暖效果好且价格便宜的散烧煤。另一种“蓄热型”电暖气，虽然能充分利用峰谷电价差异降低电价支出，但却存在加热慢、效果差的问题。此外，据媒体报道，有公众质疑2016年北京“煤改电”设备招标中存在多家不符合资质企业入围的现象，认为政府忽视工程质量本身，却把精力放在分食这项浩大工程背后的巨大“蛋糕”上。
笔者认为关于“煤改电”的众多问题中，供暖效果始终是核心问题，这也是解决其他问题的前提。只有电力供暖设备的效果能满足居民冬季室内温度需求，“煤改电”才有推广的必要，否则即使电力价格再便宜也没有任何意义。需要特别指出的是，关于“煤改电”供暖效果差的争议多发生在2013-2015年较早推广“煤改电”的试点村，而2016年后则满意度较高。究其原因，2016年是空气源热泵和地源热泵作为供暖替代设备真正走入寻常百姓家的元年，这一年北京农村地区的“煤改电”用户出现了井喷式增长，当年新增空气源热泵用户15.1万户。而更早之前使用的设备则以“直热式电取暖设备”或“蓄能式电暖器”两种为主，在2013年、2014年两年70个村的试点中，70%的用户选用的是“直热式”；2015年，政府重点推广的是“储能式”。但由于这两种具有设备由于耗电高、效果差的缺点，已经不鼓励在以后的“煤改电”项目中推广。
技术的成熟使得能耗低、效果好的空气源热泵，特别是变频式空气源热泵等设备成功进入大规模的商业推广阶段，以往电采暖设备刚装上即遭弃置的现象得到了极大改观。空气源热泵由电动机驱动，利用蒸汽压缩制冷循环工作原理，以环境空气为热源制取热风供暖，具有能效比（COP）高、室内温度有保障等优点。虽然设备售价高于2万，但刨除每台空气源热泵市区两级各1.2万的补助，市民的实际花销仅需两千左右。值得称道的是，为了配合空气源热泵和地源热泵的推广使用，政府设立了统一的监管平台对所有设备进行远程监管，全市所有设备的运行情况都将反映到后方的平台上，包括出水温度进水温度等等，机器若出现问题也会远程报警。如此一来，极大保障了电采暖用户的使用体验，也提高了用户的使用积极性。
“煤改电”作为“惠民工程”初衷是解决燃煤采暖引起的环境、民生、经济等矛盾，却暴露出了在价格、效果、维护、保养等方面的瑕疵。“煤改电”是否能实现当初设定的政策初衷，很大程度上取决于政府能否及时“对症下药”、正确引导。政府需要充分意识到，“煤改电”不是简单的从煤炉子换成电炉子，而是一项系统性的综合工程，需要财政、环境、市场监管、发改委等主管部门多方面政策的落实和配合，尤其要有针对性地解决电采暖用户的核心关切：
首先，可以出台政策鼓励用新技术对较早完成“煤改电”的试点村庄进行“二次改造”；
其次，鼓励企业通过技术进步降低成本的同时，保证补贴不会临时中断，以免用户因经济问题而再次弃置；
第三，要提高市场准入门槛、完善市场监管，剔除设备质量不过关却通过违规手段欲“分一杯羹”的不良企业。
随着群众接受程度的提高、电采暖设备技术的成熟和项目经济性的上升，“煤改电”有望渐入佳境，从而摆脱过去的负面影响。北京作为率先实现“无煤化”的城市也可以将其“煤改电”的经验及教训逐渐向华北更大范围进行推广。一方面，这对于华北解决冬季供暖污染具有重要的改善作用，另一方面，在当前电力装机过剩，特别是夜间电力负荷严重不足的背景下，“煤改电”项目的推广对于平衡电网供需、解决弃电问题也是重大利好。
相关阅读
回眸与展望：新电改再出发两周年
如果以2015年3月份正式发布的“中发”9号文为标志，新一轮电力体制改革至2017年2月恰好已经进行了整两年，而此时距90年代末中国电力行业市场化改革的开端已逾二十年。我们不禁会问，电改在这些年里究竟进展如何？或许我们会期待看到一个如“中华民族伟大复兴的进程已完成62%”这样进度条式的答案。然而，电改的复杂性和艰巨性决定了这是一个无法给出标准答案的问题。
针对电改的成绩与进展，能源业界似乎仍旧褒贬不一，有人认为电改成绩喜人前景光明，而有人则认为这只不过是又一次雷声大雨点小最后不了了之的尝试。事实上，由于各方的出发点和角度不同，这个问题也许永远会莫衷一是。但可以确定的是，新电改的方向和目标不会改变，而围绕各方的激烈博弈与交锋所做的积极的探索与试点，会让新电改的前路逐渐清晰起来。
回望电改来时路
能源业界通常把2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号文）及其配套的改革措施称作“新电改”，而2002年《电力体制改革方案》（国发5号文）称得上是未完待续的“老电改”。更追古溯今，上世纪90年代末开始的中国电力企业化改革相关行动则是中国电改“梦开始的地方。”
90年代的电力体制改革是以国有企业改革与政府机构改革为核心的社会主义市场经济体制改革的一部分，主要想解决的问题是如何推进电力行业的政企分开以及政府向管理职能转变，如何通过企业和市场而非指令和计划来促进电力发展。1997年初国家电力公司的成立是这一阶段改革的标志，政府管理部门和国家电力公司开始成为独立运作的两个主体。
而随后于2002年发布的5号文，一方面受到国家经济体制改革浪潮推动，方案内容体现了社会主义经济体制改革的要求；另一方面又要兼顾构建竞争性电力市场的使命。这使得5号文在国企改革红利与市场竞争红利之间做出了一定程度的权衡和妥协。在这种妥协的局面下，更多的是延续了之前电力国有企业改革的步伐，国企改革红利首先得到释放，而竞争市场的构建却并没有达到预期。“厂网分离、主辅分离、输配分离、竞价上网”四个核心改革方向，只是基本实现了前两个目标，而后两个目标却仍是“未完待续”，电力体制改革也因此停滞多年。
在之前电改已经完成的“政企分开、厂网分开、主辅分开”基础上，2015年发布的9号文力图进一步完善电力市场建设，促进市场竞争红利释放。新电改方案按照“管住中间、放开两头”的体制架构，推动以“三放开、一独立、三强化”为核心的改革内容，即有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；推进交易机构相对独立，规范运行；继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究；进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。2015年11月30日，国家发改委、国家能源局联合发布了新一轮电改的6份配套文件，从输配电价、电力市场、交易机构、发用电计划、售电侧改革、自备电厂六个角度助力新电改落地。再加上2016年国家发展改革委发布的《省级电网输配电价定价办法》、《输配电定价成本监审办法（试行）》等后续文件，新一轮电改已在全国大面积铺开。
新电改的“进”与“退”
新电改实施两年来取得了一定进展，但随着电改逐步涉入深水区，改革的难度有所增加，离完成市场化的目标还有很远路程。新电改的成绩与进展包括但不限于：
作为“管住中间，放开两头”这一改革核心思路的前半部分，优先完成输配电环节特别是输配电价原则和方法的制定是后续市场化改革的基础所在。2014年输配电改革试点首先从深圳和蒙西电网起步。2016年3月，在深圳、蒙西电网输配电价改革试点的基础上，国家发改委发文批复了安徽、湖北、宁夏、云南、贵州五省（区）电网的准许收入和输配电价水平。随后国家发展改革委公布了第二、三批试点名单。2016年9月，启动了剩余14个省级电网的输配电价改革，提前一年基本实现省级电网全覆盖。2016年12月，国家发展改革委关于印发《省级电网输配电价定价办法（试行）》，意味着电网企业从购销价差作为收入来源向按照政府核定的输配电价收取过网费模式的转型有了正式的操作标准和依据。
电改恰逢其时地放开了输配以外的竞争性业务，使得在电力供应能力有所富余的背景下电力价格呈现下降态势。在中国经济新常态的背景下，企业利润增速减缓，对成本的敏感度也在提高。2015年中央经济工作会议指出，要帮助企业降低成本，其中很重要的一项，是降低电力价格。国家发改委官网数据显示，实施电价改革以后，2016年全年减少企业电费支出1063亿多元（如图1）。2016年8月22日，国务院印发《降低实体经济企业成本工作方案》，明确要继续降低实体经济企业成本，提升实体经济企业盈利能力。而电改对于企业而言最直接的意义在于推动“降成本”的实现，为企业节省真金白银。
图 1 企业电费支出减少构成
售电侧方面，2016年全国多地的电力交易中心已经完成组建，包括北京、广州两个国家级电力交易中心和全国33家省级电力交易中心。国网公司经营区域内电力交易平台已实现互联互通，售电公司可以根据自身经营需要选择在北京电力交易中心或有关省交易中心进行注册。此外，9个省（区、市）和新疆生产建设兵团开展了售电侧改革试点。大用户直购电、跨省跨区竞价交易、售电侧零售等具有市场化特质的电量交易已初具规模。
尽管从“降电价”角度看电改取得了一些成绩，但同时也面临突出矛盾与问题。清华大学夏清教授认为电力体制改革过程中存在不能回避的三大矛盾，即各级政府不同部门间不协同，中央政府和地方政府对改革目的、手段的理解存在差异，电力企业与政府之间的博弈。发改委市场与价格研究所的刘树杰和杨娟指出，各地“售电侧改革”由于未建立批发市场而导致零售竞争无法推动，尽管各试点地区售电企业如雨后春笋般涌现，但时至今日，真正有电可售的如凤毛麟角，售电侧改革最终仍旧只是“直接交易”。社科院经济政策研究中心冯永晟认为，输配电价、市场交易、交易机构、售电侧等改革实际上都是在各自为战，其结果是随着时间推移，各项改革均暴露出越来越多需要系统推进才能解决的问题，从某种意义上来说，“退”和“进”甚至又重新成为讨论的焦点。
2017寻找突破口
无论电改在未来面临多么艰难和曲折的道路，中国通过电改建立市场化、竞争性的电力市场的目标是一贯和清晰的。2017对于电改而言将会是在僵持中寻找突破口的一年，而同样对于中国新常态下的能源转型这也将会是精彩纷呈的一年，例如2017年是能源和电力十三五规划发布后的第一年；中国承诺在2017年开启全国性的碳市场；酝酿已久的油气体制改革方案也有望于2017年落地；2017年电力企业“混改”将会加速，供给侧改革也仍将持续。电改需要做的就是充分把握当前政策和市场环境为其提供的契机和势能，争取在新一年中实现更实质性的突破。
2017年电改与中国能源革命的协同发展效应值得关注。随着智能电网、微电网、分布式能源、多能互补、能源互联网、能源区块链等一系列新概念新技术的出现和成熟，愈发需要通过电改解开现有电力体制的桎梏，为中国能源革命培育合适的制度土壤。例如，9号文规定全面放开用户侧分布式电源开发、建设，并准许分布式能源公平接入电网及参与电力交易。一方面，电改促进了天然气、可再生能源等分布式能源的发展；另一方面，分布式能源的发展也反过来为电改的售电侧改革等领域提供了丰富翔实的试点和实践经验。2017年伊始，国家能源局2月6日发布了《关于公布首批多能互补集成优化示范工程的通知》，随后2月9日发布了《微电网管理办法》，这对于电改尤其是增量配售电改革和区域电网建设，将会具有重大的意义。（杨驿昉/文）
登录我们的官网 www.cbnri.org 查阅更多报告！