反思六年电改：改革进展相对有限 市场形成价格存风险

如何看电力体制改革现状（上）：反思六年电改

来源：能源杂志

文| 张树伟

中国新一轮电力体制改革，从2015年3月发端，现已走到第6个年头。六年来，我们时刻面临着管制定位逻辑与经济竞争逻辑的碰撞。截止目前，管制逻辑依然占据主导地位。因此改革进展相对有限。

有句颇有哲理的话是“存在的就是合理的”。它具有两个假设：1． 现状是完美的；2． 在改变（reform）与不行动（inaction）之间，我们可以有所选择。如果改变是不完美的，那么不行动、维持现状往往是合适稳健的选择。

然而，电力行业目前的现状可以维持吗？如果可以维持，是否我们就可以容忍这种现状？这涉及到如何理解我们所处的现状。

在中国，理解电力行业所处现状存在难度。人们往往在意识形态上有重大分歧，甚至对于事实问题都存在不同的理解。思想市场中，存在大量“基于模糊理念、而不是确切现状”的无参照系的廉价讨论。

这一次我们试图从几个不同视角探讨目前的现状。进而分析，如果不能维持现状，是因为哪些外部条件发生了变化？

我们需要强调的是：随着可再生能源快速增长，电力行业现状变得脆弱且不可维持。改革即使非常不完美，也好过于保持现状。从这一意义上，改革永远是进行时，没有完成时。

六年电改的实质性影响

2020年12月21日，中央政府发布《新时代的中国能源发展》白皮书，对过去6年电力体制改革的成果进行了系统总结（专栏9）。它特别包括：输配电价独立、交易机构独立规范运行、配售电业务放开以及电力市场建设四个方面。

事实上，早在2012年，《中国的能源政策》白皮书已对上述方面的改革基本做了设计：深化电力体制改革，稳步开展输配分开试点。积极推进电价改革，逐步形成发电和售电价格由市场决定、输配电价由政府制定的价格机制。

这些方面的进展直观可见。与之相关的，6年来电力改革的间接影响，也体现在社会认知水位、消费者负担以及行业主体行为的改变上。但是这些都是暂时的“小事故”，很快消失或者被遗忘。那些潜在、具有长期实质性的影响体现在：

1． 消费者电费负担。中央政府代表消费者，锁定了电价水平，这是在电力消费者组织缺位情况下的权宜之计。但是，能够参与市场的，往往只有大工业用户，它们之前电价高得并不离谱；而真正负担沉重的商业与小工业用户往往因为交易成本等问题并无机会直接参与。2015年3月，环渤海动力煤指数在500元/吨左右；到了2021年1月，这一指数维持在600元以上的高位。这一权宜之计面临上游市场环境变化的挑战。

2． 一定程度上打破了电力统购统销模式。目前全国电力双边交易电量比例约30%，大部分省份实现了输配电价的单独核算（广东不是）。超额垄断利润的来源有所收窄。目前电网企业在跨区专线、计划外电量购买等环节仍具有垄断寻租。

3． 社会对电力行业运行，特别是物理、财务层面的交互关系有了更高的“水位”认识。认识到中国电价仍旧虚高，对调峰辅助服务是生造的舆论成为越来越多的常态，而相反的情况成为例外。这对于行业的健康发展是不可或缺的。

4． “维持现状”战略似乎在2020年发生了全面的转变。中国工程院院士郭剑波先生2020年11月曾公开表示：适应高比例新能源电力系统，电源电网都要改变。这是首次表态“电网也需要改变”。这一表态的长远意义绝不能低估。在我们的理解中，过去中国对于可再生能源的所谓“消纳”，是通过系统既有冗余来应对可再生能源并网的“最小努力”原则。而未来，电网的地位与角色将在未来电力系统中变得愈加重要。

改革无疑是有成本的。对于这场已经持续6年的改革，其成本主要体现在：

1． 竞争性短期与长期市场的建设，需要极高的能力与基础实施建设。这中间充满着大量的试错过程与成本。典型的，比如甘肃所谓的现货试点，完全是过去的调度范式换个说法。中长期合同的强制签署，如果走到极端程度，将无异于过去的计划小时数模式。

2． 相比于高昂的政府保证的标杆电价，市场形成的价格无疑是更低并存在风险的。这种差价代表着电厂收益的减少，甚至会造成总体过剩环境下部分电厂的破产乃至关闭。这可以称为改革的“搁浅成本”。但是与发达国家处理的方式——通常建立显性的转型基金不同，中国这种改革成本的承担，往往是隐性或隐藏的，比如直接加在部分缺乏话语权的群体身上。由于改革缺乏必要的透明度，改革成本的支付往往是抓壮丁、抓沉默者（发电集团）模式。

3． 由于电力系统的既有历史基础，缺乏经济调度与统一市场的基本意识，无法承载“天生爱自由”的可再生能源大发展的议程。部分绿色倡议群体，扮演着垄断寻租者扭曲电力系统概念、破坏统一市场、忽悠政府与大众的“帮忙”角色。

改革暴露出的体制问题

市场化改革的基本目标，是建立以市场效率为目标的市场价格形成体系。这是唯一的目标。改革因为旧有系统存在的无效率，而往往出现并显示出改革成本。

但是，这一改革成本的支付，必须具有额外的渠道，而不能由创造的市场本身去平衡或摊派。这将严重扭曲市场的功能，甚至市场机制将不复存在。过度干预的半市场，甚至要比高度管制的系统还要差。

广东电力中长期以及现货交易，在这一基本理念上出现了巨大偏离。眼花缭乱的摊派、再分配以及“一锅摊”操作，俨然变成一种任意的福利划分。英国电力市场经济学专家Michael Pollitt完全看不懂，说“你们在干吗？”。

从最一般的概念上，作为商品，电力实时需求与供应平衡所对应的价格，才是最有效率的价格。因此，在欧美市场，调度（ISO/TSO）组织的实时/平衡市场，是其他所有远期（包括日前）市场的参照系。定价与结算无疑都要根据实时市场的价格来确定。

但是问题在于，中国的调度是整个系统的指挥官，而不是一个平等的市场参与者。它不需要去“购买”平衡资源以待调用，而是一纸行政命令“70%以内的调节都免费”能把所有机组都作为它的备用资源。这部分缺乏方法论定价（也可以说：定价为0），也不需要定价，“省事”。所以，这些机组不是系统备用，而是脱离系统安排的电网备用。它没有动力尽量去优化运行、减少备用以节省成本。

这样的话，所有的远期市场如果有平衡偏差，就缺乏了结算的参考标准，从而衍生出诸多分摊方式，特别是基于发用电量的“均摊”——又是一笔糊涂账。

从监管与激励视角，有了实时市场的价格，参与更远期市场（更早关门）的预期才能够明确，从而促进市场的平衡。没有机组愿意比实时价格更低卖出，没有消费者愿意比实时价格更高买入。没有了这个标杆，消费者/生产者的预期是不清楚与不稳定的，那么整体意义上，它的其他市场的行为就可能是不合理的。

改革的思维方式抉择

微观竞争理论说：已建成机组的决策行为只考虑可变运行成本。因为投资成本已经沉没，考虑也没有用，反而在竞争中会造成更大的损失。

计划思维似乎隐含着：我建成了，投资已经发生，就必须能够收回来。所以，必须保证我的投资成本不“沉没”。至于谁来保证，如何保证，那是后话，给个割裂市场的高价格就搞定。

国企保值增值思维似乎意味着：我的投资必须有利润。不仅要收回投资成本，还要有更多的小时数以取得利润。甚至于在某些情况下，这成为其他利益群体需要尊重的权威，而不是自身努力的必要，不需要考虑合理的方式方法问题。这是能源系统中仍旧存在诸多政治“白象工程”——高能见度与政治象征意义，而缺乏经济理性项目——的重要诱因。

幸运的是，随着中国更高层面政府政策以及理念上的突破，统一市场与公平竞争原则有望得到更大程度的尊重。市场监管总局2020年5月发布《关于进一步推进公平竞争审查工作的通知》要求用3年左右时间，基本建成全面覆盖、规则完备、权责明确、运行高效、监督有力的公平竞争审查制度体系，制度权威和效能显著提升，政策措施排除、限制竞争问题得到有效防范和制止。

公平与效率的平衡，是所有国家，特别是目前遭遇困境的欧美国家普遍面临的问题。效率是竞争环节的事情，公平是再分配环节（比如民政部）的事情，它们可以在较高的层面二次分配平衡就可以了。但是中国的特色在于，这一平衡往往在很低的层面上实施，即在市场池子里面 “搅和”。这种在低层面兼顾的做法，很大的可能是既丢失效率，也实现不了公平——蛋糕压根做不出来。

一个政策或者机制的改变，有其动机与目标，也会存在各种的伴生影响。中国的部分政策逻辑，往往是“搞定”的逻辑。也就是说，即使有伴生影响，最好也在一个小的范围内把这种影响搞定，而不需要更大层面与边界外的改变，比如财政额外支付责任。典型的就是调峰辅助服务机制的设计，在处于竞争关系的电源体系内的“勾兑”。

由于中国能源治理中的“层层摊派”做法，抓壮丁现象比比皆是，技术中性的体现远远要少于成本中性的考量。从上摊派到下面，中下层操作人员权力、资源与视野都有限，“公平与效率兼顾”的说法或者使其尊重但是掩盖现状，或者以“搞定”为基本目标，而无法顾及合理方式方法问题。

本文刊登于《能源》杂志2月刊，《如何看电力体制改革现状（下）》将刊登在《能源》杂志3月刊。

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