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实际上,成立相对独立的交易中心,只是一种对电力市场雾里看花般的理解。就两个交易中心的成立而言,与其说是在新一轮改革下的创新之举,倒不如说是电网企业在新形势下一种顺势而为的主动调整。
在可预见的将来,两大电力交易中心以组织签订实物交易合同为基本任务,而这一任务,有无交易中心都能够完成。比如,即便国家电网公司不成立北京交易中心,在现有组织架构下完成这一工作也轻而易举,目前唯一的变化只是更换名义,顺应了9号文精神。回顾一下,这不就是2002年5号文之后所要做的基本工作之一吗?只不过现在是基于扩大的电网规模,交易多了来自于特高压的跨区送电,再加上了可再生能源大规模消纳问题。
本质上,这仍属原有体制下内部协调方式的变化,以适应当前面临的一些难题。在交易中心下能够实现的各种收益,比如用户购电成本的降低等,根本上来源于电网企业内部运作方式的调整。比如刚刚完成的银东直流交易,其实现的用户用电成本的降低,并非来自于电力市场竞争,而是电网内部的协作经济性。
换句话说,即使电网不成立这个交易中心,这种收益也能够实现,只是电网过去从未实施,若想实施,则是轻而易举。而此次实施,也并非因为成立了这个交易中心,而是形势促使电网企业需要这样做。
第一,伴随电网未来营利模式的变化,提高电网,尤其是特高压输电线路的利用效率,是电网必须解决的核心问题。因此,提前布局,扩大跨区交易电量交易已然成为必然选择。
第二,三北等地区的可再生能源发电消纳压力巨大,借交易中心可以缓解这一压力。随着甘肃等地确定以市场交易消纳可再生能源发电的政策,并得到中央决策机关肯定后,电网压力实际会得到很大缓解,因此切实将这种政策落地同样是重要考量。
第三,在此轮电改中,地方利益诉求的广泛表达已经构成了对电网企业,以及其他央属电力企业的改革压力。成立两大交易中心也是应对地方改革方案冲击的重要手段。
值得注意的是,与第三点紧密相关的,两大交易中心的成立,在迈出一定步伐的同时,也在一定程度上构成了对地方试点,特别是综合试点改革的潜在制约。比如,在广州交易中心成立之后,云南的西电东送市场组织就成为一个问题,是云南的电厂作为广东交易中心的卖方,还是广东的用户作为云南电力市场的买方,还是双方市场主体可以自由进出?即便目前有暂时的制度安排,但未来这将是一个绕不开的制度选择问题,而这背后涉及的利益关系可谓复杂。特别是,假如两大交易中心开始向短期交易组织职能转变,那么两级市场的制度衔接将面临极大难题,由于两大交易中心与调度的天然结合(理论上,调度运营与短期市场需要一体化),地方电力市场的制度创新必将面临抑制,这是植根于9号文的几大潜在冲突之一。
笔者并非否定两大交易中心的积极意义,而是强调,不必以竞争或市场化来拔高其定位。理论上,主导中国电改的驱动力量是“国企红利”和“竞争红利”的权衡,而在可预见的将来,从2002年5号文延续至今的国企红利仍将占据主导地位,因此很难预期市场竞争在短期内能广泛有效地引入。实际上,9号文确定的改革思路是原有体制下的利益再调整,而非引入有效竞争,各项改革举措或明或暗都在遵循这一主线。成立交易中心既非促进电力竞争的充分条件,也非必要条件,但却是顺应现有体制下利益再调整的绝佳方式。
总之,建立电力交易中心并不代表建立了电力市场;进入电力交易中心,也不代表参与了电力竞争。
9号文及相关配套文件使用的诸多概念,都是对竞争性电力市场的偷梁换柱,本质是在以释放“竞争红利”的名义来保持“国企红利”的延续。实际上,释放电力行业“国企红利”有充分的理论和现实依据,大可不必扭曲市场化的概念,这对深化电力体制并无益处,因为这既掩盖了同时实现
两种改革红利的正确改革路径,也是在增加当下的改革成本,并会令潜在隐患持续发酵。
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