【专家】我国电价机制市场化改革路径探讨

我国电价机制市场化改革路径探讨

编者按：本文刊登于《价格理论与实践》2013年第二期，在现货市场概念还没有普及的前提下，这是一种过渡路径。对当前我国电力市场建设仍有理论指导和借鉴意义。全文约7900字，建议阅读时间10分钟。

以2002年《电力体制改革方案》出台为标志，我国电力体制改革已有10年。十年来，电力市场化改革虽取得“厂网分开”、电力工业在规模和技术上实现跨越式发展、发电容量成本得到有效控制以及电网企业供电服务质量不断提高等重要的进展和成效。但客观地说，改革并未达到预期目标。近年来，国内外经济、社会发展和生态环境约束已经发生重大变化，电力市场化改革正处于关键阶段，如何进行好下一步改革至关重要。

一、我国电力工业面临的困境和出路

我国电力工业发展受到多重约束，正面临前所未有的复杂局面和严峻挑战，突出体现在三方面：一是我国电力需求快速增长、气候变化和国际能源市场价格高涨，使得我国能源电力安全问题日趋严重;二是在全球气候变暖和能源低碳化革命的境况下，我国一直以煤电为主的电力工业正力图优化电源结构，但由于多煤少油缺气的能源资源结构特点、大规模风电(及核电、燃气发电、分布式能源发电)等低碳电源发电并网给电力系统安全运行和经济运行带来的冲击以及电力工业体制机制不畅等诸多约束，成效欠佳、举步维艰;三是由于近年来大型矿难连续性爆发，煤炭生产造成的地下水下降和土地下沉，水电开发造成大规模库区移民和地质灾害的潜在风险，以及日本福岛核电事故引发公众对核电安全的质疑和恐惧等，各类电源建设都可能对生态环境乃至人文环境等人类生存环境产生重大且不可逆转的影响，更使依赖不断加大电力投资建设来满足持续快速增长的电力需求的传统电力发展模式，遭遇四面楚歌。

目前，无论是政府部门、电力企业，还是专家和学者，乃至电力用户，都有一个共识——要应对这样复杂的局面、破解发展困境，唯一的出路是要跳出以往的电力工业发展模式、重启电力市场化改革;但迟迟未能重启电力市场化改革的关键问题是缺乏一个能够得到各方共识的可操作性方案。

二、我国电力改革的成效、问题及根源分析

增量改革既是我国经济改革的成功经验，也是我国电力改革的成功经验。上世纪80年代，为鼓励非国有资本投资电源建设，国家出台了对新建发电机组实行还本付息电价的政策，这项政策同时隐含了对执行还本付息电价的新建发电机组要按核价电量调度的承诺。这一发电市场准入机制和新增装机上网电价机制的改革，有效地促进了电源建设投资，缓解了我国经济快速发展与电力供应严重不足的矛盾。

自2002年《电力体制改革方案》颁布以来，我国电价改革取得了一定成效，但市场化改革初试，远不及预期。2002年，实施“厂网分开”的电力体制改革，进一步激发了发电企业投资、建设电源的积极性。十年来，全国发电装机容量从2002年的3.6亿千瓦增加到2011年的10.6亿千瓦，年均增长11.4%，电力工业为我国经济的跨越式发展提供了有力支撑。火电标杆上网电价机制及区域电力市场统一容量电价机制，有效激励了发电企业降低火电机组的投资成本，实现了约束火电机组容量成本的目的。但竞争性的区域电力市场尚未真正建立起来，部分地区出现电源投资过度的问题，“输、配分离”和“配、售分离”以及输配电服务独立定价等改革计划尚未实现。

2002年以来，我国电力改革尚未达到预期目标的根本原因在于对电力市场及其原理应用的局限性亦或前提条件认识不足，因而设计的电力市场建设实施方案与现阶段我国经济和社会发展状况不相契合，不能适应电力供需形势周期性、大幅度逆转的客观环境，难以获得多方共识。2002年的电力体制改革方案中明确的电价改革方向和区域电力市场建设规划，实质上是顶层设计的、方向性的长远目标，没有明确实现的具体路径和实施方案。然而，其出发点又是为了解决当时我国电力工业面临的省间壁垒、电力过剩和政府基于成本制定的上网电价攀升等现实问题，并没有预计到后来数年内电力需求迅猛增长、煤炭市场化改革后电煤价格快速上涨等场景。而在之后制定区域电力市场建设具体实施方案时，又由于已实施“厂网分开”，“竞价上网”箭在弦上，市场建设试点方案设计时间有限、经验不足，对国外电力市场的系统性和整体性及设置各种交易品种的前提条件认识不足，致使市场建设的实施方案面临不可持续发展的问题。

到目前为止，我国的区域电力市场建设方案，都是在某一国家或地区电力批发市场基本交易品种的基础上，简单修改和简化而形成的;如东北区域电力市场是英国电力库市场模式的基础上，引入政府制定的固定容量电价以期引导未来电源投资、保障发电容量的充裕性;再如华东区域电力市场是在澳大利亚电力市场模式的基础上，引入政府授权合同，进而将全电量竞争变为政府确定比例的部分电量竞争，以降低市场价格波动带来的风险。

纵观国外运行较成功的电力市场，有如下几个共同特点：一是都是在市场经济发达、电网已经过大规模投资建设的发展阶段、发电装机容量富余、发电所用一次能源供给充裕、电力需求增长率稳定在1%-3%范围等条件下开始建设和运行的，系统平均供电成本水平较为稳定;二是都实行全电量竞争;三是交易品种丰富，都具有市场风险管理工具和信用体系(如保证金制度等)，市场体系较为完善。

我国处于计划经济向市场经济过渡的发展阶段;发电装机容量的过剩实际是阶段性、地区性的，电网也正处于大发展阶段，每年都在大规模地投资建设电源和电网，近十年的电力需求增长率在-3%-20%范围内大幅度的波动，致使系统平均供电成本缺乏短期的稳定性，因而实行中短期(年、月、日)的全电量竞争(如东北区域电力市场的试点建设方案)是不合时宜的，会导致未来逐年的平均上网电价水平和销售电价水平大幅度地波动，不利于发电行业和地方经济的发展，同时也使电力供应安全失去保障。而通过政府控制竞争电量比例的方式(如华东区域电力市场的模拟运行方案及南方电力市场的模拟运行方案等)，不是通过丰富交易品种、为市场成员提供避险工具来管理市场风险，实质上还是一个受各地方政府高度控制的市场，有悖于电力市场化改革的初衷，可能会导致市场价格信号扭曲、约束资源优化配置等问题。

继东北区域电力市场试运行由于市场价格上涨、平衡账户亏空而暂停之后，我国又开展可大用户直购电交易。允许大用户直接进入电力批发市场，打破单一购买的市场格局，理论上能够有效地提高市场的效率、促进市场公平，国外较成熟的电力市场也普遍分步骤地向大用户开放。规范的大用户直购电合同有两类：一是金融性的合同(财务合同或差价合同)，只是一种管理市场风险的工具;二是实物合同，严格地讲，应该具有自平衡的属性，换言之，大用户与发电企业签订双边交易合同之后，无论大用户还是发电企业，其实际用电/发电曲线与合同曲线偏差部分应该通过自身在现货市场上的购售电交易实现平衡。但由于我国尚未建立现货电力市场，现行的大用户直购电交易合同只约定合同电量和电价，不约定用电曲线，也没有违约惩罚，这就致使大用户直购电合同缺乏约束，成为变相的优惠电价政策，不利于发电行业和电力市场的可持续发展。

总之，由于当前我国经济和社会状况与拥有较成熟电力市场的国家和地区差异大，处于不同的发展阶段，照搬国外市场模式或对国外市场模式进行简单地改造应用于我国，并不可持续。因此，要重启电力改革，必须系统、深入地研究各种电力交易的固有功能、互补性及其适用条件，各环节各种电价机制的功能、相互之间的协调关系及其适用条件，清晰地认识我国电力市场化改革的局限，创新电价机制，重新规划我国的电力市场化改革路径，因地制宜地设计各地区电力市场建设实施方案。

三、增量竞价的上网电价机制改革方案构想

我国电力工业目前面临的错综复杂问题可归结到两个关键问题上：一是如何保障长期电力供应安全;二是如何促进大规模可再生能源及核电、燃气发电等低碳电力的充分利用。从改革电价机制的角度来看，要解决这两个关键问题，既要考虑如何引导投资保障电力供应的充裕性，又要考虑如何保证电价水平的相对稳定性，还要考虑如何激励其他电源和电力用户为大规模低碳电力的消纳保驾护航。在我国当前经济社会发展阶段，这显然是单独依靠政府定价或单独依靠市场定价都无法解决的问题，必须将市场机制和政府管制相结合，充分利用现货市场定价的灵活性来应对低碳电源给电力系统带来的电力平衡和利益平衡问题，同时利用政府定价的稳定性来保障我国的长期电力供应安全。

(一) 增量竞价模式

如前所述，从国际经验上看，电力市场化改革都是在经济发达国家和地区，且所有上网电量的电价都由市场定价;而我国正处于经济发展阶段，存在电力需求年增长率大幅度波动和系统平均供电成本缺乏短期稳定性的问题，必须按经济寿命期或经营期核算发电成本、输配电成本和购电成本，才能保证电价水平的相对稳定，因此，现阶段不适宜实行中短期(年、月、日)市场的全电量竞争。上世纪末，六省(市)电力市场试点和2005年华东区域电力市场模拟运行，都采取了政府控制竞争电量比例的方案，是对中国式电力市场模式的有益的探索，实践证明，部分电量竞争能够保证平均上网电价水平的相对稳定。

借鉴三十年来我国经济领域及发电上网电价实施增量改革的成功经验，针对我国现阶段经济、社会和电力工业的实际发展状况，本文提出增量电量电价市场化的改革方案构想(下文称为“增量竞价模式”)，即：地方政府按照节能发电调度原则制定年度发电计划及计划发电量的日调度发电曲线形成规则，计划电量执行国家制定的上网电价;计划电量之外的上网电量(包括满足需求预测偏差电量及发电机组自身原因引起的实际出力曲线与合同发电曲线的偏差电量)则被视为“增量”，其上网电价由市场竞争形成。