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二是电力市场布局缺乏明确目标与实施路径。
市场布局也是电力市场化改革的顶层问题之一。我国的电力市场如何布局,是跨省区域市场“一步到位”?还是先从省级市场做起?抑或部分“区域”、部分“省级”?至今未有明确说法。此外,跨省跨区消纳的“三峡”等超大型水电应参与哪里的电力市场?如何参与?现有的方案或“配套办法”,也都未见安排。
我国的电力市场建设之路,可考虑“两步走”战略。
第一步,可选“强制性电力库”模式,亦即首先建立由发电企业单向竞价的现货市场。
在取得经验并具备相关条件后,再转为“双边交易”模式。国际能源署关于电力市场的总结报告中提出:“关于电力批发市场组织的第一个争论,是选择强制的还是自愿的电力库。竞争的双边电力交易为一个高效率的现代电力市场中所必需,已获得越来越多认可。自愿库或电力交易所正逐步成为主流,而强制库正在消退。”考察近20年电力市场史,正如该总结报告所说,各国电力批发交易模式的确定,均在“强制库”和“双边交易”之间二者择一。但说“强制库正在消退”,可能为时过早。目前,仍有澳大利亚、新加坡、阿根廷、韩国、希腊、加拿大安大略省和阿尔伯塔省及一些欠发达国家继续实行“强制性电力库”模式,且未见有改行“双边交易”模式的趋势。原因在于,电力交易模式的选择,并非单一的效率标准,也须以“成本——收益”关系为依据。
“双边交易”模式市场竞争效率高,但制度成本也高。这种“自由交易、自负其责”的普通商品交易方式,要与电力系统的可靠性要求相融合,须有复杂的市场构架和规则设计,如场外双边合同的日前分解及其同现货市场出清结果的衔接,主能量市场(中长期交易和日前交易)与平衡市场的衔接,不平衡责任的确定和落实等。
此外,市场主体的交易策略、交易手段也须与此相适应,如:售电商要同时参与批发和零售两个市场的竞争;受平衡机制的约束,售电商还必须对客户的用电行为进行有效管理,以避免和减少不平衡责任及其导致的经济损失。这都使系统和企业管理的成本大幅增加。所以,“双边交易”在促进电力竞争效率提高的同时,也增加了社会的交易成本(亦即电力市场化的制度成本)。而“强制性电力库”虽然市场效率较低,但制度成本也低。“强制性电力库”顺应电力消费的随机性及其对市场价格即时反应难度大的特点,不允许场外实物交易,也不允许售电商(“可调度负荷”除外)参与场内的批发竞买,从而不存在售电商须履行日负荷曲线承诺问题,大大降低了市场构架及交易规则的复杂程度;由于所有售电商批发购电的价格相同,售电商营销的策略和手段也可相对简单,既可与客户单独约定价格合同,也可实施基于政府管制价格的浮动价格合同。此外,强制性电力库模式也不必须与售电侧市场化改革同步,只要政府管制价格能够与批发市场价格联动(参考阿根廷市场),则批发竞争也可先期进行。因此,比之“双边交易”模式,“强制性电力库”简单易行,制度成本低,也较适应现阶段法治不健全、市场诚信度低的国情,有利于向新体制的平稳过渡。
电力市场的合理布局,也应走“渐进式”之路。近期可考虑“部分‘区域’、部分‘省级’”的思路。京津唐、东北等网络联系紧密的地区,可考虑直接建设跨省区域市场。其他地区可先从省级市场起步,逐步过渡到跨省区域市场。如果省内存在明显“一家独大”现象,可参考新加坡的做法,强制购买有市场支配力企业的部分发电容量,以提高批发竞争的有效性。
“三峡”等超大型水电原则上可在现行的“消纳”范围参与电力市场。既要保其“优先发电”,又要使之与竞争性市场规则相兼容,一个可行的办法,就是引入“政府授权合同”。具体说,就是超大型水电企业与电力市场组织机构分别代表中央和地方政府,基于现行的电力消纳方案和定价原则签订长期的“政府授权合同”。该“政府授权合同”以差价合约形式执行,买卖双方“收益共享、风险共担”。如果市场价格高于合同价格,则其差额由发电企业与用户分享;如市场价格低于合同价格,则其差额由发电企业与用户分担。
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