电力市场改革进入深水区 电力体制改革要跳出“路径依赖”

破除对国外市场的迷信

市场化后的电力系统成为复杂的“工程—经济”耦合系统，也是目前世界上规模最庞大、因素最复杂、资金和技术最密集的人造工业系统。作为一种行业经济体制，电力市场的模式和交易机制与各国的政治经济制度、法律环境、文化背景、工业发展水平等密切相关，不存在一成不变的“完美模式”。国外电力市场实际运行已有30多年的历史，但仍在不断修改完善过程中，并不存在所谓“成熟的市场”。

近期美国能源部与各大区域电力市场运营商关于电力市场价格形成机制等问题的激烈争论引起了各方面的广泛关注。美国能源部认为，“市场扭曲”已使美国电力系统的可靠性（reliability）和弹性（resilience）受到威胁。

实际上，早在2015年，美国加州大学伯克利分校S.Borenstein和J.Bushnell教授基于美国电力市场的实际数据所做的研究报告《20年重组后的美国电力工业》，就已分析指出了美国20年电改存在的问题。他们认为，美国电改的最大政治动机是“租金转移”（可理解为利益重新分配），而不是提高效率。虽然电改提高了发电环节的效率，但总体结果令人失望。实际上，改革后的电价变化更多是受外生因素的驱动（如发电技术的进步和天然气价格的波动），而不是电改的结果。作者甚至直截了当地指出，“通过改革大大提高效率和降低用电成本”的希望大部分属于错觉——虽然20多年来美国电力工业的变化是巨大的，但并没有实现改革的初衷，许多州甚至对当初电力市场改革的决定非常后悔，但倒退回旧有体制也不可能了。

美国的电力市场改革历程为我国当前的电改提供了非常好的参照；欧洲、加拿大、澳大利亚等地区的电改经验也值得我们学习。但是每一种市场模式的出现都有其外在条件和前因后果，因此无法照抄，也不能孤立地看待市场改革的某个断面。

我国电改与国外起点不一样，目标也有所区别，国外市场模式无法照搬照抄，应结合国情进行“路径创新”。

“9号文”执行中应及时纠偏

诺斯指出：“人们过去作出的选择决定了他们现在可能的选择。”我国电改过程正是如此。电力体制从计划经济向市场经济的转轨，是一个重大的制度变迁过程。著名经济学家吴敬琏教授在使用“路径依赖”理论分析我国经济体制改革时强调两点：第一，初始的体制选择会提供强化现存体制的刺激和惯性，因为沿着原有的体制变化路径和既定方向往前走，总比另辟蹊径要来得方便一些；第二，一种体制形成以后，会形成某种在现存体制中有既得利益的压力集团。他们力求巩固现有制度，阻碍进一步的改革，他们也会力求使改革有利于巩固和扩大他们的既得利益。于是，初始的改革倾向为后续的改革划定范围。

改革能否成功，能不能实现电改的初衷，不仅取决于改革者的主观愿望和最终目标，而且依赖于一开始时选择的路径。哪怕改革目标是清楚的，可是只要在初始的路径选择上有一些细微的差错，在往后的发展中，它会按本身的逻辑，偏离原来的目标，演进到远离原来设计的另一种体制去。所以我们应该以历史的、动态的观点考察电改全过程，并且要做到以下两点：

第一，在做出任何一项改革决策时，都要慎之又慎，进行科学的分析论证，不仅要考虑将要采取的措施的直接后果，还要研究它的长远影响。不要为了取得某些短期效果造成对下一步改革的障碍。

第二，要随时密切观察改革是否选取了错误的路径，或者当前的体制已在多大程度上偏离了目标。如果发现路径偏离，要尽快采取措施加以纠正，把它拉回到正确轨道上来，以免出现积重难返的情形。

“9号文”明确指出了深化电改的重点和路径，即：在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照“管住中间、放开两头”的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，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。

“9号文”所指出的改革路径既继承了以往特别是“5号文”发布以来的改革成果（如大用户直接交易等市场建设成功经验），又提出了新阶段的改革任务和务实的符合国情的改革措施。“9号文”精神本应坚定不移地贯彻执行，但改革过程中由于“经济学理论”（实为教条）的误导和对国外电力模式的迷信，时常有所偏离，并导致了一些本不应该出现的后果，应尽快予以纠正。

电改要循序渐进

国外在电力市场改革前，一般都建立了成熟的实时优化的经济调度系统，比较容易实现“现货”（按国家发展改革委、国家能源局电改配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》，现货市场主要开展日前、日内、实时电能量交易）。不同于国外，我国大部分地区尚未建立成熟的经济调度系统，实现“现货”有相当大的难度。各地电力市场交易机制的建立都是从年度、月度等中长期电量交易开始的，目前有的省份已经建立了调峰、调频服务的市场化机制。从实践效果看，在我国，从中长期电量交易着手并逐渐向现货交易过渡是一条可行的途径。例如，可以采用以下步骤分阶段实施：

第一年：初步建立年度双边合同与月度集中竞价市场，对合同偏差电量进行事后结算和考核。

第二、三年：继续开展年度双边合同交易，完善月度集中竞价交易，开展合同电量转让交易，初步建立电力和电量平衡机制。在电量平衡机制中，按机组煤耗或预挂牌报价调度，并包括事后的偏差电量考核与结算；电力平衡机制主要探索调峰服务市场化的途径。

第三、四年：完善年度合同交易、月度集中竞价（双边合同）交易与平衡机制建设，初步建立日前现货市场。年度合同交易约定基本的电力曲线或电量分解原则，月度市场采用峰、谷、平3个电量段进行集中竞价（或开展双边合同交易）。日前交易将交易日（次日）分为峰、谷、平3个竞价时段（可与分时电表的时段设置一致，各地可能有所不同），通过集中竞价得到次日的峰、谷、平3时段电价。

第五年及以后：完善月度、周度交易与日前现货市场建设，建立实时市场与辅助服务市场。基于分段竞价（或水平拍卖）理论建立精细化的月度、周度集中竞价交易，日前现货市场采用24时段进行竞价，建立15分钟实时市场，初期辅助服务市场主要包括调频和备用。

电改应尊重市场主体的客观能力。在“从年度、月度交易开始，逐渐向日前、日内、实时交易过渡”的过程中，要逐渐培育市场主体，培养市场意识，建设技术支持系统（包括计量系统），完善电力市场相关的监管体系、信用体系、法律法规和金融市场建设，循序渐进、积极稳妥地有步骤推进改革。这是我国电力市场有序推进的一条可行路径。

重视地区、电厂差异

电力市场改革必须坚持“效率”与“公平”兼顾。在我国电力行业中，区域经济发展不平衡，购售电主体的电能生产成本和电价承受能力差别较大，存在许多历史遗留问题，这是电力市场交易机制设计必须考虑的边界条件。

首先，必须客观对待不同地区经济发展和电价水平的差异。建设区域电力市场的目的是打破省间壁垒，实现区域资源的优化配置。但资源流向必须与区域经济协调发展相适应，在确保区域内各省、区、市电价相对稳定的前提下，优化利用有限的资源。完全自由的竞争将使经济发达地区可以依靠雄厚的实力在市场中轻松购买到所需的电能，而经济落后地区则因购买能力限制无法做到这点；同时，经济发达地区的电厂会因为价格竞争力问题而无法售出电能。

其次，必须客观对待由于所处地域、电厂类型、投资运行时间不同导致的发电成本差异。在已投入运行的电厂中，东、西部省区电厂的投资成本差别很大：由于我国一次能源与负荷需求的逆向分布，经济发达地区的发电成本也比较高；由于历史遗留问题，同一省内机组还贷压力差异也很大；另外，水电、火电、核电等不同类型电厂投资和运行费用差别也很大。开展竞价交易后，很多电厂有可能在基本不需要承担市场风险的情况下获得高额回报，这对其他电厂和用户而言是不公平的。

再次，必须客观对待不同所有制形式电厂的合同约束，例如，某些以BOT模式（“建设-经营-转让”）建设的电厂，一般签有《特许权协议》。该协议规定年上网电量和特许运营期等。电网公司作为签约的政府方代表，在特许期内需严格执行特许权协议规定的电量并支付电费。这种电厂如果在特许运营期内参与市场竞争，相当于带有固定电价的长期合同。特许运营期结束后，BOT电厂将无偿移交给政府，参与市场的方式也要作相应调整。

应对这些购售电主体市场竞争力差异的基本原则是在公平的基础上引入“适度竞争”。一种可行的办法是广东电力市场月度集中竞价采用的价差竞争：需求方（大用户和售电公司）申报与现行目录电价中电量电价的价差，供应方（发电厂）申报与上网标杆电价的差价。价差竞争是我国独创的电力市场交易方式，虽然不符合标准的经济学模型，但能有效解决我国电力市场公平与效率的矛盾。基准价格（目前为目录电价和上网标杆电价）体现公平性，价差竞争体现效率，此时需要解决的关键问题是基准价格合理值的确定，这就需要国家宏观调控发挥作用。此外，有专家提出的基于国际贸易理念（相对价格竞争）的电力市场竞价机制也能较好地处理不同成本电厂的公平竞争问题，值得进一步深入研究。

电改是我国能源生产和消费革命的重要组成部分，是我国电力行业发展所面临的重大机遇。电改决策者应破除对西方国家的迷信，坚定不移地走独立自主的道路；根据形势的不断发展变化，细致深入地分析我国电力行业不同阶段的基本矛盾，并提出解决途径；灵活运用市场经济基本原理解决符合国情的电力市场模式设计问题，并采用科学严谨的方法进行分析论证。换言之，应充分认识国外电力市场改革的“路径依赖”问题及其局限性，从改革全过程客观评价和借鉴国外改革经验，形成独立自主的市场化改革路径。（作者系华南理工大学电力经济与电力市场研究所所长）