评 | 夏清：煤电纾困亟待完善市场机制而非退回计划

煤电纾困亟待完善市场机制而非退回计划——访清华大学电机系教授、清华四川能源互联网研究院交易与运筹中心主任夏清

（来源：微信公众号“能源研究俱乐部”ID:nyqbyj 作者：能源情报研究中心 陈学婧）

“电力市场化改革到了关键时刻，中央企业煤电资源区域整合并不能有效化解煤电产业链积聚的风险，却会在省内形成寡头市场，致使省级市场建设取得的成果丧失。煤电困境应通过完善市场机制予以解决，而非退回计划。” 清华大学电机系教授、清华四川能源互联网研究院交易与运筹中心主任夏清日前接受记者独家专访时表示。

据悉，国资委日前发布《中央企业煤电资源区域整合试点方案》（以下简称《方案》），自2019年开始启动，用3年左右时间开展中央企业重点区域煤电资源整合试点工作，原则上根据5家集团所在省级区域煤电装机规模、经营效益确定牵头单位，综合考虑地区电价、过剩产能消纳、煤电联营、各企业区域战略发展规划等因素，确定中国华能牵头甘肃，中国大唐牵头陕西，中国华电牵头新疆，国家电投牵头青海，国家能源集团牵头宁夏。《方案》在业内引起一片哗然。

记者：您认为，在推进电力市场化改革的当下，《方案》提出的煤电资源区域整合，将对省级电力市场造成什么影响，是否有助于推进区域电力市场建设？

夏清：

党中央、国务院启动新一轮电力体制改革以来，我国电力市场建设取得实质性进展：全国电力市场化交易电量占电网企业销售电量比重近40%，全面放开经营性电力用户发用电计划稳步推进，电力现货市场8家如期试运行，2016~2018年全国电力市场化交易比重逐年提高，累计释放改革红利超过1800亿元。在电力市场化改革的过程中，也暴露出一些问题。现在最典型的问题就是煤电大面积亏损，煤电量价齐跌，资不抵债，有些火电企业宣告破产，国有资产保值问题突出。在这样的情况下，我们如何推进电力市场改革，实现生产者与消费者的共赢，是当前要解决的重大问题。

近期我也关注到中央企业煤电资源区域整合试点的信息，这值得警惕。这样的煤电资源整合将形成寡头市场，在已经放开的售电市场中，售电公司只能与一家发电集团交易，必然是店大欺客！这相当于宣布省级市场不再竞争、市场失灵。中发9号文发布以来，省级市场建设取得的成果极有可能由此丧失，这与当前我国推进电力市场化改革的大政方针是不符的。

在区域电力市场建设方面，此举也并无助推作用。电力市场是以电力网络为载体的市场，电力市场中大部分的电量是在省内平衡，受省间输电容量的限制，省内发电寡头形成强大市场力后，将成为价格的引领者，导致市场机制失灵。

记者：煤电资源区域整合能否有效解决煤电大面积亏损问题？

夏清：

为煤电纾困，首先要弄清当前煤电大面积亏损的原因，我认为主要源于四方面因素：一是经济下行压力增大，电力需求不足，用电量增幅减缓，煤电盈利空间萎缩，为抢电量企业间恶性竞争，引发市场踩踏；二是新能源快速发展严重挤压了煤电的生存空间，为保障新能源消纳，煤电利用小时数急剧减少，某些区域煤电已经由基础能源变为支撑新能源的调节电源；三是各地推进蓝天计划，尽可能减发煤电，进一步降低了发电利用小时数，价跌量缩，火电进入艰难时期；四是当前煤电的大面积亏损也是此前五大发电集团跑马圈地、盲目扩大煤电规模的后果。

基于上述原因，解决煤电亏损问题，采用资源整合的方式并不能奏效。为避免恶性竞争出现踩踏，资源整合到一家公司，变成垄断，但市场的本质是竞争，没有竞争就动摇了市场的根基。有统计显示，我国已有16个省份的电力市场力指标超过警戒线，存在动用市场力的风险。若还要进一步整合强化，形成一省一家发电企业的局面，最终不仅造成价格竞争的消亡，还会导致成本竞争动力的丧失。此外，试点各省煤电资产状况不同，外送条件不均，煤电资产置换，总会有企业受损、有企业获益，进而引发新的问题。

在推进市场建设中，遇到问题不可怕，但不能回到计划。现有问题不是市场解决不了，是我们不熟悉市场的方式，不善于采用市场的方法手段解决市场发展中所遇到的问题。

记者：如何完善市场机制，解决当前煤电的困境？

夏清：

以市场机制解决煤电大面积亏损问题，一是设定最低限价，二是建立容量市场。

目前我国绝大部分的省级电力市场方案中设置了最高限价，但没有最低限价的限制。最高限价保护了消费者的利益，但也要设置最低限价，保护生产者的利益。市场机制对消费者与生产者都应该是公平的！在设定最低限价方面，考虑当前煤价水平、社会平均资产回报率等设定参数，测算出发电的真实成本，以最低限价方式防止市场成员之间的恶意降价，互相“踩踏”。例如，美国PJM市场，当供不应求导致市场失灵时，自动恢复到成本价格竞争。现在我们出现供过于求的市场失灵时，也可以采用这种方法。相对于煤电资源区域整合，设定最低限价仍然可激发企业降成本的动力，这是因为每家发电企业仍然是独立的成本中心、利润中心，还是存在竞争的。设定最低限价与计划模式下一家垄断存在着本质的差别。

建立容量市场，这是解决当前煤电问题的迫切需要。未来无论新能源如何发展，火电将为整个能源转型起到保驾护航的作用，煤电大面积亏损的现状，是电力市场必须解决的问题，否则将影响未来电力供求关系。

首先要清楚，煤电如今遭遇的困境，不是市场出现了问题，而是我们简单地把电力市场的竞争看成是电量的竞争，忽视了电力市场的平衡不仅是电量的平衡，还包括电力的平衡，在存量资产竞争中没有考虑电量与容量的差异性、稀缺性。此外，能源转型的成本问题如何处理也没有考虑周全。

能源转型进程加快，煤电成为调节资源，利用小时数降低，支撑新能源运行，其作用在于容量，已非发电量。煤电转为调节资源，其提供的容量资源是有价值的，但目前还缺乏肯定火电在整个电力电量平衡中发挥作用的市场机制、交易品种，煤电以容量方式保障新能源消纳产生的外部效益没有予以回报。市场机制应承认每一个市场成员对稀缺资源的贡献率，这才是真正的市场。解决煤电问题必须建立容量市场，承认其价值，给予其容量补偿。目前，在现货市场设计中虽然统筹了电力电量平衡，但火电作为清洁能源消纳的灵活资源价值没有考虑，这正是建立容量市场缘由。这方面的考虑已在云南电力市场中得以体现，开始对消纳水电的煤电予以容量补偿。

建立长中短期容量市场。长期容量市场上，政府应做好容量市场的需求预测。采用政府代理与市场选择相结合。首先由政府代理用户采购一定容量比例，以招投标方式稳定容量价格，确保电力供需长期稳定的平衡；其余部分由市场主体通过竞争发现容量市场的价格。以巴西为例，巴西政府在长期容量市场上，采购大部分比例的预测容量，并按一定比例分配给所有用户；用户不足的容量则通过中短期容量市场交易获得。这样既解决了用户对未来预测难以精准的问题，又实现了未来容量价格的相对稳定。

从长期看，建立容量市场不仅可有效引导投资，而且可以通过容量电价激励用户最有效地利用发输配电资产，提高资产效率。建立容量市场，让用户承担容量电价，必将激励用户减少尖峰负荷，提高负荷率，获得提升发输配资产利用率的红利。用户通过友好的用电方式获取整体电价的降低。应特别强调的是，当前我国电力行业的存量资产已经进入到市场竞争，但是在规划方面迫切需要引入市场机制。市场不仅要促进存量资产的竞争，更要引导未来行业的投资。

记者：基于目前改革进程，您对电力市场化改革有何建议？

夏清：

电力市场建设，不仅仅是构建外部竞争的环境，更重要的是产权制度的设计。电力市场走到今天，一定要加快推进国企混改。

市场化改革的核心是产权制度设计，国企混改是未来市场化改革的基础，只有产权多元化才能完善治理、强化激励，才能做强做大。不解决机制问题，简单的资产重组解决不了问题，换汤不换药。要真正以资本为纽带，推进混改，实现股权多元化，解决市场主体是“非理性人”的问题，市场机制的功能才会发挥的更好。