电改五年风云录（一） | “降电价”下市场效率与电价体系的逻辑

对于长期身处于传统且封闭环境的电力行业而言，“市场”因神秘而充满魅力。正是由于这样的未知，在“转轨”过程中不断上演着“试错”与“纠错”。

好在，问题从未被忽视，矛盾也从未被搁置。

（来源：电联新媒 作者：陈敏曦）

长协风云

作为对接电力市场建设的最佳窗口，电力直接交易被认定为电力市场化建设的最佳突破手段，全国不少地区在2004年首次开市的“直购电”基础上，进一步扩大交易电量、频次，以及市场主体范围，直接交易机制也屡屡在市场主体参与的公平性上取得突破。

“随着煤炭黄金十年的结束，发电企业的利润从2012年开始实现逆袭，同时发电行业通过产业结构调整和转型，逐渐从上一轮电改规模扩张的发展模式中走出来。新电改来了，当时大家都认为这一轮改革应该是针对中间环节的改革，特别是其中还有一句对于电价‘价格合理’的‘承诺’，但是到最后，哪个发电企业也没有想到过后续厮杀会如此激烈。”发电企业人士说。

正是这一场“无准备”的战争，让山西省所有发电企业几乎都被卷入了国内电价垄断第一案。

根据公开资料显示，2016年初，山西省电力行协组织部分火电企业在太原市西山酒店召开了火电企业大用户直供座谈会。会上，9家电力集团，15家独立发电厂签字通过了《山西省火电企业防止恶意竞争保障行业健康可持续发展公约》，其中“根据市场情况，各大发电集团及发电企业，按照成本加微利的原则，测算大用户直供最低交易报价，省电力行协加权平均后公布执行”的条款，直接明确了2016年山西省第二批直供电价“较上网标杆电价降幅不高于0.02元/千瓦时”。

经后续执法机关的调查后认定，多项证据显示涉案单位按约定价格实施了垄断协议，交易电量约250亿千瓦时，约占第二批交易总量逾85%，交易额近80亿元。正因如此，所有涉事单位被开出共计约1.3亿元罚单。

在行政处罚文件下发后，山西省电力行协和19家单位对行政处罚存在明显异议，认为山西省正处于经济下行期，产能过剩严重，山西火电企业面临巨大的经营压力，电力市场各类主体在改革探索阶段面临复杂性和艰巨性，应该“允许试错”。

初听下来，申辩方的理由似乎“情有可原”，但是，如果将相关事件复盘到整个2016年山西省电力直接交易，则又会得出不同的结论。

事实上，在山西省经信委制定的《2016山西电力用户与发电企业直接交易工作方案》中，将2016年电力直接交易切分成两个部分进行，一部分是第一批电解铝企业的专场交易，另一部分是其他被允许进场的第二批直接交易用户的年度交易。在被人为切割的两个市场中，电解铝企业直接交易平均价格只有0.133元/千瓦时，与第二批直接交易价格相差甚远，这也直接引发了参与第二批交易用户的不满，才有了后续垄断交易的“暴雷”。

在市场化改革初期，地方政府部门出于对省内经济保护的心理，以及对于市场概念理解的偏差，在并不完备的游戏规则中，最容易上手的直接交易也更容易被其他手控制，最终沦为政府降电价的工具。后续在市场氛围更为浓厚的珠三角地区打响的“长协大战”，多多少少真正有了些市场竞争的火药味。

售电公司——这一电力市场化改革萌发的新生主体，如鲶鱼一般搅动着广东电力市场的一汪春水。

在股市楼市中，“买涨不买跌”是约定俗成的道理，但是在电力市场中，却呈现“买跌不买涨”的态势。2016年广东售电市场启动之初，发电企业月度竞价让利较标杆电价降低超多0.1元/千瓦时；当长协让利不断拉低发电企业降价4分的心理预期时，省内发电企业只能眼睁睁的看着售电公司赚得盘满钵满，同时还要填补用户越来越大的胃口。

“用户不关心降价的科学性，只想知道让利的底线在哪里，电力交易正从少数人的红利逐渐转变为普惠性福利，这其中的转化必然给电力市场本身带来诸多连锁反应。”业内人士说。

2017年末，随着煤价的一路飙升，同时市场化率不断走高的趋势愈发明显，高成本的发电机组逐渐感受到了“保本”的压力，发电企业逐渐从市场的血拼中摸清了独立售电公司的套路，而后，“与其让中间商赚走差价，不如以低价抢占客户资源”，成为发电企业与独立售电公司“抗衡”的策略。

据媒体报道，“截至2017年11月初，某央企发电集团所属售电公司用度电让利8分以上的价格，最高甚至到到9分，大规模拓展用户，但是对于独立第三方售电公司，最多只给出了7.5分的差价，到了本周，因大部分电量已通过自有售电渠道解决，价差调回6.8分。”

无论是基于2016年长协降价铺垫下形成对2017年降价的乐观判断，还是通过无限制降价占领市场的经营策略已经开始遭到业内一致排斥，在维持两周有余的“批零倒挂”期间，基本没有独立售电公司成功用手上8分以上的电量合同从电厂买到过电量。

有利益的地方就有厮杀，市场并没有责任让所有主体都活下来。对于独立售电公司而言，要么大量违约，要么承担损失。

“单纯以价格战形成的市场混战，其结果往往是灭敌一千，自损八百，不利于产业链的可持续发展。发售双方能否在交易中保持理性分析，根据自身实际情况和用户需求给出差异化策略，才能稳住长远发展。”大浪淘沙后，独立售电公司深谙“剩者为王”的游戏规则。

此后，对于省内市场的混乱局面，电力主管部门通过调整市场供需比，强势控制住了非理性价格厮杀，后续的长协市场也逐步趋于明朗。在2019年年度长协签约开始的第二天，广东一发电企业以“邀请征询”的方式向售电公司和电力用户开始了2019年度双边协商电量的洽谈工作，发电厂让利幅度死守在“盈亏边界”4分半。同时，在2018年12月月度集中竞价交易中，统一出清价格比标杆电价仅下降0.026元/千瓦时，创下历史新低。

从2016年3月，广东首批13家售电公司正式入场，到2017年偏差考核下售电公司“几家欢喜几家愁”，再到2019年售电侧行业集中度和分化日趋明显，被赋予众望的售电公司，基本圆满地完成了售电侧“多途径培育市场主体，放开准入用户购电选择权”的初期改革重任。随着“赚差价”这类毫无技术含量的售电公司陆续退出，被誉为“真正具有提升市场效率”的技术型售电公司，已经开始期待在现货市场中大展拳脚。

但不曾想，对于完备市场规则和配套价格体系的预设场景，却在广东首次现货试结算中，被着实泼了一盆冷水。

电价困惑

2019年9月，广东某售电公司员工在交易中心门口拉起了醒目的横幅——“强烈抵制与中长期交易冲突的假现货，强迫高买低卖”。事实上，利益受损的不仅只有这一家售电公司，包括发电、电网在内的大量市场主体均对正在进行的现货按周试结算表示不满，迫于压力，广州能源局于当天叫停了相关工作。

事件的起因，源于现货试结算中“顺价”价格与现行的目录电价度电倒挂的2分钱。表面上看，这是一场中长期交易与现货市场接轨中的技术“翻车”——在“顺价”模式中，若想让长协电量转换后对价格起到稳定作用，则需要每一个日前结算时段的合约电量与日前中标电量之比都接近90%。但是在2018年底签订的19年度中长期合同仍按照价差模式执行，并未与用户约定交易结算曲线。

在实际操作中，现货市场的出清价格曲线并不与现行调度机制中的统调曲线吻合，简化后的市场规则设计使不同用户间用能习惯的实际差异，造成了售电公司需要通过“高价”购买现货弥补差额，在现货结算与长协电量中的“高买低卖”，实质上造成了在“用户获利不变、发电获利不变”的前提下售电公司的“硬亏损”。

在广东省后续发布的相关文件中，以继续沿用价差传导方式，由电网企业“兜底”了售电公司“倒挂”的价差，广东省也成为8个现货交易试点中唯一不采用输配电价进行中长期交易结算的省份。

彼时现货市场建设的“火车头”，却在此时沦为理论付诸于实践的“风暴眼”，其背后的矛盾远不是建立了合同关系，或者是“打破统购统销”就可以轻松化解的。

“现在我们触及到了改革的深层次问题，现货市场结算价格与降价后的目录电价倒挂，这不仅是两套电价体系究竟要用一套的问题，甚至还涉及到要不要改革的问题。”国家能源局南方监管局卢勇在公开场合表示。

据了解，在环境约束下，目前广东省内燃气机组装机容量超过3000万千瓦，占省内电源装机比重近25%，其中近半机组承担省内基荷电源的角色。在放开发用电计划和电力市场逐步拓维的背景下，为了使这批电改前投产的高成本机组参与市场，且不推高市场出清价格，广东省采取了度电0.2元的燃料补贴方式对参与市场的燃气机组进行补贴，而这部分补贴由省级电网公司代理，通过购销差价在市场用户中按照用电量分摊。

“我们测算过，在2019年5、6月份进行的6天市场模拟运行中，以价差传导方式电网公司承担的燃气机组补贴为1.19亿元，如果按照这个比例还原到365天，年补贴资金接近80亿元。这其中还不包括广东要上的1000万千瓦海上风电，以及2020年投产的垃圾发电。如果使用了输配电价，这80亿补贴就要丢给市场来消化，而目前用户用电的价格不允许涨价，高成本机组无法通过电价疏导，这样的市场是没有出路的。”卢勇说。

从上一轮“电力改革降价为先”，到此轮“以市场还原电力商品属性”的逻辑框架，承载着“有序推进电价改革，理顺电价形成机制”使命的电力市场化改革成为本轮电改的第一要务。而以核定输配电价转变电网企业的经营模式，以及在此基础上确立的“市场化交易电价+输配电价+政府性基金”的结算方式却没有跑赢行政降价“有形之手”，根源并不仅限于依附在原电价体系的各类补贴。

从此前多轮行政降价措施，到今年疫情后对非高耗能企业电费的阶段性减免，再到此次电网“硬扛”不难看出，电网企业很大程度地承担了地方经济调控的角色。交叉补贴、社会责任，这些非商业化的社会目标，使得现行的电网收益模式下，以“统购统销”结算的综合电费更像是为非盈利性指标“兜底”的保险费，或是为了在未来调控价格水平的“蓄水池”。

而一旦执行了输配电价，那些难以得到输配电价格成本监审承认的成本无法回收，使得电网企业没有能力支付额外费用解决地方政府的困难；那些并未被公布的输配电价成本监审细节，也在不断地制造着新旧两种电价体系“转轨”过程中的正面冲突。而要么缺电，要么彻底打破现有电价平衡格局的两难境地，则充分暴露出了输配电价难以落地执行的现实尴尬。

业内有这样一句笑谈“国外的教练带不好中国足球队，国外的市场模式也很难接中国的地气”。这其中很大一部分原因，是由于在不同的发展阶段、投资体制、省情国情中，我国电价被赋予的八大功能，使得电力体制改革已经超脱了经济、电力的单一范畴。

但是，在市场化改革近半途的当下，市场效率与电价体系仍未形成正相关的“激励相容”，这其中或多或少还掺杂着国有企业职能转变、市场设计以及电源规划统筹对交易形成价格、输配电价以及参与主体的约束。

电力市场化改革牵动着社会各个层面神经，也在不同历史时期肩负着不同的历史使命。尽管强势的行政干预着实给市场建设制造了现实阻碍，但在现阶段的改革预期与降低企业用能成本的目标并不相违背，执行输配电价也是电网企业转变经营模式和实现市场效率的一体两面。

虽然我们不能以10年后的理想模式来评判改革现状，但是在现阶段又是否能以“电价降了多少”作为唯一的评判标准聊以自慰？在被社会制度条件相允许，适应经济发展需要的电力市场化改革道路上，若不想让“理顺电价体系，以市场配置资源”成为一纸空谈，我国的市场建设还有很长的路要走。

本文刊载于《中国电力企业管理》（上旬刊）2020年03期，作者系本刊记者。