深度好文 | 从云南方案看清电改隐患和体制症结

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导读

或许有人质疑，此轮市场化改革就是以改变电网营利模式为主要内容，云南电改中也核算了独立输配电价，这些都是促进云南电力市场化交易的有力条件，因此，云南电改方案是沿着正确的道路前进。但这种观点恰恰忽视了，这些改革既非电力市场化交易的充分条件，也非必要条件。换个思路，电网营利模式的改变，应该是市场化改革的自然结果，而不是改革手段。

文/冯永晟(作者系中国社会科学院财经战略研究院能源经济研究中心副主任)

年初，云南省下发了《2016年云南电力市场化交易实施方案》（简称《方案》），标志着云南电改再一次走在全国前列。《方案》开篇即表明，市场化交易改革要落实9号文及配套文件要求，并结合云南省的实际，以构建有效竞争的市场结构和市场体系。然而，将云南的《方案》与9号文确定的改革路径结合起来分析，或许能让我们更清晰地看清改革隐患和体制症结。

笔者不妨从《方案》的市场结构特点谈起。《方案》遵循了9号文及配套文件的要求，建立起包括非竞争市场和竞争市场的双轨机制。从过渡期而言，这具有合理性，只不过《方案》的划分带有更多云南特色。

云南省水电丰富，水电厂众多，谁去竞争，谁被保障，首先成为电厂第一次竞争的对象。经过争论妥协，最终《方案》以电源类型、系统可靠性和投产时间等因素来划分优先电厂。认定后的市场主体包括四类：优先或非竞争性售电主体、竞争性售电主体、优先购电用户和竞争性购电用户。接下来的问题是，各类市场主体能够参与哪些电力交易？这里，云南又面临一个问题，即云南是西电东送大省，要跟省外交易主体打交道，省外交易的性质和特点与省内交易不同，为此又专门划出了西电东送市场。

于是，云南整个电量市场结构就可以概括为：非竞争性售电主体（第一、二类优先电厂）理论上通吃所有市场；第三类优先电厂可以竞争省内优先电量的剩余电量、西电东送电量，以及省内竞争电量；非优先电厂只能竞争省内优先电量的剩余电量和省内竞争电量。此外，还加上一个合约平衡交易机制，用于平衡市场主体的合同头寸，满足考核。

不过，《方案》并未对事关竞争效率的关键制度要素，比如所有制、市场集中度等做出规定说明。而众所周知，云南的电源结构是比较集中的，而且，建市场去不关注竞争所导致的市场失灵在国外电力市场改革中已不在少数。

那么问题来了，为什么《方案》对市场主体的分类、各个电厂的认定、电量市场的划分都做出了明确的规定，但却不关注这些市场中的竞争是否有效并可持续？仅仅是因为改革刚起步？这种回答明显过于肤浅，答案实际上在于《方案》的改革理念。《方案》本身的目标似乎是促进电力市场化交易，但其背后的根本目的却并没有这么远大，主要是承接因前期改革而由南方电网让渡的部分价差利益，并通过某种合理方式实现省内再分配。

或许有人质疑，此轮市场化改革就是以改变电网营利模式为主要内容，云南电改中也核算了独立输配电价，这些都是促进云南电力市场化交易的有力条件，因此，《方案》是沿着正确道路前进的。

但这种观点恰恰忽视了，这些改革既非电力市场化交易的充分条件，也非必要条件。换个思路，电网营利模式的改变，应该是市场化改革的自然结果，而不是改革手段。因此，问题归结到了笔者一直强调的，9号文的改革路径存在偏差和隐患。实际上，云南之所以选择一种以利益承接和再分配为导向的改革理念，根本上是由9号文的改革路径所决定的；同时，也是云南最合理、最现实的选择——这在《方案》设计的交易和结算规则中体现得淋漓尽致，笔者主要从三个方面来说明。

▌首先，现货与价格。

配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》明确提出了建立电力现货市场的目标，《方案》也做出了如此尝试，但却未能体现真正的“现货”特征。

所谓现货，即短期电价波动要反映系统状况的变化。受限于物理和制度条件所带来的交易成本，所有现实中的电力现货定价均是理论最优定价的某种近似。但无论如何，“现货”的应有之义让电力价格向真实成本逼近。一方面，电价要有变化；另一方面，也是最重要的，变化的驱动因素是系统状况。

因此，现货市场的设计必然应与系统调度紧密结合起来。但是在9号文确定的改革路径下，调度体制的变化是不在此轮改革范围之内的。然而有意思的是，配套文件又明确提出了现货的概念，同时落实路线又是地方试点为主，那么可以想见，地方推行的“现货”怎么可能是竞争市场下的应有“现货”？

再来看《方案》。《方案》提出的省内市场交易中确实包括一个日前增量电量市场，仅从“日前”二字来看，似乎属于现货范畴，但就是功能而言，却并无任何“现货”内涵。真正竞争性日前市场具有重要的物理和财务功能云南最好的售电公司，在物理层面上，日前市场要能引导机组组合和实时调度，即以价格信号取代直接控制；在财务层面上，日前市场是市场主体平衡合同头寸的重要场所。而《方案》中的日前增量市场，充其量仅是一个孤立的组织日度电量交易的工具，其价格几无信号作用。

如果非要确定一个“现货”市场，反倒是月度市场更接近，当然这是就市场设计而言的（就其时间跨度而言，显然与“现货”却相去甚远），因为年度合同是分解到月度执行和结算的。然而其设计虽然运用了竞争市场中必备的拍卖手段，设计却并非真正的市场化。

在拍卖机制的设计上，《方案》首先体现了“降价”动机，即选择了（有调整的）Pay-as-Bid拍卖，而未采用单一价格拍卖。尽管有著名的“收入等价定理”，但电力的多单位拍卖特性很难满足这一定理的条件，在政策实践中，Pay-as-Bid拍卖往往会比单一价格拍卖带来更低的价格。有意思的是，这一降价的效果常会伴随着经济效率和社会福利的降低，不过《方案》的决策者并未考虑这么长远。

因此，这正反映了《方案》制定者力图尽快实现“改革红利”的努力：一方面通过拍卖方式的选择切实降低电价；另一方面，在Pay-as-Bid拍卖下，可以将社会总剩余实现一种政府主导的互惠式分配（分配参数由政府决定），即让能够参与交易的买卖双方和处于弱势地位的火电实现“三分收益”的结果，这在方案中体现为“偏差平衡机制”。

▌其次，交易与结算。

《方案》虽然区分了年度、月度和日度交易市场，但是这些市场之间的经济关联非常薄弱，主要承担了各自市场所指定主体的电量平衡。《方案》规定了月度和日度市场的“增量”交易性质，实质地割裂了各市场之间的内在联系，因为用户无法用一个市场中的交易来平衡另一个市场中的头寸，而只能开展“新”的交易；更没有一个作为基准的现货价格来为所有市场的合同提供一个理性预期。这就决定了，市场主体缺乏在不同时间跨度的市场间进行套利的可能，市场缺乏价格发现和风险规避功能。因此，虽然《方案》方案确实实现了电力供求双方的直接交易，但也仅限于此。

由于市场的分类不是以促进竞争为导向，因此，结算的设计也仅仅是为各市场分别平衡电量服务。不过，真正竞争性市场中的结算制度是恰是实现有效竞争的关键设计之一，只有通过双结算或多结算制度，才能把有效的现货市场信号传递至所有时间跨度时间内，覆盖所有合同（包括长期）的所有市场主体。

然而遗憾的是，一方面，结算制度的改革同样不在9号文确定的改革范围之内；另一方面，如前所述，云南《方案》中的年度、月度、日度市场功能定位本身就存在偏差，没有作为价格体系核心的现货价格。分析至此，我们可以更清楚地看出，《方案》就是分门别类地设计出几个电量市场，然后把承接来的利益分配给省内的用户与发电厂的机制。这一机制是否促进有效的竞争的是其次关心的，把利益承接下来才是主要目标。

▌最后，政府的价格管制与政策盲区。

《方案》虽然长篇累牍地规定了各交易市场中的价格计算方法，但最终都以政府管制的目录电价或相关政策确定的电价来作为上限。这既默认了原有政府管制定价的合理性，也明确表明了“至少不许提价”的改革取向，更隐含地表明了对市场的担心，从而出现了一种令市场很尴尬的局面。

同时，这也解释了前面所提的，为什么《方案》能够只划分市场却不考虑市场的竞争效率——政府实施了极为严格的价格上限管制，阻止任何价格波动超越目录电价，才会保证推进的改革措施取得预期成果，让省内主体切实感受到“改革红利”。

但很遗憾，这种利益承接和再分配理念指导下的方案，不仅很难理顺短期机制，长期机制更无法到位。在对市场交易做出诸多安排的同时，《方案》并未对电力投资，比如对火电的长期发展做出合理的制度铺垫。尽管偏差平衡基金可以用来补偿火电机组的长期备用，但这一设计仍具有临时性和不确定性，火电在云南的长期投资激励并未得到有效保障。

实际上，不管火电是否被定位为备用，在市场化进程中，其投资激励必须通过价格反映出来，要么通过电量价格，要么通过容量价格，而容量设计对云南而言远不可行，电量价格在《方案》确定的路线下又不可能提高。因此，火电的长期发展必然受到影响。只考虑短期，不关注长期，再次反映了《方案》的利益承接和利益再分配导向。

综合来看，显然，《方案》虽然名为“市场化”，但距离真正的市场化仍相去甚远，虽说处于起步阶段，但至少前进的方向应该正确。目前来看，市场结构对竞争的影响被有意忽略，市场体系构建也是本末倒置。这或许并非地方试点的决策者所乐见，甚至并非本意，但却是必然的结果。

在9号文及配套文件确定的路径上，未来一段时间内深层体制问题是难以触及的，远远超出地方试点的设计和推进能力，既然如此，地方试点必然选择更为现实的路线，通过协商妥协的办法来找到折衷方案，比如相对独立的交易中心虽然在《方案》征求意见稿中出现，但却在发布时删除了。

对云南而言，在已经确定的政策路线上，先迈出一步，边走边看，不断承接可行的利益转移更为现实。如果运气好，这种“先占”策略或许还可能未来形成对深层体制问题的倒逼改革压力。但是，这一折衷路线本身也存在众多缺陷，能不能沿着这种想法贯彻下去，还是很大的疑问。如果试点缺陷突出，那么地区改革可能面临再次停滞云南最好的售电公司，甚至夭折的风险。这种问题，将普遍存在于所有的试点之中。

归根结底，问题症结还要归结到，新一轮电改并未形成科学的顶层设计，特别对围绕电力市场契约关系构建的核心议题，比如交易与调度的关系、交易与结算的关系、纵向结构与竞争关系、国企体制与竞争效率、政府职能与专业监管等，均缺乏清晰概念和认知。

需要警惕，9号文所确定改革路径中的隐患与地方推进电力体制改革的动机可能共同促进电改成效的短暂假象，即电价下降，实现所谓“改革红利”，但是，其主要推动力来自于宏观经济和电力供求形势，以及电力体制之外的多种深层体制因素，电价才有了下降空间。若把这些功劳归在理念偏差的电改头上，恐令电改之路走入歧途。总之，如果不从根本上明确顶层设计，否则电改再度停滞的可能性极大，远非短期内的电价下降收益所能阻挡！

END