电力体制改革的阻力是什么？各地售电侧改革试来试去 最终还是以直购电为主要内容

4.现状四：“政出多门”

 

电力体制改革的专业性、系统性极强，国外都是由能源主管部门或公用事业监管机构统一领导和组织实施。而我国的改革“试点”，“电力市场建设”、“发用电计划有序放开”、“售电侧改革”分别由不同部门牵头负责，使本应统一设计、统一组织的系统性改革被人为割裂（“发用电计划有序放开”与“电力市场建设”本来就是一件事），导致改革“认识难统一，政策难协调”。

 

我国电力市场化改革的组织工作，也应交由一个具备专业能力的机构全权负责。当然，无论哪个机构负责，均须加强自身能力建设，各级官员都应了解电力市场的基本原理和国际经验，从而真正具备驾驭改革的专业能力。

 

5.现状五：市场建设缺乏科学顶层设计

 

电力是系统集成的产品，如何使竞争性交易与电力系统的实时平衡特性相兼容，对电力市场化改革的成功至关重要。但在我国，电力市场建设的顶层设计并未得到应有重视。

 

一是电力交易模式模糊不清。

 

如有权威文件将电力交易模式规定为“分散式”和“集中式”，而国际上通用的电力交易模式分类，是“强制性电力库(单边交易的现货市场)”和“双边交易”。且不论“集中式”、“分散式”导致的国际交流困难，关键是内涵不清，难以执行。例如：该文件称“分散式”“主要以中长期实物合同为基础，发用双方在日前阶段自行确定日发用电曲线”，似乎要将“分散式”定位于“双边交易”框架之内，但紧接着又规定“偏差电量通过日前、实时平衡交易进行调节”，这又与“双边交易”原理不符。

 

因为在“双边交易”模式中，日前市场和平衡市场的功能完全不同：日前市场是系统能量供需匹配的主体市场，而平衡市场的功能才是所谓的“偏差电量调节”（准确说，是平衡电量采购及不平衡责任的确定和落实）。让“偏差电量通过日前…交易进行调节”，显然会导致日前市场与平衡市场间的功能重叠。再如该文件定义“集中式”“主要以中长期差价合同管理市场风险，配合现货交易采用全电量集中竞价的电力市场模式”，似乎与单边交易的“电力库”接近，但又将“双边交易”模式的美国电力市场（而不是“电力库”典范的澳大利亚国家电力市场）解释为“集中式”的典型，让人无所遵循。

 

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。