新一轮电力体制改革逻辑

2015-12-07 13:34:14 财新网　点击量：评论 (0)

　　2015年3月，《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号，以下简称9号文)发布。11月底，《关于推进输配电价改革的实施意见》等6大电力体制改革配套文件千呼万唤始出来。　　从

　　2015年3月，《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号，以下简称9号文)发布。11月底，《关于推进输配电价改革的实施意见》等6大电力体制改革配套文件千呼万唤始出来。

　　从5号文(2002年电力体制改革中提方案)到9号文及相关配套文件，电力体制改革方向确实出现较大转变，放弃以输配分离为代表的结构分拆路线带来了更多的改革选项。输配电价改革开始打破电网企业原有的营利模式;电力市场建设开始关注市场模式的选择和市场体系的构建;交易机构则探索市场化交易的组织形式;计划电量制度开始破冰;售电侧改革开始深入;自备电厂开始享有“国民待遇”。凡此种种均意味着新一轮电力体制开始走出与原来指导思路不同的步伐。　

计划+市场的双轨制

　　尽管9号文及配套文件分门别类，内容庞大，但却未就中国电力市场的目标模式给出明确描述。抛开大而化之的概念，从9号文及相关配套文件本身来看，改革的直接结果将是形成除计划电量外，其他电量由竞争性市场决定的混合市场体制，这也正是目前各试点省份所做的工作。

　　之所以会在客观上形成这种结果根源于中国对电力在国民经济生活中的定位(基础性、战略性、关系国计民生;以及电力要先行的发展战略)以及长期存在的交叉补贴问题，这些原因使得决策者认为大范围激进的系统改革不具有可行性，或风险较大，从而必须在改革进程中保持相应的敏感利益群体及保证国民经济不会受到改革的猛烈冲击。

　　这就构成了中国特色电力市场改革的一种特定约束。在这一约束下，中国电力市场改革不得不在尽量保持原有格局的条件，挤出部分电量来构建所谓竞争市场，即在计划电量之外再进行市场交易，从而形成一个“计划+市场的双轨制”的混合机制。

　　这种双轨制在当前中国经济仍面临较大下行压力，电力需求疲软，而各类装机容量却仍保持快速增长的条件下，客观上对电力市场的平稳运行有促进作用。因为当前环境下若引入足够竞争，将会引发市场均衡价格迅速接近长期边际成本，投资者必然会“丢钱(MissingMoney)”——这正是国外成熟电力市场引入竞争性容量市场的依据。在有效的电量市场和容量市场仍难以预期的情况下，这种双轨制恰恰能够保持在原来计划体制下的收益模式和投资激励。

　　然而，另一方面，双轨制本身已经构成了竞争性电力市场的障碍。无论是在供给侧还是需求侧，双轨制给市场主体提供了套利机会，从而扭曲市场效率，这对以促进市场化为导向的改革而言，隐患多于利好;同时，对于确定计划与市场边界的政府部门而言，其所具有的自由裁量权既未在意见中予以规范，又无法避免使“市场准入”在实际运行中成为一种“调控手段”的命运，甚至无法避免产生新寻租空间的可能。

　　实际上，9号文及配套文件的改革主张建立在一个极不稳健的强假设之上，从计划电量中挤出的电量终会形成竞争性市场的雏形。这种理念，同输配分离一样，很大程度上来自于对国外经验的误解，国外的市场化改革是一种从垄断向竞争的转变，市场机制已经成为其基本的制度前提，因而这种转变可以通过逐步放开，即引入边际竞争者(Fringe)来实现。但是中国面临的是从计划向市场的转变，其中伴随着垄断向竞争的转变，看似类同的改革内容背后即是性质的巨大差异。很遗憾，9号文及配套文件仍未能摆脱对“国外经验”误解的困扰。

　　无论什么原因促成了9号文及配套文件的理念，这一理念仍不是真正的市场化，而是秉持“计划为主、市场为辅”。即便这可以理解是由起步阶段所决定，但如何改变这种状况，并过渡到真正市场化，目前的改革方案仅仅确定了边走边看的打算，并无清晰概念，只能寄希望于可能出现突破的试点。

　　然而即便在起步阶段，一些双轨制问题的端倪已经在试点显现。比如，电力需求连计划电量都用不完时，市场竞争则形同虚设，此时只能靠政府拍脑袋提振市场;有的地区经过计算后发现，可市场竞争的电量比例非常小，竞争的意义也无从谈起;此外，9号文及相关配套文件对计划与市场划分的原则性规定也增加了政府相关部门的自由裁量空间，政府定位及内部职能调整仍是难题。实际上，9号文及配套文件本身未对改革前景传递出足够的信心。

改革会带来什么样的市场化?

　　随着新一轮电改政策的辅开，可能的市场竞争会是什么样子呢?我们不妨分几个方面来解释。

　　第一，市场化交易来自哪里?9号文及配套文件提出逐步放开发用电计划，逐步为市场化交易提供空间。这一看似明确的普适性划分规则，实际上存在着极大的不确定性。因为这种二分法不仅涉及供求两侧的市场主体，而且涉及到市场主体的相关容量和电量划分，这给市场设计带来的众多复杂问题将贯穿此轮电力体制改革的全程。

　　与此相关的是，市场化交易到底能够占到多大的份额?很遗憾的是，从全国范围看，可预见的将来内市场化交易并不会占到很大份额，甚至很难占到很大份额。首先，发电侧参与竞争的动力并不如想象中大;其次，地方政府的干预动机十分强烈;再次，各配套文件落实的协调同样存在问题。

　　第二，市场化交易如何实现?新出台的配套文件提出要以长期交易为主、现货交易为补充，并组建相对独立的电力交易机构等内容，但遗憾的是，这些规定更似教科书式的罗列，缺乏核心主线。当然，明确提出现货市场是一个值得肯定的进步，因为组织长期交易并非难事，组织有效的长期交易才是市场化改革的落脚点，有效配置的信号只能来自于现货市场。

　　然而双轨制的缺陷，及中国电力市场发电侧的市场结构，从根本上决定了这一现货市场很难形成并有效运行。而更现实一点的问题则在于一些试点范围内的许多想参与市场交易的主体资格未得到承认，比如，像同时拥有发电和输电资产的地方电力企业能否参与电力市场交易，以及如何监管等，相关意见却并未给出说明。再比如，关于相对独立的引入，既反映出对现有电网多维功能(资产运营、调度和交易)及市场交易组织模式之间关系理解不清，也反映对政府责任的认定不清。实际上，交易机构是否独立不应成为市场交易是否独立于其他业务的制度前提，这既非充分条件也非必要条件。反而这一规定的引入既与推进现货市场相抵触，又给利益相关方扯皮提供了素材。市场化交易的组织似乎并没在点上。

　　最三，售电侧放开能够推动市场化交易?所谓售电侧放开会带来什么结果?目前来看，最积极的莫过于发电企业，而这类企业之所以愿意进入，并非因其有竞争的动力，而在于其能够实现发售一体化，从而既可以提高发电效率，又能固化市场份额。但是，发售的一体化在带来局部的、个别市场主体的收益时，却未必能够提升系统的资源配置效率和社会福利。实际上，目前普遍所理解的售电侧放开更像是一种简单的利益再调整。原来由电网企业垄断的终端用户放开一些，大家谁有能力谁上，看似公平，却不过是转换了原有收益-成本的负担格局的转换，这种得益格局的再调整从整个电力市场的效率和社会福利角度而言，恐怕难说是积极的改进。　

从问题中探寻正确改革方向

　　9号文相对于5号文的整体特点是，迅速地从一个极端(结构分拆)转向另一个极端(机制设计)，却忽略了任何竞争性市场的机制设计都需要必要的结构重组支撑。在输配分离退出改革选项后，如何放开市场化交易才是改革的重点，同时，对任何竞争性电力市场设计而言，围绕电网环节的功能设置或组织才是改革的核心。然而9号文却选择了一条最大程度保持原有组织结构的条件下，对电网进行体外手术的路径。

　　这种改革理念曲解了售电放开的真实含义，用零售端的选择权来替换放开市场交易的概念;用零售端的大用户参与交易来替换批发市场的构建;用构建相对独立的交易机构来替换市场交易功能的真正独立;用供求双方直接交易来误解竞争性电力市场(直接交易未必市场，集中交易未必是计划)——终于导致了计划+市场的双轨制和难以成功的市场化交易——这恰恰是未充分尊重竞争性市场意义的表现，也是以利益调整为导向改革理念的反映。诚然，任何改革都会带来利益的再调整，但以利益调整为出发点的改革却不一定是好的改革，至少在电力产业中如此。

　　当然，指出问题并不代表否定意义。必须承认，尽管9号文及配套文件的指导理念出现一定偏差，但仍具有明显的积极作用。它们向社会传递了一个信号，在现有方案确定的改革范围内，许多地区都可以结合自身实际推动差异化的改革。在这种情况下，即便较大范围的电力市场化成果仍很难预期，但亮点或许会出现在部分试点进程中。当然，要实现这一收益并保持地方的改革首创精神，目前还缺乏两个重要保障，一方面，在中央层面必须明确当9号文及配套文件与地方方案出现冲突时，如何协调;另一方面，当试点出现问题时，如何确定合理的纠错机制。

　　可以预见，下一步改革进程会出现各种各样的矛盾和问题：计划与市场之间、政府与企业之间、地方政府与中央政府之间、地方政府之间、地方政府与央企之间、同级政府部门之间，历史规定与现行政策之间，不一而足。对这些问题的深入研究和系统总结或是我们理解正确的改革之路的必经阶段。