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[分享]中国电力直接交易改革方案存在制度缺陷
摘要：2002年以来，我国电力体制改革以电力市场改革为核心，走过了一段艰难的历程。从市场模式变革的角度看，我国电力市场改革经历了两个阶段。
12年过去，我国电力体制改革以电力市场改革为核心，走过了一段艰难的历程。
2002年以来，我国电力体制改革以电力市场改革为核心，走过了一段艰难的历程。从市场模式变革的角度看，我国电力市场改革经历了两个阶段。第一阶段是以建立区域发电侧电力市场为目标的单一买电型市场改革阶段，时间范围是2002年至2006年。第二个阶段是以发电企业与用户直接交易为核心的零售市场改革阶段(以下简称“直接交易改革”)。时间范围从2004年至现在，与第一阶段在时间上有部分重合。这个时间范围又可以大致分为前后两个阶段，前段时间范围为2004年至2009年，当时直购电或直接交易改革本质上处于试点状态，还不是改革的主导选择。后段时间范围是2009年至现在，在这段时期，直接交易改革取代区域发电侧电力市场改革，成为我国电力市场改革的主导选择。在4月18日国务院总理李克强主持召开新一届国家能源委员会首次会议上，对电力市场改革提出的任务是：“加快电力体制改革步伐，推动供求双方直接交易，提供更加经济、优质的电力保障，让市场在电力资源配置中发挥决定性作用。”直接交易改革是惟一提到的具体改革事项，由此可见其重要性和战略意义。
显然，“加快电力体制改革步伐，让市场在电力资源配置中发挥决定性作用，提供更加经济、优质的电力保障”这些任务都是毫无疑问的。但是，“推动供求双方直接交易”是否能够成为目前我国电力市场改革的战略选择，我有不同的理解。我的观点是：直接交易改革或者进一步说零售市场改革当然是电力市场改革的大方向，但目前还不是“让市场在电力资源配置中发挥决定性作用”的最有效途径，方案设计也存在根本缺陷。我国电力市场改革的当务之急是在目前跨省跨区余缺调剂电力交易的基础上，建立规范运行的，以市场机制为基础的跨省跨区电力批发市场。
{{page}}直接交易改革方案的制度缺陷
2013年我曾经在《中国电力企业管理》第6期发表了《大用户与发电企业直接交易改革的误区》一文，对当时的直接交易改革提出了一些批评意见和政策建议，比如指出直接交易试点方案要政府层层审批说明直接交易的“交易数量和价格的形成机制本质上仍然是政府管制的结果”，与市场机制的精神相背离等。2013年7月国家能源局的有关通知中，明确“国家有关部门不再对试点工作进行行政审批”。在这篇文章中，我还提出了“发电企业、大用户和电网企业都选择参与直接交易的策略空间并不存在”。即直接交易改革无法自由实现的观点，这个观点直接指出了目前直接交易改革的制度缺陷，也被目前我国直接交易改革的现实所证实。这个观点很重要，下面，我再作进一步补充说明。
如果把国家关于直接交易改革的相关文件规定作为改革的方案，那么，在考虑企业理性约束的基础上，很容易得出发电企业和用户都不参与直接交易是双方博弈的纳什均衡的结论。纳什均衡是现代博弈论中的一个概念，说明参与竞争的各方不能单方面改变策略而获利后而呈现出来的一种企业最优策略的均衡状态。直接交易改革方案的制定者简单地认为，发电企业之间存在成本差异，低成本的发电企业将在直接交易竞争中报低价，并中标获得直接交易电量;高成本的企业则根据成本相应地报高价，不能在直接交易中成交;直接交易市场的竞争将促进发电企业降低成本提高效率。这个改革的初衷是可以理解的，但现实情况显然不是这样。假设发电企业和用户都有参与和不参与直接交易改革的两种策略;发电企业参与的效用是收入，用户参与的效用是电价。这样，首先，如果用户的电价不降低，用户肯定不会参与直接交易;这样直接交易改革能够进行的初始条件是电价降低。在电价降低的前提下发电企业有参与和不参与两种选择，在收入目标的约束下，发电企业参与的条件是收入至少保持不变，甚至还要有提高。这就是说，如果电价降低的收入损失不能通过增加电量所增加的收入弥补回来，发电企业的最优策略就是不参与。目前国家关于直接交易改革的文件中规定，发电企业参与直接交易的电量要在政府年度计划电量分配中按容量扣除回来，在机组平均利用小时与用户负荷利用小时相等或者相差不大的情况下，参与直接交易的发电企业并不能因此获得新增电量，即发电企业参与直接交易的收入低于不参与直接交易的收入。在这种情况下，发电企业的最优策略是不参与直接交易。这样，就形成了用户和发电企业都不参与直接交易的纳什均衡。直接交易一般以年度或季度为周期进行，假设在某个周期某发电企业可通过选择较高负荷利用小时的用户而获得能够弥补降价损失的增量电量，即发电企业预期收入相对增加而选择参与直接交易，这种结果在实际测算中只能发生在降低幅度较小的情形，其他发电企业因为电量被挤占而产生了相对损失，会在短期内采取策略性的对策如跟随性报低价分享增加的电量，而让上期获利的发电企业在本期中不会获得增量电量而受到损失。这样，先前参与直接交易获利的发电企业不得不改变自己的策略，提高报价。经过多个周期的策略性相互作用后，达到不降价即不参与直接交易的策略均衡状态。现代产业组织理论揭示，在企业数量较少情况下，产业内寡头垄断企业的默契性合谋特别容易发生。一些省直接交易成交的结果表明，直接交易成交价格低于标杆电价的幅度越来越小，以至于失去了实际意义。发电企业为了给政府面子，象征性地降低很小幅度的价格，直接交易改革好比是政府主导，用户和电力企业参与的“游戏”。
近日看到《21世纪经济报道》“南方电网云南公司因利益受损抗拒电改”的文章后，感觉到直接交易改革的制度缺陷不仅确实存在，而且在被政府错误地利用，并且因为政府主导而误导了社会。上文中指出“在一些水电企业看来，云南省的直购电仍然是以‘补贴大工业用户为目的的改革’。他们认为与之前的‘分时电价’和‘2013年超基数用电补贴’没有本质区别”。“现在政府打算在直购电中，大用户用电价格在目录电价的基础上每千瓦时电降低7～8分钱，同时使总交易量达到200亿千瓦时。这意味着云南电网要让利15亿元左右”。云南省试点方案的实质就是把云南电网公司的收入直接转移到生产经营困难的电解铝等用户中。显然，这样的电力市场改革与发挥市场机制在资源配置中的决定作用的目标完全背道而驰。而《21世纪经济报道》的文章标题竟然称“南方电网云南公司因利益受损抗拒电改”，把责任界定在云南电网公司上，真不知道是非曲直应该如何判断。事实上，其他省直接交易试点方案主要解决的问题都大同小异，主要是为了降低电价支持本地企业发展，瞄准市场机制改革的不多。因此，直接交易改革理论上和实践上都不能作为目前电力市场改革的战略选择。
{{page}}直接交易改革的目标与条件
很多人会问，国外电力市场改革在其高级阶段不都选择了零售市场改革，逐步开放大用户，实现发电企业与用户的直接交易。为什么我国直接交易改革存在制度缺陷?直接交易改革如何完善?完善后直接交易改革能否成为目前我国电力市场改革的战略选择呢?与此相关的问题有很多，回答这些问题关键要把握直接交易改革的目标与条件两个方面。
直接交易改革的目标是什么?现在我们笼统地说“让市场机制在电力资源配置中起决定作用”。其实，市场机制可以影响电力企业的技术效率和电力资源配置效益两个方面。直接交易改革如果能够迫使发电企业降低成本，反映的是技术效率目标;而如果能够让低成本的发电企业替代高成本的发电企业多发电，体现的是资源配置效益。对发电企业来说，技术效率是获取资源配置效益的前提，而资源配置效益则是提高技术效益的目标。如果高技术效率的发电企业不能获得资源配置效益，就不会有动力提高技术效率。目前我国直接交易改革文件规定，“发电企业直接向大用户供电的发电容量，在安排计划上网电量时予以剔除”。这说明在高技术效率的企业不能因此获得资源配置效益。因此，目前的直接交易改革在机制设计上并不能提高资源配置效益和技术效率。换句话讲，国外直接交易改革能够保证高效率企业获得资源配置效益，从而能够激励企业提高技术效率，有利于提高社会的资源配置效益。
那么，为什么我国直接交易改革中规定要把直接交易电量从年度电量计划中剔除呢?或者，是否取消目前政策规定中的直接交易的容量剔除，就可以实现直接交易改革的目标呢?这又涉及到了直接交易改革的条件。在区域发电侧市场设计中，我们注意到了电力市场供求平衡甚至供大于求等基本条件，但是，在直接交易改革方案设计中，我们却忽视了这个问题。
直接交易作为零售竞争的一个部分比买电型市场模式要求更多的条件，特别是制度条件。首先，成本具有客观真实性。由于多种原因，我国发电企业成本存在一定的扭曲现象。比如相同装机容量的不同电厂人员数量或人工成本相差很大，但企业又不可能减人增效，把人员包袱丢给社会。简单地根据技术效率优先原则让高效率企业获得更多的资源配置效益在这种情况下就是不合理的，这也是政府年度电量计划制定中或者调度交易监管规则中主要以装机容量而不是成本为依据分配电量，并且要求在执行过程中同比例完成的主要原因。直接交易电量分配自然也面临相同的难题，扭曲的成本会诱导了不合理的资源配置结果，这是政府在直接交易政策中要求剔除直接交易容量的原因。其次，不能存在价格“双轨制”。发电企业与用户在两种价格制度中套利的结果必然是维持现在的交易规则，即不存在直接交易的策略空间。至少应该有较长的交易周期，使双方都能经历价格上涨和下降的变化。或者必须支付一定的制度转换成本。第三，要有充分的市场体系揭示价格信息，供双方决策参考。直接交易价格由发电企业和用户协商决定，但是，必须有其他相关价格信号作为决策依据。目前各省直接交易成交价格差异较大，而且一个省在不同交易周期的变化也很大，说明了直接交易价格形成过程存在盲目性。在成熟的零售市场中，发电企业与用户的直接交易价格往往是根据其他价格系统决定的，除了通常我们讲的输配电价外，更重要的，还要有来自批发市场的价格信号作为依据。这样形成的价格在机制上才是合理的，是发电企业和用户可预期的相对稳定的价格。目前的直接交易政策对成交价格形成机制还是建立在成本基础上的，认为只有成交价格大于成本，交易就可能形成;实际上，市场经济中企业决策的法则是利润最大化，而不是是否产生了边际收益。
值得注意的是，在国外零售市场改革中，消费者主权的社会价值也是追求的重要目标之一。市场价格是经常变化的，但用户的用电选择权却是确定的。在以人为本的社会中，消费者主权的价值可能大于经济利益的价值。用太多和太大的经济利益目标要求电力市场改革，像现在这样，许多省都把直接交易试点与对困难大企业的支持结合起来，也是改革难以实施和维持的原因。英国电力市场改革后电价有较大幅度的降低，主要原因是消化了过去大比例的备用容量，同时通过解聘把过去国有企业承担的人员包袱等推向了社会。目前我国电力企业赢利能力整体上低于社会平均水平，生产能力备用比例也不高，人员包袱更不可能丢给社会，因此，搞电力市场改革就要降价是不现实的。
{{page}}建立跨省跨区
电力批发市场的战略选择
包括直接交易在内的电力市场零售竞争其实需要更加严格的技术和制度条件，而目前我国市场经济体系暂时还难以提供充分的条件。同时，目前各省范围内实施的直接交易改革除直接的利益或交叉补贴转移外，很难为用户提供足够的价格空间，因此，根据我国电力资源供求不平衡的基本特征，总结近年来我国跨省跨区交易发展的经验，我认为，不论从市场模式或市场体系发育的层次性角度，还是从资源优化配置空间的角度，在主要基于余缺调剂的跨省跨区电力交易的基础上，逐步建立以资源配置优化为目标，充分运用市场机制的跨省跨区电力批发交易市场，是目前我国电力市场改革的当务之急。
从近几年跨省跨区电量交易迅速增加并达到较大规模的现实状况可以看出，建立跨省跨区电力交易市场是非常现实和必要的。据有关统计信息，2011年全社会用电量46928亿千瓦时;全国共完成跨省(区)电能交易电量合计6240.20亿千瓦时，占全社会用电量的13.29%;其中具有市场交易特征的电量741.13亿千瓦时，占跨省跨区交易电量的11.88%。以上两个百分比说明，跨省跨区电力交易在我国社会用电量中占有较大比例，但是，通过市场机制交易的电量的比例却相对较低，这正好同时说明了我国跨省跨区电力市场的必要性和重要性。如果把这个结果与直接交易成交电量相比，2011年全国直接交易电量81.94亿千瓦时，仅占当年全社会用电量的0.175%。这个比例太低，说明直接交易的现实需求不大，不能成为电力市场改革的主导选择。
跨省跨区电力批发交易市场的核心是以目前各省电力公司为购售电主体，将现在通过计划交易的电量逐步统一用市场机制交易的电量所取代，在全国范围内统一配置电力资源，实现资源配置效益最大化。为什么要在全国范围内统一配置电力资源，因为只有这样才能取得巨大的资源配置效益，促进国家经济增长方式转型。传统的跨省跨区电力交易计划如三峡电力分配方案都是当时特定的环境下制定的，现在时过境迁，已经不符合资源最优配置的要求。过去华中地区缺电时期，一方面华中要把大量水电送到华东和广东，另一方面，华中各省又必须从西部省份大量购入煤炭。有专家提出，与其把煤炭送到华中各省，不如让华中水电留在区域内，利用水路把煤炭直接送到华东等地更经济，这是比当时电力电量平衡结果更好的方案。当然，传统的利益格局仍然需要维持，跨省跨区电力批发交易市场完全可以在实现最优的实物交易的同时，通过其他手段如金融交易维持目前的利益格局。
为了保证跨省跨区电力批发市场的顺利运行，需要制定相应的配套政策，以解决可能出现的沉没成本和进行批发市场风险管理等。首先，解决批发市场沉没成本可建立用电权交易市场，将上海等地分配的低价三峡电量按上网电价价差界定为相应各省的权益或者配额，通过配额市场交易维持现行利益格局。其次，为促进跨省跨区电力输送通道建设，可以建立金融输电权市场，将目前特高压输电线路建设像道路桥梁建设项目一样，以输电权的方式交由包括社会资本在内的投资者经营。跨省跨区电力批发市场与输电经营权市场的配合运行能够以市场的方式解决输煤和输电的问题。另外，为保证和促进清洁能源交易，在机制上解决“弃水”、“弃风”和“弃光”问题，需要在目前可再生能源价格补贴和费用分摊政策的基础上，建立再生能源配额交易市场，以市场交易方式而不是固定价格补贴促进可再生能源的开发和利用。
来源：北极星电力网
