>>>>

導讀

或許有人質疑，此輪市場化改革就是以改變電網營利模式為主要內容，云南電改中也核算了獨立輸配電價，這些都是促進云南電力市場化交易的有力條件，因此，云南電改方案是沿著正確的道路前進。但這種觀點恰恰忽視了，這些改革既非電力市場化交易的充分條件，也非必要條件。換個思路，電網營利模式的改變，應該是市場化改革的自然結果，而不是改革手段。

文/馮永晟(作者系中國社會科學院財經戰略研究院能源經濟研究中心副主任)

年初，云南省下發了《2016年云南電力市場化交易實施方案》（簡稱《方案》），標志著云南電改再一次走在全國前列。《方案》開篇即表明，市場化交易改革要落實9號文及配套文件要求，并結合云南省的實際，以構建有效競爭的市場結構和市場體系。然而，將云南的《方案》與9號文確定的改革路徑結合起來分析，或許能讓我們更清晰地看清改革隱患和體制癥結。

筆者不妨從《方案》的市場結構特點談起。《方案》遵循了9號文及配套文件的要求，建立起包括非競爭市場和競爭市場的雙軌機制。從過渡期而言，這具有合理性，只不過《方案》的劃分帶有更多云南特色。

云南省水電豐富，水電廠眾多，誰去競爭，誰被保障，首先成為電廠第一次競爭的對象。經過爭論妥協，最終《方案》以電源類型、系統可靠性和投產時間等因素來劃分優先電廠。認定后的市場主體包括四類：優先或非競爭性售電主體、競爭性售電主體、優先購電用戶和競爭性購電用戶。接下來的問題是，各類市場主體能夠參與哪些電力交易？這里，云南又面臨一個問題，即云南是西電東送大省，要跟省外交易主體打交道，省外交易的性質和特點與省內交易不同，為此又專門劃出了西電東送市場。

于是，云南整個電量市場結構就可以概括為：非競爭性售電主體（第一、二類優先電廠）理論上通吃所有市場；第三類優先電廠可以競爭省內優先電量的剩余電量、西電東送電量，以及省內競爭電量；非優先電廠只能競爭省內優先電量的剩余電量和省內競爭電量。此外，還加上一個合約平衡交易機制，用于平衡市場主體的合同頭寸，滿足考核。

不過，《方案》并未對事關競爭效率的關鍵制度要素，比如所有制、市場集中度等做出規定說明。而眾所周知，云南的電源結構是比較集中的，而且，建市場去不關注競爭所導致的市場失靈在國外電力市場改革中已不在少數。

那么問題來了，為什么《方案》對市場主體的分類、各個電廠的認定、電量市場的劃分都做出了明確的規定，但卻不關注這些市場中的競爭是否有效并可持續？僅僅是因為改革剛起步？這種回答明顯過于膚淺，答案實際上在于《方案》的改革理念。《方案》本身的目標似乎是促進電力市場化交易，但其背后的根本目的卻并沒有這么遠大，主要是承接因前期改革而由南方電網讓渡的部分價差利益，并通過某種合理方式實現省內再分配。

或許有人質疑，此輪市場化改革就是以改變電網營利模式為主要內容，云南電改中也核算了獨立輸配電價，這些都是促進云南電力市場化交易的有力條件，因此，《方案》是沿著正確道路前進的。

但這種觀點恰恰忽視了，這些改革既非電力市場化交易的充分條件，也非必要條件。換個思路，電網營利模式的改變，應該是市場化改革的自然結果，而不是改革手段。因此，問題歸結到了筆者一直強調的，9號文的改革路徑存在偏差和隱患。實際上，云南之所以選擇一種以利益承接和再分配為導向的改革理念，根本上是由9號文的改革路徑所決定的；同時，也是云南最合理、最現實的選擇——這在《方案》設計的交易和結算規則中體現得淋漓盡致，筆者主要從三個方面來說明。

▌首先，現貨與價格。

配套文件《關于推進電力市場建設的實施意見》明確提出了建立電力現貨市場的目標，《方案》也做出了如此嘗試，但卻未能體現真正的“現貨”特征。

所謂現貨，即短期電價波動要反映系統狀況的變化。受限于物理和制度條件所帶來的交易成本，所有現實中的電力現貨定價均是理論最優定價的某種近似。但無論如何，“現貨”的應有之義讓電力價格向真實成本逼近。一方面，電價要有變化；另一方面，也是最重要的，變化的驅動因素是系統狀況。

因此，現貨市場的設計必然應與系統調度緊密結合起來。但是在9號文確定的改革路徑下，調度體制的變化是不在此輪改革范圍之內的。然而有意思的是，配套文件又明確提出了現貨的概念，同時落實路線又是地方試點為主，那么可以想見，地方推行的“現貨”怎么可能是競爭市場下的應有“現貨”？

再來看《方案》。《方案》提出的省內市場交易中確實包括一個日前增量電量市場，僅從“日前”二字來看，似乎屬于現貨范疇，但就是功能而言，卻并無任何“現貨”內涵。真正競爭性日前市場具有重要的物理和財務功能云南最好的售電公司，在物理層面上，日前市場要能引導機組組合和實時調度，即以價格信號取代直接控制；在財務層面上，日前市場是市場主體平衡合同頭寸的重要場所。而《方案》中的日前增量市場，充其量僅是一個孤立的組織日度電量交易的工具，其價格幾無信號作用。

如果非要確定一個“現貨”市場，反倒是月度市場更接近，當然這是就市場設計而言的（就其時間跨度而言，顯然與“現貨”卻相去甚遠），因為年度合同是分解到月度執行和結算的。然而其設計雖然運用了競爭市場中必備的拍賣手段，設計卻并非真正的市場化。

在拍賣機制的設計上，《方案》首先體現了“降價”動機，即選擇了（有調整的）Pay-as-Bid拍賣，而未采用單一價格拍賣。盡管有著名的“收入等價定理”，但電力的多單位拍賣特性很難滿足這一定理的條件，在政策實踐中，Pay-as-Bid拍賣往往會比單一價格拍賣帶來更低的價格。有意思的是，這一降價的效果常會伴隨著經濟效率和社會福利的降低，不過《方案》的決策者并未考慮這么長遠。

因此，這正反映了《方案》制定者力圖盡快實現“改革紅利”的努力：一方面通過拍賣方式的選擇切實降低電價；另一方面，在Pay-as-Bid拍賣下，可以將社會總剩余實現一種政府主導的互惠式分配（分配參數由政府決定），即讓能夠參與交易的買賣雙方和處于弱勢地位的火電實現“三分收益”的結果，這在方案中體現為“偏差平衡機制”。

▌其次，交易與結算。

《方案》雖然區分了年度、月度和日度交易市場，但是這些市場之間的經濟關聯非常薄弱，主要承擔了各自市場所指定主體的電量平衡。《方案》規定了月度和日度市場的“增量”交易性質，實質地割裂了各市場之間的內在聯系，因為用戶無法用一個市場中的交易來平衡另一個市場中的頭寸，而只能開展“新”的交易；更沒有一個作為基準的現貨價格來為所有市場的合同提供一個理性預期。這就決定了，市場主體缺乏在不同時間跨度的市場間進行套利的可能，市場缺乏價格發現和風險規避功能。因此，雖然《方案》方案確實實現了電力供求雙方的直接交易，但也僅限于此。

由于市場的分類不是以促進競爭為導向，因此，結算的設計也僅僅是為各市場分別平衡電量服務。不過，真正競爭性市場中的結算制度是恰是實現有效競爭的關鍵設計之一，只有通過雙結算或多結算制度，才能把有效的現貨市場信號傳遞至所有時間跨度時間內，覆蓋所有合同（包括長期）的所有市場主體。

然而遺憾的是，一方面，結算制度的改革同樣不在9號文確定的改革范圍之內；另一方面，如前所述，云南《方案》中的年度、月度、日度市場功能定位本身就存在偏差，沒有作為價格體系核心的現貨價格。分析至此，我們可以更清楚地看出，《方案》就是分門別類地設計出幾個電量市場，然后把承接來的利益分配給省內的用戶與發電廠的機制。這一機制是否促進有效的競爭的是其次關心的，把利益承接下來才是主要目標。

▌最后，政府的價格管制與政策盲區。

《方案》雖然長篇累牘地規定了各交易市場中的價格計算方法，但最終都以政府管制的目錄電價或相關政策確定的電價來作為上限。這既默認了原有政府管制定價的合理性，也明確表明了“至少不許提價”的改革取向，更隱含地表明了對市場的擔心，從而出現了一種令市場很尷尬的局面。

同時，這也解釋了前面所提的，為什么《方案》能夠只劃分市場卻不考慮市場的競爭效率——政府實施了極為嚴格的價格上限管制，阻止任何價格波動超越目錄電價，才會保證推進的改革措施取得預期成果，讓省內主體切實感受到“改革紅利”。

但很遺憾，這種利益承接和再分配理念指導下的方案，不僅很難理順短期機制，長期機制更無法到位。在對市場交易做出諸多安排的同時，《方案》并未對電力投資，比如對火電的長期發展做出合理的制度鋪墊。盡管偏差平衡基金可以用來補償火電機組的長期備用，但這一設計仍具有臨時性和不確定性，火電在云南的長期投資激勵并未得到有效保障。

實際上，不管火電是否被定位為備用，在市場化進程中，其投資激勵必須通過價格反映出來，要么通過電量價格，要么通過容量價格，而容量設計對云南而言遠不可行，電量價格在《方案》確定的路線下又不可能提高。因此，火電的長期發展必然受到影響。只考慮短期，不關注長期，再次反映了《方案》的利益承接和利益再分配導向。

綜合來看，顯然，《方案》雖然名為“市場化”，但距離真正的市場化仍相去甚遠，雖說處于起步階段，但至少前進的方向應該正確。目前來看，市場結構對競爭的影響被有意忽略，市場體系構建也是本末倒置。這或許并非地方試點的決策者所樂見，甚至并非本意，但卻是必然的結果。

在9號文及配套文件確定的路徑上，未來一段時間內深層體制問題是難以觸及的，遠遠超出地方試點的設計和推進能力，既然如此，地方試點必然選擇更為現實的路線，通過協商妥協的辦法來找到折衷方案，比如相對獨立的交易中心雖然在《方案》征求意見稿中出現，但卻在發布時刪除了。

對云南而言，在已經確定的政策路線上，先邁出一步，邊走邊看，不斷承接可行的利益轉移更為現實。如果運氣好，這種“先占”策略或許還可能未來形成對深層體制問題的倒逼改革壓力。但是，這一折衷路線本身也存在眾多缺陷，能不能沿著這種想法貫徹下去，還是很大的疑問。如果試點缺陷突出，那么地區改革可能面臨再次停滯云南最好的售電公司，甚至夭折的風險。這種問題，將普遍存在于所有的試點之中。

歸根結底，問題癥結還要歸結到，新一輪電改并未形成科學的頂層設計，特別對圍繞電力市場契約關系構建的核心議題，比如交易與調度的關系、交易與結算的關系、縱向結構與競爭關系、國企體制與競爭效率、政府職能與專業監管等，均缺乏清晰概念和認知。

需要警惕，9號文所確定改革路徑中的隱患與地方推進電力體制改革的動機可能共同促進電改成效的短暫假象，即電價下降，實現所謂“改革紅利”，但是，其主要推動力來自于宏觀經濟和電力供求形勢，以及電力體制之外的多種深層體制因素，電價才有了下降空間。若把這些功勞歸在理念偏差的電改頭上，恐令電改之路走入歧途。總之，如果不從根本上明確頂層設計，否則電改再度停滯的可能性極大，遠非短期內的電價下降收益所能阻擋！

END