在計劃電量制度下，經(jīng)濟意義上的資源配置和技術(shù)意義上的系統(tǒng)運營是分離的。電力市場化過程恰恰是將經(jīng)濟意義上的資源配置與技術(shù)意義上的系統(tǒng)運營不斷融合的過程。因此，一個近乎公理的結(jié)論是，沒有電力系統(tǒng)運營的變革就沒有市場化。從這個意義上講，現(xiàn)有放開計劃電量的種種措施尚未觸及市場化。
9號文進一步明確了電力市場化的改革方向，但繼續(xù)明晰市場化的改革路徑卻仍需深入研究和對試點經(jīng)驗進行總結(jié)。目前遠期電量的“市場化”分配成為改革的重點，主要是促進大用戶直購電交易和建立交易中心集中組織遠期電量交易，逐步放開計劃電量制。但這是不是建立競爭性電力市場的正確路徑，背后是有爭論的——這些措施建立的是一個競爭性的電力市場，還是一種變型的計劃電量制?
支持觀點認為，改變目前電量分配由政府決定的局面而交由市場主體競爭決定，讓買賣雙方直接見面，采取多樣的電量分配方式，形成競爭性的電量價格和交易量，就是市場化改革的起步。很遺憾，這種觀點是對“電力競爭”和“電力商品屬性”的誤解。
先來澄清一個事實：基本的電力價格(甚至包括經(jīng)濟意義上的容量價格)表示為“$/MWh”的形式，并不代表這一價格需依靠自主電量匹配或“電量供求曲線”來發(fā)現(xiàn)。這是因為，電力是一種服務(wù)流，時時連續(xù)是電力服務(wù)的基本要求，電力價格必然包含時間維度;電量平衡是電力平衡的自然結(jié)果，并不能反映實現(xiàn)電力平衡的技術(shù)特性，反而會誤導(dǎo)對市場效率的判斷。比如，一天停一次電的地區(qū)跟一年停一次電的地區(qū)都實現(xiàn)電量平衡，單看電量，結(jié)論是兩者一樣好。這一謬誤顯而易見，因為“電量”本身既不反映發(fā)電商的成本特征，也不反映消費者的偏好關(guān)系，從而電量分配也不可能建立在電量的真實社會價值之上，短期如此，遠期更是如此。而要讓電量價格傳遞真實的經(jīng)濟信號，只有在電力平衡中引入市場因素，也就只有將資源配置與系統(tǒng)運營相融合。
在計劃電量制度下，經(jīng)濟意義上的資源配置和技術(shù)意義上的系統(tǒng)運營是分離的。由于電力的復(fù)雜技術(shù)特性，政府部門依據(jù)技術(shù)指標(biāo)來實現(xiàn)資源分配的交易成本過高，比如不可能為每臺機組指定計劃出力曲線，因此只能也只需將電量作為主要決策變量，而將系統(tǒng)運營權(quán)委托給電網(wǎng)企業(yè)。電力市場化過程恰恰是將經(jīng)濟意義上的資源配置與技術(shù)意義上的系統(tǒng)運營不斷融合的過程，要讓系統(tǒng)運營所需的資源自主地按價格信號配置在一起，而不是聽從各種指令(準(zhǔn)確一點，是將必需的指令壓縮到允許的范圍內(nèi))。因此，一個近乎公理的結(jié)論是，電力系統(tǒng)運營方式的變革是電力市場化的必要條件，換句話說，沒有電力系統(tǒng)運營的變革就沒有市場化。
從這個意義上講，現(xiàn)有放開計劃電量的種種措施尚未觸及市場化，這集中表現(xiàn)為，錯誤地理解了“電力商品屬性”。在傳統(tǒng)的計劃電量制下，政府和電網(wǎng)共同行使資源配置權(quán)力的對象是“電量”，它們確定一個遠期年度電量作為系統(tǒng)運營機構(gòu)的運行目標(biāo)，系統(tǒng)運營機構(gòu)通過指令直接調(diào)度系統(tǒng)內(nèi)各類主體所擁有的資源，來實現(xiàn)計劃配置結(jié)果。正是受這種傳統(tǒng)的資源配置對象的固化認識，以上觀點自然而然地認為“電量”就是電力商品，市場化就是讓市場主體自主地參與電量分配。于是，我們看到許多試點都在保持系統(tǒng)運營方式的前提下，尋找一種“電量供求曲線”，或者努力地促成電量配對。當(dāng)然理論上，電量平衡的經(jīng)濟效率有可能等價于電力平衡，但這必須假設(shè)從容量到電量的映射是完全線性的，而這一極端假設(shè)恰恰是電力系統(tǒng)的負荷特性所根本否定的。
市場化改革有最基本的改革指向，即要讓發(fā)電商(用戶)能夠以自身電源(用電設(shè)備)的出力(負荷)特性為基礎(chǔ)，向市場報出自己所擁有機組(設(shè)備)的出力方式(負荷曲線)，而不是一個發(fā)電量(用電量)，遠期交易如此，現(xiàn)貨交易更是如此。以此為前提，才能讓市場真實地反映電力作為一種多服務(wù)實時組合形成的復(fù)合商品的性質(zhì)。當(dāng)然，我們在談競爭性電力市場時也常會用“電量市場”這一概念，這是與輸電市場、容量市場和其他輔助服務(wù)市場相對應(yīng)的，其供求曲線的橫軸是出力或負荷，而不是電量。以電量為橫軸的“電量供求曲線”恰恰是計劃配置的基本工具，只不過在傳統(tǒng)的計劃電量制下，發(fā)用電計劃是分別制定的，不需劃出明確的電量供求曲線;而目前一些試點則嘗試著將兩個曲線結(jié)合起來考慮，于是才有了“讓用戶直接見面”的訴求，才有了“競爭”的表象。
但是，直接見面不代表形成市場，不直接見面也未必沒有競爭。美歐電力市場化起步階段普遍采用的電力庫模式均不需要供求直接見面，同樣引入行之有效的競爭。在沒有認清電力商品屬性之前，即便采用帶有競爭性質(zhì)的多種交易方式也不代表建立了競爭性市場，而僅僅是一種計劃體制的調(diào)整。實際上，嚴格管制體制下采取局部的競爭性手段一直是改進政府管理效率的重要方式。舉例來說，美國在頒布PURPA法案后，為促進IPP發(fā)展，F(xiàn)ERC要求公用事業(yè)公司須按“避免成本(AvoidedCosts)”向IPP采購，但這一價格水平需由各州規(guī)制機構(gòu)確定，加之這個價格往往是一企一價，各州最初時的定價都帶有一定的隨意性。為了更合理地確定這一價格，許多州逐步利用競價來確定這一管制價格，但沒有人因此稱之為建立了競爭性電力市場。實際上，這一切均發(fā)生在美國電力規(guī)制放松浪潮之前，是電力市場化的背景之一。對目前的許多改革試點而言，遠期電量的競爭性交易不過是在以一種新的方式解決原有計劃電量制已經(jīng)設(shè)定好的問題。
當(dāng)然，這種觀點還主張，不管怎么樣，遠期電量的自由匹配或集中交易確實帶來了價格的下降，這是看得見摸得著的利益。但筆者想強調(diào)，改革，特別是電力改革，一定要具備系統(tǒng)長遠的眼光。讓用戶享受更經(jīng)濟的用電價格當(dāng)然是改革要實現(xiàn)的目標(biāo)之一，但按目前方式形成電價，除了“降”之外，實在難有更多有利于電力市場化持續(xù)推進的效果。
首先，先來看遠期電量交易對系統(tǒng)運營效率的影響。無論電廠通過什么方式，比如單獨商定、集中撮合、掛牌，還是集中競價等來確定遠期電量，這都不是以電廠自主掌握機組出力為前提，基本的啟停出力決策也并不受價格引導(dǎo)，而像傳統(tǒng)方式一樣由調(diào)度機構(gòu)統(tǒng)一負責(zé)。價格唯一的影響是，增強了部分電廠在一段時間內(nèi)是否出力的確定性。也就是說，這種電量分配是在不觸及傳統(tǒng)調(diào)度體制下引入的，從而難以實質(zhì)地提升系統(tǒng)運營效率。而隨著此類交易的規(guī)模擴大，交易合同的執(zhí)行與系統(tǒng)的運行之間的沖突將會突出。雖說發(fā)電廠是競爭主體，但這種交易模式以電量分配為基本內(nèi)容，本質(zhì)是類似于普通商品的“伯川德”價格競爭。這意味著，越具有成本優(yōu)勢的機組越可能獲得更多電量，而恰恰規(guī)模越大的機組和已無投資回收壓力的機組越具有成本優(yōu)勢，因此，大機組會有充足激勵參與此類交易，把遠期電量價格壓到極低，充分占有市場。對這些機組而言，報出低價并非不理性，反而是最理性的選擇。有意思的是，當(dāng)市場被大機組充斥時，機組、電廠或廠商層面的規(guī)模經(jīng)濟和相對較多的競爭主體會導(dǎo)致市場變成“古諾”電量競價。在各競爭者長期邊際成本大致相近的條件下，這意味著所有留下來的企業(yè)都會獲得大致公平的電量份額，于是一種“類計劃”的配置結(jié)果出現(xiàn)了!
這時，發(fā)電側(cè)市場已出現(xiàn)分化，雖然表面上是由競爭引起，但根本上是由初始市場設(shè)計所決定，是一種有利于大機組的歧視性安排。這些進入此類交易的主體會享受由其他未進入或進入不了這種交易的主體所提供的正外部性，比如備用和充足性服務(wù)，但卻不必承擔(dān)相應(yīng)的成本。與此同時，這種交易模式的擴大會對系統(tǒng)可靠性產(chǎn)生潛在威脅。一般地，有利于可靠性的機組不會帶來低價格，而有利于降低價格的機組一般不適于備用。因此，這種交易天然地抑制了部分機組的參與激勵，而這些機組往往是保持系統(tǒng)可靠性所必需的，從而交易規(guī)模越大，潛在的可靠性問題越嚴重;而且從長期看，電源結(jié)構(gòu)被扭曲的可能性也越高。實際上，這種情況在現(xiàn)有試點中已經(jīng)非常突出了。這也就意味著，這種遠期電量分配受制于可靠性問題，在傳統(tǒng)調(diào)度體制下的發(fā)展空間是有限的。
其次，我們再來看遠期電量交易對市場主體的影響。對部分電廠而言，通過遠期交易消除企業(yè)經(jīng)營的部分不確定性，似乎是一種積極改進，但這僅僅是以特定外部經(jīng)濟條件為前提的靜態(tài)效果。本質(zhì)上，當(dāng)遠期價格和電量決定后，這種分配機制將投入成本的波動風(fēng)險全部轉(zhuǎn)移到電廠身上。在特定條件下(比如煤炭市場持續(xù)低迷)，電廠的風(fēng)險不會轉(zhuǎn)化為現(xiàn)實困難，但投入價格上漲的可能卻時時威脅著電廠參與這種交易的意愿。也許是注意到這一點，所以這種遠期交易設(shè)計不敢把合同周期定得太長，通常是一年(也是適應(yīng)傳統(tǒng)計劃電量制調(diào)整周期的需要)。即便如此，隨著形勢變化，要素投入市場的波動與電力行業(yè)的容量過剩，必然擠壓這種模式的存在空間，不斷曝露其固有缺陷。理性的交易者不會堅守這一市場，“見好就收”是這些參與者的根本策略，這也決定了這種分配機制也無法持續(xù)。
也正因為如此，這種交易安排更易受到市場勢力和合謀的影響，這些問題可能來自所有參與主體，包括電廠之間、電廠與用戶之間，甚至用戶之間。更重要的卻常被人們有意忽略的是，這種合謀不必非要來自于直接參與競價的電廠、機組和用戶，而是可能來自更高一級的所有者或管理者的授意，而這恰恰是改革實操者難以把握和控制的。換句話說，這種交易方式服務(wù)對象遠不僅是參與交易的這些主體，其能夠存在下來，本質(zhì)上不是因為它像市場，而是因為它是一種比原來更為靈活的計劃。
即便這種交易方式能存在一段時間，電廠的經(jīng)營策略也難與社會最優(yōu)目標(biāo)保持一致。無論具體的交易方式如何，從拍賣角度看基本都屬于按標(biāo)支付。這種交易方式?jīng)Q定了，相對于最優(yōu)水平，電廠面對的交易價格會被普遍壓低，同時，電廠收入水平也被鎖定了，因此電廠擴大利潤的唯一策略就是改變短期投入結(jié)構(gòu)。而電廠的要素投入決策又與國家的節(jié)能、環(huán)保和碳排放等政策效果緊密相關(guān)，除非假設(shè)節(jié)能、環(huán)保監(jiān)管非常到位，碳排放市場也已經(jīng)健全完善，地方政府也沒有那么多的干預(yù)，否則我們很難指望電廠的利潤目標(biāo)能與社會目標(biāo)相一致。換句話說，這種模式根本上扭曲了電廠的行為方式，不利于社會目標(biāo)的實現(xiàn)。盡管本文僅說明了這種交易模式所形成的價格無法引導(dǎo)發(fā)電商實現(xiàn)生產(chǎn)效率，但實際上，這種價格也無法引導(dǎo)用戶有效用電，更無法在長期內(nèi)引導(dǎo)市場主體實現(xiàn)有效投資。
總之，各類遠期電量交易本質(zhì)上是一種新型的計劃電量分配制，這類交易之所以順利出現(xiàn)，是因為既內(nèi)生于傳統(tǒng)的計劃電量制，又受制于且不會突破計劃電量制。從積極的一面看，我們可以將其視為相對傳統(tǒng)計劃電量制的進步，但是必須明確：變型的計劃不是市場。遠期電量交易既依靠一種不可能發(fā)現(xiàn)“電量”真實價值的機制來分配電量，其產(chǎn)生的價格也會不傳遞出有效的經(jīng)濟信號。只有跳出計劃的慣性思維，我們才能真正理解電力市場化改革的重點在于組織以現(xiàn)貨市場為核心的競爭性電力批發(fā)市場。（來源：中國能源報，作者：馮永晟）
