再议电力市场化改革

　　电力市场化改革的外部环境与边界条件已发生改变，因此提高效率已不是改革的唯一目标，电力的可靠供应、环境因素应成为重启改革的重要考量。

　　发刃于2002年的中国电力市场化改革，在经历了十余年的反复甚至沉寂后，似乎显示出重启的迹象：2013年伊始，国家能源局和国家电监会机构整合，组建成立新的国家能源局，被市场普遍认为是电力市场化改革迎来转机的重要标志；转年6 月，中央财经领导小组第六次会议明确提出要“还原能源商品属性，构建有效竞争的市场结构和体系，形成主要由市场决定能源价格的机制”，则同样被视为电力市场化改革即将重开序幕的强烈信号。

　　学术界更是在改革乐观情绪的渲染下重现喧嚣，此间多种不同的改革方案与建议被相继提出或论证：有以体制改革为切入点促进市场化改革的输配分离思路以及调度（或交易）机构独立思路；有以大用户直购电为突破口、构建双边交易市场的改革思路，等等。不可否认，不断涌现的改革建议为新一轮的电力市场化改革方案顶层设计及细节处理提供了重要参考，但方案繁多却也易让人产生眼花缭乱、迷坠人眼的错觉。

　　初衷与目标

　　为了在繁多的市场化改革建议中汲取更适宜中国现状的改革元素，准确把握未来电力市场化改革的方向与目标是最为关键的。在探寻市场化改革最优路径之前，有必要对电力市场化改革的初衷与目标进行回溯与再认识。

　　关于为什么要进行电力市场化改革这个问题，传统观点认为其初衷不外乎两类：一是为了提高电力工业整体效率和电力服务质量，降低电价，提高国家经济的国际竞争力，如英国、美国等市场经济相对成熟的国家；而在发展中国家，实行市场化改革则更多地被赋予吸引社会资本投资电力产业，解决电力投资不足问题的期望，亦如阿根廷等。而近年来，出于对未来化石能源耗竭的担忧以及环境污染防治压力增强等因素，部分国家电力市场化改革先行国家的市场化建设目标已出现转向。

　　而考虑到在我国现有投融资体系及电力行业产权制度安排下，国有大型电力企业具有较强劲的投资冲动，这使得近年来我国电力投资不足的问题并不十分突出，始于2002年的那场改革也更多地是被赋予“打破垄断、引入竞争、提高效率、降低成本、健全电价机制、优化资源配置”的改革诉求。那么十年已过，改革初心是否依旧？

　　十余年间，电力市场化改革的外部环境与边界条件已较2002年改革之初发生了重大变化：十年间，一次能源稀缺性与战略性地位不断凸显，并已被视为未来可能制约经济发展的瓶颈约束。以煤炭资源为例，公开资料显示：随着近年来经济持续快速发展，煤炭作为支撑性能源在经历了大规模开采利用后，已显现出枯竭迹象；从产量来看，自2009年起我国已变为煤炭净进口国，且至2013年煤炭对外依存度已增至8%，虽然今年受经济增速放缓影响，可预期煤炭对外依存度将降低，但考虑到未来经济稳步增长的预期，越来越倚重海外煤炭供应的趋势将难以发生根本性扭转。

　　从储量来看，2011年世界采矿大会发布数据表明中国煤炭可供开采量仅剩33年，煤炭资源耗竭已近在咫尺。另一方面，由于煤炭开发、利用引发的环境污染问题则在十年后的今天变得更为突出，并已无数次触动普通民众敏感的神经，而始于2012年冬季，笼罩于大片国土、持续多日的雾霾天气更是为破解经济与环境可持续发展问题的紧迫性做下最鲜活的注解。

　　在这一新形势下，在电力行业重启市场化改革，仅仅考虑提高市场效率这一单一改革目标显然已不合适宜。作为经济社会发展的支撑性行业，如何在未来保障电力能源的可靠、可持续供应，同时降低能源产业对环境的负面影响，为经济、社会可持续健康发展保驾护航的政策优先级显然更高，也更应成为能源行业产业政策决策中需要关切的核心目标。

　　最优路径

　　主要目标已定，下一步需要做的就毋庸置疑了，就是为目标的实现寻求最优解决路径（或称最优解）。那在电力行业如何实现能源的稳定供应与节能环保目标呢？路径无疑是清晰而明确的，即从生产和消费两个环节同步开展工作，在发电环节通过提高能源生产效率、加快实现可再生能源对化石能源的有效替代，降低发电总能源消耗量；在消费侧，通过引导用户合理用电，一方面削减不合理用电需求，降低能源消费总量，另一方面促进负荷曲线平稳，助力发电领域能耗的降低。

　　但凡事总是说起来容易，做起来难。囿于现有电力体制与电价形成机制，依靠经济激励引导发电商与用户行为，实现能源生产和消费模式转型近乎于纸上谈兵、痴人说梦：在发电环节，尽管说于2008年开始在多地试点的节能发电调度模式已较原有“三公调度”模式在能耗水平上出现明显降低，但其相对固化的发电排序方式并不能实现能耗目标的实时优化，二来发电商与调度、监管机构也存在明显的信息不对称，调度机构实际也很难获取得发电机组的真实能耗水平，这都使得现有发电调度较能耗最低目标仍存在一定程度的偏离。

　　而在用户侧，近年来居民阶梯电价、分时电价政策的推行虽已在挖掘节能潜力、平抑峰谷差方面发挥重要作用，但远非再无潜力可挖，一方面由于分时电价政策基于原有负荷曲线及假定的用户响应程度制订，与实际情况总会存在偏差，若能有可反映实时发电成本的价格信号引导则用户节能减排、削减填谷的效果更佳；另一方面，风电的间歇性与反调峰特性是限制其发展规模的关键矛盾，若能引导用户用电行为与风电出力更贴近，则可极大缓解风电等替代能源发展的瓶颈约束，客观上促进节能减排目标的实现。但上述种种用户行为的引导是需要以可反映实时发电成本、风电出力情况的实时用电价格作为用户激励触发的，而这在现在的市场环境下基本是不可能的。

　　如何破解？

　　在未来的市场化改革中，建立一个由用户、发电商共同参与的实时市场也许是解决上述转型困境的可行路径：其中，实时市场可实现发电环节能耗最低的优化目标，这已获得普遍共识并得到了市场化先行国家的实践验证，此处不再赘述；而实时市场对用户行为的影响也是显而易见的，在负荷高峰时段，由于电价水平较高，用户将在价格信号激励下，或主动削减用电量或将可转移负荷移至负荷低谷，而在风电出力高峰时段（多在谷时段），用户在低电价激励下将适当增加用电需求，进而在拉平负荷曲线、降低发电能耗的同时，促进了风电的消纳，并在客观上松动了风电可接纳规模上限约束。

　　从这一点来看，一个由发电商、电力用户多方参与的实时市场似乎应是未来电力市场框架中不可或缺的元素。需要指出的是，考虑到当前普通用户参与实时市场的条件并不十分成熟（智能化家用电器普及程度不高等因素），若市场建设初期引入实时市场，建议在用户准入方面，优先选择具备实时响应能力并具有一定可转移负荷的大型电力用户。未来，随着智能电器的普及以及智能电网的建设成熟，可逐渐将其扩大其普通用户。

　　电力市场建设并不是一个单一目标优化问题，而是具有多重政策目标的多目标优化问题。多个目标间必然存在优先级别间的差异，本文仅是针对具有更高政策优化级的市场化改革目标做以分析，这并不代表如市场效率目标等可以忽略不计，相反由于能源供应安全目标、环境控制目标与电力市场效率目标并不具有包含关系，电力市场效率目标在市场设计中仍需对其做单独的考量与设计。