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冯永晟:简论电力市场模式的选择

作者: 冯永晟,中国社会科学院财经战略研究院副研究员 发布日期:2019-02-02
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近年来,电力市场建设工作方面取得了一定的进展,不过电力市场模式仍十分模糊,电力市场化改革究竟应该向哪个方向、沿什么路径推进仍存在较大争议,甚至仍有反对市场化改革之声。本文以电力市场模式为切入点,简要地表达几个关于推进电力市场化改革的观点。

1、电力体制改革的根本方向是市场化

电力体制需要深化改革,这是我国经济发展内生的客观要求,也是社会主要矛盾变化推动的根本趋势。

改革开放以后,电力行业投资不足与国民经济电力需求强劲共同催生出以促进电力投资为导向的电力发展模式,以及适应这一导向的传统电力体制。改革开放40年时间里,电力体制形成了一套适应电力行业与国民经济互相促进的强容量激励机制。计划电量和管制定价的组合为电源和电网投资提供了稳定的投资激励,庞大的市场空间则给予发电和电网企业以挖掘规模经济和范围经济的空间。在这些条件下,大机组、大电网的技术路线是各类电力企业的一种理性选择。这种体制及体制下的企业行为所形成的直接结果是,电力投资长期快速增长、电力保障能力不断增强,国民经济发展得到有力支撑。概括而言,传统电力体制对经济发展的作用表现为一种“总量保障”型特征。

我国经济已经进入高质量发展阶段,对电力行业和电力体制的“需求层次”也在提升,经济结构调整使得一些传统用电大户难以再成为电力需求的强劲增长源,同时也使电源和电网既面临已有投资的回收问题,也面临新投资风险的增大问题。总量保障已经不构成一个突出困难,提升结构性的配置效率则成为当务之急。形象地说,就是让最有效率的企业获得市场,让最有效率的用户获得电力,以此来提升电力行业和国民经济发展的质量。因此,电力体制改革已经随着经济发展而进入“质量提升”的新阶段。

构建“质量提升”型电力体制的根本方向是推进电力市场化改革。“总量保障”型电力体制发挥作用的逻辑是有容量就有电量,这虽然能够为容量投资提供强大激励,但计划电量和管制定价的科学合理决策本身就是一个难题,政府有形之手在优化电力资源配置上已经捉襟见肘。总量虽然可以保证,但运营效率缺乏约束,投资激励被扭曲(实际上过度强化投资激励);同时在管制定价之外,政府还经常采取计划性的容量调控政策,直接控制电力产能(比如上大压小,关停小火电等),这就导致总量增加与结构优化难以兼得。问题根本上归结到政府主导的计划体制在保障容量的同时牺牲了太多的效率。

电力市场化改革是针对这一问题的根本解决之道。电力市场的逻辑是通过市场竞争来向各类主体传递准确的经济信号,形象地说,就是让市场主体彼此之间更加清楚企业能做什么,用户需要什么,本质上就是让电力行业更加适应国民经济高质量发展的要求。市场在生产效率、配置效率和投资效率方面的优势,已经为我国40年来整个社会主义市场经济体制改革历史所证明,现在已经到了深入电力体制改革进程的阶段。

2、正确理解并接受市场的决定性作用

让市场在电力资源中发挥决定性作用,就是通过竞争发现价格,通过价格引导市场主体的行为。竞争性电力市场首先要改变电价不能准确反映成本,不能合理传导成本的局面。担心成本传导和价格波动是首先要克服的心理。诚然,国外许多成熟电力市场在引入竞争后,都出现了价格剧烈波动或快速上涨,这就更容易引起国内决策者的担心。

这个“问题”是否真是问题,需要辩证看待。首先,价格波动是竞争发挥作用的体现,建立电力市场首先要接受电价波动。决策者真正应该担心的是价格的不合理波动,而这需要完善事前市场设计,加强对滥用市场势力行为的监管和反垄断执法,而绝非事前就扭曲市场设计,甚至放弃市场或变相强化计划。其次,国外成熟电力市场中出现的电价上涨往往是上游原料价格波动所引发,而不能简单认为是电力市场本身的问题。将上游价格波动传递给终端用户,恰恰是电力市场发挥作用的体现。上游原料价格如果存在不合理上涨,那么应在上游市场中解决,而不能让电力市场去消化。再次,由于长期的用电模式和用电习惯,社会可能会对电价波动产生抵触心理,甚至形成阻碍力量,但这涉及到理顺价格机制的方式和节奏,而不是该不该推进电力市场化,毕竟这涉及到一个局部和全局、短期和长期利益的根本权衡。

另一方面,电力市场作为未来能源系统的核心,电力市场化改革会对相关能源市场,尤其是化石能源市场化进程起到促进作用。还原能源商品属性要求抓住电力市场化这一主要矛盾,最基本的一点是允许并让电价动起来。

3、实现批发与零售之间的有效衔接

构建竞争性电力市场,重点应放在批发环节。现货和中长期交易都是批发市场设计的基本内容;批发与零售市场的有效衔接是批发市场平稳运行的基础,正因如此,经济学家相对更强调批发市场的概念。

批发市场与零售市场的关系和安排对批发市场的构建具有关键性影响。批发市场解决的是系统层面的配置问题,而中小型用户的配置问题则涉及到零售市场的市场设计和规制政策。零售市场的作用是将批发市场发现的价格信号传递给终端用户,如果能传递,那么适宜引入竞争,现货市场发现的价格也更有意义;如果不能传递,那么就需要规制政策发挥作用,比如二部制的零售定价等。另一方面,零售市场的改革政策会影响着批发市场的构建,不仅直接决定了批发市场的买方主体是否具有生存空间,更影响着批发市场中现货市场的运行效率。

忽视批发与零售的衔接,批发市场难以有效地建立和运行。众所周知,加州电力危机原因之一就是批发与零售电价间的传导机制不畅,但我们目前还看不到此轮改革中批发与零售电价机制的衔接。终端电价的变化更多体现在“市场化交易”和指令性降价上,但现货市场改变了批发层面竞争方式后,零售环节的价格传递就将成为一个现实的困难。批发层面虽然在推动多种电量交易方式,零售层面也放开了部分用户的选择权,但之所以取得这些进展,是因为电量降价的大趋势(以及指令性降价措施)掩盖了机制衔接的迫切性。此外,由于缺乏对批零关系的正视和理顺,交叉补贴问题也被置于了错误的解决环节之中。总之,如果现货市场实质运行,那么零售电价规制政策必须重构才能承受现货之重。

此外,目前售电侧放开形成的零售市场格局也给电改造成一个现实困难,即如何协调推进批发竞争与零售竞争。这给我们的市场设计提出了更高的要求,更给规制政策提出了更高的要求。更何况这是在纵向组织结构未清晰划分电网环节与竞争性环节的基础上推进的。从这个意义上讲,中国的电力市场建设不自觉地选择了一个难度系数最高的动作。正因为如此,笔者一直强调,必须要从结构重组的角度审视我们的电力市场化改革。

4、理解作为起点的传统电力体制特征

中国构建的竞争性电力市场是要从强容量激励机制逐步转化为竞争性电力市场。认识到这一点至关重要,因为这是选择市场模式和进行市场设计的重要决策维度,遗憾的是并未引起足够重视。是否选择纯电能市场,如何引入容量市场和容量机制,应成为现货市场设计的基础设计元素。对中国而言这一点尤为重要,如果市场模式直接放弃容量激励因素,那么发电企业面临的“搁浅成本”风险将会急剧增加,改革阻力无形中已经被最大化。因此,中国的市场模式选择必须考虑如何保留容量激励因素,这就在实际上降低了市场模式直接采用纯电能市场的可能性,同时也决定我们应该选择包含容量支付的市场设计。巨大的跨度容易引发过度的改革风险,这一点似乎仍被现货试点设计者所忽视。

为什么会出现这种情况?对这个问题的回答也可以让我们更加清楚地看到所推进的主要市场建设方面的内在不一致性。一方面,为什么现货试点设计者会优先考虑纯电能市场?我们的市场建设是以放开计划电量,推动中长期电量交易为重点的。后面还会提到,中长期交易实际上是一种缺乏现货价格基准的电量交易。对电厂而言,交易价格是包含投资成本的长期平均成本或长期可变成本。所以说,容量激励因素在中长期交易中得到了保留。另一方面,在这种情况下,发电侧并未充分理解现货市场对其成本回收的深刻影响,现货试点设计者也感受不到可能造成的容量成本回收问题,从而把容量保障的问题放在次要位置,先电能,再容量。不过在现货市场运行之后,现货与中长期交易之间套利机制将会很快压低中长期交易价格,从而消除现有中长期交易中的容量激励因素,这是一个风险因素。有现货方案也提出容量市场的设想,但也低估了容量市场设计的难度。

尽管计划电量制存在明显弊端,但也有可取之处。一个直接的影响就是我们面临的改革压力与国外不同,国外电力市场化改革的目的之一就是激励电力投资,但中国却不存在这个问题。但是因为电源相对过剩便忽略容量激励,则是我们改革面临的一个“陷阱”。这个陷阱主要体现在对现货模式的选择上。实际上,现有现货试点方案在根本上受到传统特征和现有改革政策的制约,导致一些“先进”方案的现实可行性实际上非常之低。因此,现货市场方案的选择,必须从一开始就必须把容量机制考虑在内,这是市场模式选择的标准之一。

5、理解电网环节对市场模式选择的影响

输配电价和电网体制改革对市场模式有根本性影响。在这一点,国内存在许多误解,比如很多人认为电网企业就是收“过网费”,粗略一看并无问题,但不同的理解方式是会产生不同的改革思路。现有输配电价政策与电量配置相适应,仅仅是搭建起一种过网交易(规定好输配电价)模式。这种过网交易相对于计划电量分配具有一定灵活性,可以针对部分市场主体展开,但也正因如此,这种交易并不体现电力系统的技术特性,也无法发挥真正发现电价的真实价格。

构建竞争性电力市场要更重视“系统运营”的概念。电网只是物理平台,真正支撑电力市场交易的是依托于物理平台的各类系统运营功能。电网收钱不是因为建了电网,而是实现了系统的安全可靠运行。更进一步,构建电力市场根本上是要确保系统运营具有“竞争中性”,所以我们才可以看到不同国家在电网体制上所做的各种调整,比如纵向和横向的结构重组(像网运分离、调度独立、交易独立等)。

现有的输配电价和电网体制已经影响到市场模式的选择。比如主张双边交易的观点会发现,所谓的双边只能是电量的协商,如果要拥有自主调度权(确定发用曲线),那么电网面临的系统运营压力将会继续增大,从而产生矛盾;主张先进节点定价的观点会发现节点电价根本难以发挥结算作用(将阻塞剩余返还交易双方又会扭曲报价激励)。那是否存在一种适合目前形势的更合理的市场模式呢?答案是肯定的。在对电网环节进行必要但较小的结构性改造基础上,保留电网企业现有权力配置,依托已经形成的电力交易中心(相比现状加入短期交易),实现系统层面的电力库交易。简单说,就是将计划电量的分配方式转化系统层面的曲线交易(短期实物交易,不考虑网络约束,电网负责阻塞管理)。这种安排明显不是一种完美的设计,但却是能够最大限度包容现有输配电价和电网体制的一种选择,且具有极大的延展性。

6、理解现货市场的基本作用方式

与上一条相联系,现货市场的设计应选择简单稳妥的方案。这里不再赘述现货市场的作用,但要强调一下现货市场的基本使用方式。现货市场的直接结果是使电价能够反映不断变化的供求条件,相应地现货价格也会不断变化,简言之,现货的作用就是让电价动起来了。当然,现货价格能够做到更加准确,发送电力的位置价值信号,不过这是一个如何动的问题。分清这两个层次,对于选择可行的方案至关重要。

在中国现有的制度、结构和既有改革政策下,让电价先动起来,比直接选择“先进”的波动模式更加可行。有观点认为中国传统的系统运营技术系统不改造就不支持现货交易,所以要先建系统。但实际上这很难站住脚,本质上是预想了一种“先进”的现货市场。有效电价确实应该传递出体现位置信号,但对中国而言并非最迫切。让系统具有“节点”特征也只能体现在调度上,问题是如果无法按节点电价结算,那么节点调度的效率能保证吗?最终仍由电网消化阻塞管理的任务,市场主体行为被扭曲,相比于不考虑网络约束的简单匹配,能提高多大效率?有现货试点中区域内网络阻塞不严重,那么问题在于,既然不严重,采取节点调度的价值究竟有多大?当然,单就技术水平而言,节点调度肯定代表更先进的系统,但对电力市场化改革的制度变革而言,这是一种舍近求远、困难重重的改革思路。

对中国而言,现货市场的主要效果更应体现在现有基础上提升电力供给侧的效率水平,并对投资提供竞争约束和价格引导,这种作用并不必然需要节点电价。笔者最推崇PJM市场,但正因为如此,才更需了解如何才能正确地向更先进的市场模式过渡。工程师往往希望毕其功于一役,但这种想法并不现实。更何况节点电价要真正发挥作用,还需要对输配电价和电网体制协调改革,而这在现有条件下仍具有相当难度。我们不应纠结于是否要让系统具备形成15分钟或5分钟一次的调度能力,相对于一年不变的电价,即便只分为52个时段,这种周电价波动对电力资源配置也具有相当的约束力和引导力;如果采取1小时或半小时时段,那么效果会更加明显。总之,让价格动起来才是最基本的问题,这是我们应该而且可以寄予现货市场的最现实期望,不必好高骛远。

7、理解现货市场建设与现有中长期交易改革

中长期交易的组织应该与现货市场协调推进。但目前的现实是,中长期交易已经如火如荼,而现货市场建设滞后。中长期交易名义上讲是为了形成完整的市场体系,但实际上服务于宏观经济调控的考虑更多。在现有制度安排和经济背景下,这一点无可厚非,但却给电力市场建设形成了一个客观的难题。现货市场如何建,涉及到现有中长期交易的性质怎么变,电力市场到底是采用纯双边交易的模式,还是采用全电力库,抑或是采取净电力库模式?就目前情况而言,三种选择都具有理论上的可能性。所以我们可以看到,国内在中长期交易发展方向上已经存在分歧,中长期交易下一步是应该约定曲线,还是应该转变为金融合同成为一个问题。很明显,中长期交易的性质变化会预示着不同的现货模式。

目前,现货市场构建必须要应对体量越来越大的中长期交易的性质调整,及与现货交易的衔接问题。何况,中长期交易是新型电量分配双轨制中的一轨,双轨在现货环节的衔接也成为一个问题;此外,普适性的中长期交易规则与分省区的现货试点之间,以及试点与非试点地区均存在着跨域衔接的困难。

当然,在中长期交易改革方面还面临着一个现实的调整压力,也就是电力市场化交易在宏观调控方面取得了明显效果。不过对此要有清醒认识。现有中长期交易之所以能够得到推进,是因为我们既制定了输配电价,又由电网企业包揽合同执行。交易双方只就电量议价,不需考虑输电容量的配置,交易便利性得到极大增强。同时,中长期交易的价格基准实际上是长期平均或长期可变成本,且这一成本低于标杆电价,于是电厂和用户都有极大的参与激励。所以我们可以看到,“市场化交易”在短期内得到极大发展,电价也下降了。但这种效果不是因为现有“市场化交易”多好,而是原来的安排太差。

值得注意,现有中长期交易规模的扩大与系统安全可靠运行之间存在内生矛盾。随着市场化电量交易规模的扩大,电网的合同执行责任越来越大,系统运营压力相应增大,因为原有的调度自由裁量权被压缩,更准确一点,调度制定短期曲线的方式受到一定约束。如果进一步推进发用曲线一致,那么若没有现货市场衔接,合同执行与系统运营之间矛盾会更加突出:合同执行要求电网让渡调度权,而系统安全可靠性会内生出限制此类交易规模的要求。这就衍生出两种不同选择。

一种是推动发用曲线一致,这就意味着选择纯双边交易或净电力库模式。这会增强对现货市场需求的迫切性。如果没有现货市场,合同执行的约束力就来自偏差考核。偏差考核标准如果采用竞争投标机制,还相对好说,但如果采用行政指定,那么发用一致所实现的配置效果,与原来相比并无本质区别。何况竞争投标式确定考核标准本身也有明显缺陷,比如英国电力市场。这也就意味着要推动发用一致,必须先建立现货市场。还有两点值得注意,一是如果要推进发用曲线一致,就直接要动调度体制,但这显然有难度,因为根本上涉及到电网体制改革;二是发用电一致观点也违背电力物理性质,发用一致仅仅是假设的合同路径,计划下如此,市场下亦如此。

另一种控制现有中长期交易规模,这就意味着选择全电力库,或净电力库,以现货市场建设带动中长期交易性质转变。实际上,大规模中长期交易从市场建设角度(而非宏观调控角度)来说没有任何必要,因为这不过是在用“命令式竞争(OrderedCompetition)”来实现一个电量的再分配,跟电力竞争的秩序(CompetitiveOrder)相去甚远。现货建立起来,计划电量的性质必然要变,根本没必要先改变电量分配方式,再改变电量交易的性质。即便出于服务经济发展的短期考虑而推进中长期交易,从长远来看,控制交易规模也是必然。更何况,如果不控制会给未来市场建设带来改革风险。如前所述,现有中长期交易保留了容量激励因素,如果现货真正运行,内嵌容量激励消除,那么除非有新的容量保障机制及时到位,否则现有中长期交易规模越大,引发的过渡难题就越大。

8、理解具体现货模式的作用方式

现货试点推进过程往往遇到许多现实困难,这里仅谈一下电源类型的同平台竞争和价格上限的设定。现货市场的价格信号不仅引导电源投资水平,还引导电源结构,也就意味着不同电源类型(主要指集中式电源)必须同平台竞争。设计者应该担心的是市场设计,而不需要替特定电源类型企业考虑能否在竞争中存活,不必越俎代庖。比如有观点担心气电成本高,在引入现货后难以生存,但实际上,只要系统安全可靠运行需要,气电成本再高也会在市场中占有份额。如果不能生存,那么意味着市场和系统运营不需要。当然,气电相对于煤电具有环境优势,但这种优势是应该体现为气电的额外收益,还是应该体现为煤电的环境成本,也不是现货设计者要考虑的。现货设计者就是要搭建一个公平竞争的平台。

一个现实的问题是设计者往往不愿意设定较高的价格上限。对此可从两个层面解释。第一个层面是如何理解价格上限。现货价格上限并非传统意义的价格规制,而是融合系统可靠性和投资激励的综合决策。直观一点,这个价格上限是为尖峰机组设计的,是为保障系统可靠性而设计的,不是为了控制价格水平。理论上,价格上限要根据用户可靠性偏好来确定,但这太难了,只能用可靠性的技术指标来代理,再反推上限价格,不过实际上,价格大概上涨到一定水平(比如10000美元/兆瓦时,有容量市场时可能只需要1000)时就足够用了。或者说,逻辑是个科学性问题,但实操又是个艺术性问题,但本质上,一个真正的现货价格上限的设定理念是因为无法确定要多高,所以要设定得足够高;而国内对现货价格的理解则反其道而行之,价格上限不能让价格涨得太高。

第二个层面解释现货设计者应如何理解设定上限后出现的价格。现货会带来价格波动,有时会达到上限水平,但上限价格是否值得担心?大可不必,首先,对市场主体更有意义的是一段时期的平均价格,短时高价会被消弥在平均值中,没有投资主体会因短时高价而盲目投资,反而是用户会因短时高价而优化用电行为。如果市场供求整体宽松(就像中国目前),那么高价格时段非常有限,设定高上限并不意味着必然出现高价。当然,还有个现实的考虑可以理解,就是市场势力。如果设定高上限,那么市场主体就有激励使用市场势力。在监管体制、手段和能力比较匮乏的条件下,设计者容易通过事前规则设计来回避这种风险。不过低价格上限也在根本上限制了报价机制的设计,从而在开始时就扭曲了市场主体的行为方式。很难想象这种设计下的现货市场该如何运转。

设计者往往把这些因素作为市场设计的边界条件,是因为确实面临现实的约束。但市场化改革的一个基本原则或底线是,不应在市场的关键特征上妥协。问题往往还在于,一个妥协要产生一串妥协,最终的市场也就难免一声叹息。针对这里分析的两个问题,思路很简单,将价格上限至少设定在气电成本水平。能否做出这个决策在很大程度上是在考验市场设计者是否真正理解和信任市场。

9、推进科学电力市场模式的探索

电力市场不同于其他商品市场,至今还没有哪个竞争性电力市场不是设计出来的,这也是电力市场的难度和魅力所在。笔者从几个方面简要说明了市场模式选择所要注意的问题,尤其其中几项仍未得到足够重视,并强调市场模式的选择需要系统思维。要真正的形成电力市场模式的选择方案,仍需要深入的研究,当然现实政策往往涉及到科学性与艺术性结合,原则性与灵活性的结合,但以科学性和原则性为前提,则是保证市场成为真正市场的前提。

现有的电力市场建设仍未形成内在一致的政策体系,特别是工程思维主导特征明显。比如现货试点往往被先入为主的模式主导,从而使改革侧重点往往置于技术层面,回避了许多体制改革内容,导致偏离合理路径。从现有披露的试点方案来看,整体特征体现为有“现货”之形,无“市场”之神,尚难预期有哪个方案真正具备实质稳妥运行的可行性。

不过,随着既有各项改革政策的推进,一些深层次矛盾会逐渐显现,这会促使我们改革不断向正确的方向调整。现有试点探索的作用将更多体现在“试错”上,同时局部的探索经验也只有上升到顶层设计才可能真正发挥作用,所以我们更要秉持系统思维的方式来认真地分析中国的电改问题及背后的逻辑,由此才能科学地选择电力市场模式及改革推进路径。这将是一个长期的过程,不过从国际经验来看,欧洲经过三次能源法案后才逐步建立起统一电力市场(如果加上之前的欧盟条约可以算四次);美国则经历了1992能源法、96年FERC888/889法案、99年FERC2000号法案、2005能源法等重要节点,部分州或区域电力市场才逐步成熟,我们对此要有冷静清醒的认识。9号文所开启此轮电改的真正意义在于重新撬动电力市场化的进程,但道路险阻且长,在此过程中,我们除了关心能做什么外,更应该思考需要做什么和应该怎么做?归结到一点,我们要着眼于顶层设计和系统思维,着眼于长远,切实推动科学电力市场模式的探索!

来源:中国储能网,http://www.escn.com.cn/news/show-704240.html 发表时间:2019年2月2日