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反思六年电改
文 | 张树伟
来源：《能源》杂志 2月刊
中国新一轮电力体制改革，从2015年3月发端，现已走到第6个年头。六年来，我们时刻面临着管制定位逻辑与经济竞争逻辑的碰撞。截止目前，管制逻辑依然占据主导地位。因此改革进展相对有限。
有句颇有哲理的话是“存在的就是合理的”。它具有两个假设：1. 现状是完美的；2. 在改变（reform）与不行动（inaction）之间，我们可以有所选择。如果改变是不完美的，那么不行动、维持现状往往是合适稳健的选择。
然而，电力行业目前的现状可以维持吗？如果可以维持，是否我们就可以容忍这种现状？这涉及到如何理解我们所处的现状。
在中国，理解电力行业所处现状存在难度。人们往往在意识形态上有重大分歧，甚至对于事实问题都存在不同的理解。思想市场中，存在大量“基于模糊理念、而不是确切现状”的无参照系的廉价讨论。
这一次我们试图从几个不同视角探讨目前的现状。进而分析，如果不能维持现状，是因为哪些外部条件发生了变化？
我们需要强调的是：随着可再生能源快速增长，电力行业现状变得脆弱且不可维持。改革即使非常不完美，也好过于保持现状。从这一意义上，改革永远是进行时，没有完成时。
2020年12月21日，中央政府发布《新时代的中国能源发展》白皮书，对过去6年电力体制改革的成果进行了系统总结（专栏9）。它特别包括：输配电价独立、交易机构独立规范运行、配售电业务放开以及电力市场建设四个方面。事实上，早在2012年，《中国的能源政策》白皮书已对上述方面的改革基本做了设计：深化电力体制改革，稳步开展输配分开试点。积极推进电价改革，逐步形成发电和售电价格由市场决定、输配电价由政府制定的价格机制。这些方面的进展直观可见。与之相关的，6年来电力改革的间接影响，也体现在社会认知水位、消费者负担以及行业主体行为的改变上。但是这些都是暂时的“小事故”，很快消失或者被遗忘。那些潜在、具有长期实质性的影响体现在：1. 消费者电费负担。中央政府代表消费者，锁定了电价水平，这是在电力消费者组织缺位情况下的权宜之计。但是，能够参与市场的，往往只有大工业用户，它们之前电价高得并不离谱；而真正负担沉重的商业与小工业用户往往因为交易成本等问题并无机会直接参与。2015年3月，环渤海动力煤指数在500元/吨左右；到了2021年1月，这一指数维持在600元以上的高位。这一权宜之计面临上游市场环境变化的挑战。2. 一定程度上打破了电力统购统销模式。目前全国电力双边交易电量比例约30%，大部分省份实现了输配电价的单独核算（广东不是）。超额垄断利润的来源有所收窄。目前电网企业在跨区专线、计划外电量购买等环节仍具有垄断寻租。3. 社会对电力行业运行，特别是物理、财务层面的交互关系有了更高的“水位”认识。认识到中国电价仍旧虚高，对调峰辅助服务是生造的舆论成为越来越多的常态，而相反的情况成为例外。这对于行业的健康发展是不可或缺的。4. “维持现状”战略似乎在2020年发生了全面的转变。中国工程院院士郭剑波先生2020年11月曾公开表示：适应高比例新能源电力系统,电源电网都要改变。这是首次表态“电网也需要改变”。这一表态的长远意义绝不能低估。在我们的理解中，过去中国对于可再生能源的所谓“消纳”，是通过系统既有冗余来应对可再生能源并网的“最小努力”原则。而未来，电网的地位与角色将在未来电力系统中变得愈加重要。改革无疑是有成本的。对于这场已经持续6年的改革，其成本主要体现在：1. 竞争性短期与长期市场的建设，需要极高的能力与基础实施建设。这中间充满着大量的试错过程与成本。典型的，比如甘肃所谓的现货试点，完全是过去的调度范式换个说法。中长期合同的强制签署，如果走到极端程度，将无异于过去的计划小时数模式。2. 相比于高昂的政府保证的标杆电价，市场形成的价格无疑是更低并存在风险的。这种差价代表着电厂收益的减少，甚至会造成总体过剩环境下部分电厂的破产乃至关闭。这可以称为改革的“搁浅成本”。但是与发达国家处理的方式——通常建立显性的转型基金不同，中国这种改革成本的承担，往往是隐性或隐藏的，比如直接加在部分缺乏话语权的群体身上。由于改革缺乏必要的透明度，改革成本的支付往往是抓壮丁、抓沉默者（发电集团）模式。3. 由于电力系统的既有历史基础，缺乏经济调度与统一市场的基本意识，无法承载“天生爱自由”的可再生能源大发展的议程。部分绿色倡议群体，扮演着垄断寻租者扭曲电力系统概念、破坏统一市场、忽悠政府与大众的“帮忙”角色。市场化改革的基本目标，是建立以市场效率为目标的市场价格形成体系。这是唯一的目标。改革因为旧有系统存在的无效率，而往往出现并显示出改革成本。但是，这一改革成本的支付，必须具有额外的渠道，而不能由创造的市场本身去平衡或摊派。这将严重扭曲市场的功能，甚至市场机制将不复存在。过度干预的半市场，甚至要比高度管制的系统还要差。广东电力中长期以及现货交易，在这一基本理念上出现了巨大偏离。眼花缭乱的摊派、再分配以及“一锅摊”操作，俨然变成一种任意的福利划分。英国电力市场经济学专家Michael Pollitt完全看不懂，说“你们在干吗？”。从最一般的概念上，作为商品，电力实时需求与供应平衡所对应的价格，才是最有效率的价格。因此，在欧美市场，调度（ISO/TSO）组织的实时/平衡市场，是其他所有远期（包括日前）市场的参照系。定价与结算无疑都要根据实时市场的价格来确定。但是问题在于，中国的调度是整个系统的指挥官，而不是一个平等的市场参与者。它不需要去“购买”平衡资源以待调用，而是一纸行政命令“70%以内的调节都免费”能把所有机组都作为它的备用资源。这部分缺乏方法论定价（也可以说：定价为0），也不需要定价，“省事”。所以，这些机组不是系统备用，而是脱离系统安排的电网备用。它没有动力尽量去优化运行、减少备用以节省成本。这样的话，所有的远期市场如果有平衡偏差，就缺乏了结算的参考标准，从而衍生出诸多分摊方式，特别是基于发用电量的“均摊”——又是一笔糊涂账。从监管与激励视角，有了实时市场的价格，参与更远期市场（更早关门）的预期才能够明确，从而促进市场的平衡。没有机组愿意比实时价格更低卖出，没有消费者愿意比实时价格更高买入。没有了这个标杆，消费者/生产者的预期是不清楚与不稳定的，那么整体意义上，它的其他市场的行为就可能是不合理的。微观竞争理论说：已建成机组的决策行为只考虑可变运行成本。因为投资成本已经沉没，考虑也没有用，反而在竞争中会造成更大的损失。计划思维似乎隐含着：我建成了，投资已经发生，就必须能够收回来。所以，必须保证我的投资成本不“沉没”。至于谁来保证，如何保证，那是后话，给个割裂市场的高价格就搞定。国企保值增值思维似乎意味着：我的投资必须有利润。不仅要收回投资成本，还要有更多的小时数以取得利润。甚至于在某些情况下，这成为其他利益群体需要尊重的权威，而不是自身努力的必要，不需要考虑合理的方式方法问题。这是能源系统中仍旧存在诸多政治“白象工程”——高能见度与政治象征意义，而缺乏经济理性项目——的重要诱因。幸运的是，随着中国更高层面政府政策以及理念上的突破，统一市场与公平竞争原则有望得到更大程度的尊重。市场监管总局2020年5月发布《关于进一步推进公平竞争审查工作的通知》要求用3年左右时间，基本建成全面覆盖、规则完备、权责明确、运行高效、监督有力的公平竞争审查制度体系，制度权威和效能显著提升，政策措施排除、限制竞争问题得到有效防范和制止。公平与效率的平衡，是所有国家，特别是目前遭遇困境的欧美国家普遍面临的问题。效率是竞争环节的事情，公平是再分配环节（比如民政部）的事情，它们可以在较高的层面二次分配平衡就可以了。但是中国的特色在于，这一平衡往往在很低的层面上实施，即在市场池子里面 “搅和”。这种在低层面兼顾的做法，很大的可能是既丢失效率，也实现不了公平——蛋糕压根做不出来。一个政策或者机制的改变，有其动机与目标，也会存在各种的伴生影响。中国的部分政策逻辑，往往是“搞定”的逻辑。也就是说，即使有伴生影响，最好也在一个小的范围内把这种影响搞定，而不需要更大层面与边界外的改变，比如财政额外支付责任。典型的就是调峰辅助服务机制的设计，在处于竞争关系的电源体系内的“勾兑”。由于中国能源治理中的“层层摊派”做法，抓壮丁现象比比皆是，技术中性的体现远远要少于成本中性的考量。从上摊派到下面，中下层操作人员权力、资源与视野都有限，“公平与效率兼顾”的说法或者使其尊重但是掩盖现状，或者以“搞定”为基本目标，而无法顾及合理方式方法问题。电力部门是否要进行市场化的定价机制，这并不是一个不言自明的问题。如果要市场化定价，那么由于需求与可再生能源的波动特性，必须建立具有高分辨率的价格体系与调度运行体系，而这是过去所没有的；市场化改革意味着本质上的系统运行平衡方式的改变，特别是实时市场的建立，将发现最重要的价格（实时对应于供需平衡的价格），为其他价格提供结算标准。如果不进行市场化改革，那么就需要退回至厂网一体的状态，目前调度超越上帝的地位也是不可接受的。目前的粗尺度调度原则也是越来越不可行的。需要不断练习并熟悉“经济调度”原则。这不仅涉及激励，而且还需要能力。中间有多少“骑墙”的余地？随着可再生能源并网倍速增加，天生“爱自由”的可再生能源逐渐吃掉系统之前的备用、惯性等冗余,并引发系统稳定、阻塞等方面的结构性变化。没有调度范式的改变，装机进一步大发展的后果必然是巨量的弃风限电，甚至是系统供应稳定性与安全问题。特别地，在中国电力系统文化的“认识水位”中，稳定输出的电源往往还普遍被认为是一种价值。这与可再生能源特性格格不入。- 稳定的需求永远是存在的，但是它并不需要稳定的供给去满足；
- 模糊的认为“稳定是一种价值”，其本质上是一种企业而非全系统视角。其更准确的表达是“在正确的时间发电的能力是一种价值”，而不是这种稳定本身。
向左走还是向右走，都是一种选择。但是，唯有停在原地，不可行。因为电源结构在持续变化，可再生日益增多。提供廉价的有竞争力的电力供应，永远是电力部门的核心角色。这种廉价，一方面是相对于国际同行（美国/欧洲而言），中国籍此取得对外贸易的竞争优势；一方面是相对于自身降价的潜力而言（可以对比中国的通信行业的资费水平，并与发达国家作比较）。笔者与同事的初步研究表明：在未来5年，中国的电力价格，给定燃料价格长期低迷的较大可能，继续下降50%，同时提升电力职工收入50%是完全可行的。中国电力部门本土化、自主化，国有企业与资产占绝对地位，外资可以忽略，民营还非常有限，不存在国际竞争，跨国电力贸易也非常之少（成本与安全考量）。这样的部门，恰恰是需要“国际标准”的部门，以保持其持续增强的竞争力与创新能力。在构建国民经济“内循环”为主、双循环促进的新体系中，电力部门尤其需要成为一个对外交流与对话的窗口。如果国民经济每个部门都“中国特色”了，那么总体上的社会主义经济就不再是特色了，而是特殊经济形态了。由中国特色社会主义，推导出要建设中国特色电力系统，这无疑是“摊派”思维在作怪。必须在顶层设计中明确的是：电力部门作为一个“内循环”的部门，不需要任何中国特色，而必须坚持国际标准与方法论，将经济效率、而不是绝对控制权（你不控制，它也跑不了）放到第一位。电力部门是一个经济部门，需要彻底的非政治化，在其他部门（比如IT、电信）跟国际纷纷脱钩的背景下，电力系统要逐步与世界“挂钩”——现状是脱钩的。通往电力体制改革成功的道路，必须踩着“国家调度中心”的牌子通过。这是能源体制革命的一大内涵。但是与此同时，对于新的事物与尝试，比如现货试点与调度范式改变，必须秉持持续渐进（incrementalism）的方式，一点一点进步。电力体制改革，从经济上讲，是优化资源配置。从管制角度讲，是重新分配一种稀缺资源——自由。过去，调度具有99%的自由，1%情况下要受到电力监管机构审查。而发电商几乎没有自由，他们必须提前很长时间（比如24小时）给调度提交出力水平，而不能再自我调整，而调度却可以单方面任意调整它们的输出[1]，且不需要任何理由解释或者财务支出。而可再生能源出现之后，它的天然属性就是自由的，因此调度从一开始就会争夺自由这一稀缺资源。经济逻辑：简单来讲，成本效益最大化，或者在效益既定（解决问题）或者明显很大的情况（比如封城以解决传染病问题）下以最低的成本实现最大的效用或者产出。当然，如何界定或者测量方程的两端，是另外的问题。类似的，电力系统的各种优化与模拟，往往都是以供给成本最小化为目标的。如果用户的停电损失加进来，那么就是全社会成本最小化了。管制逻辑：政策能否得到大部分利益群体的支持，特别是一些强力的政治集团，比如公众或者垄断势力。成本无论大小，最好是隐性的，或者能够摊派，由第三方来买单；效益无论大小，最好显性的，有能见度的。比如，可再生能源是波动的，会“偷走”之前调度具有的无限自由资源。即使前者加装储能成本再大，那也是可再生能源来承担，因此它必须加装储能。目前的现状往往是这种管制政策博弈的结果，从而使得“维持现状”成为一个不需要额外努力，但是最可能被通过的结果。过去的部分所谓改革，特别是电网层面的改革，只是换了一种说法的“维持现状”而已。很多改革与市场设计，由于管制逻辑大于经济逻辑，使得所谓的市场化改革承担了很多不属于市场功能的任务。这样的市场，发育起来的机会微小。几乎所有的现货（指的是日前与实时）试点，都可以称为“鸟笼子”里面的改革——存在各种事先确定的任意性的边界条件。这种边界，往往是改革需要解决的问题。比如在甘肃、东北等地上演的保证可再生能源消纳的闹剧。本来，可再生能源是否消纳，对于全社会以及业主就是每千瓦时4-5毛钱的事情，对于电网公司就是每千瓦时2-3毛的事情（有可再生基金补贴）。有限明确的价值，弃了电，按这个水平给业主补偿即可。这其中经济逻辑非常简单。可是，一旦有了物理上必须消纳、满足弃风率目标（5%）的政治性要求，那无论多大成本都成为了物理上需要实现的指标。东北存在严重设计缺陷的调峰辅助服务，还能 “设计出”得不偿失的每千瓦时8毛-1块钱的调峰电价。（相比而言，美国的市场，比如ERCOT就具有更大程度的自由，比如日前市场是否参加，是自愿的；而意大利的单一平衡区的外来电，也是在日前确定了就不能改变，相比而言自由度就小了。）必须明确，2015年改革之初的中国电力系统，并不是计划经济系统——计划经济也是有明确价值标准的。它更多是一个消费者缺乏选择与发言权，而拥有信息与权力优势者高度自由量裁的体系。对于特别讲究频率、电压与功角稳定的电力系统来说，恰恰现在的状态，是脆弱而高度不稳定的。改革只有进行时，而没有完成时。主动的推动改革，还是被动地在未做准备的情况下迎接各种渐变“灰犀牛”问题的挑战，需要一个清晰的政治决断。我们相信，或早或晚，中国能源部门的决策者，必须作出几个艰难的选择（hard choices）：1. 维持计划还是市场为基础的电力体系？电力行业多长时间洗一次牌？没有短期市场的电力系统，就像一个超级固化的系统，无法实现自动洗牌。三峡分电方案，一旦定下来就十几年，无法考虑不同地区供需变化的此消彼长，造就了巨大的既得利益集团。如果能够像美国竞争市场那样，5分钟一个市场（一个价格），那么改变的难度就不会过于大。2. 是否要大幅度提高整个系统运行的透明度？目前，系统的调度运行数据仍旧是个商业机密。广大的用户与公众无法理解与精确校核优势集团的说法或者主张。公共平台很多问题的讨论，大部分无法基于数据与信息，而仍旧是模糊理念的讨论与隔空对话。3. 是否在本质上改变调度中心“战场指挥官”式的角色，成为一个处理系统平衡（或者自我平衡下的总体偏差）、具有有限功能、提供专门服务的专业机构。目前的调度自由度过大（除了受年度电量约束）。随着所谓带曲线的中长期合约（这其实是不必要的）签订的日益增加，以及现货市场的推进，分散市场交易（形成自我调度）与自由量裁调度之间的冲突会日益加剧。传统的煤电“上大压小”与提高系统的灵活性背道而驰。目前，各个发电集团纷纷在进行“等量替代”的决策论证。这种上大去小如果进一步实施，对于整个系统的灵活性不是好消息。这是调度模式的僵化所带来的扭曲激励。4. 是否继续维持电网企业集调度权、结算权、售电、电网投资与运营为一体的巨无霸模式。若维持将使得目前的变化不可持续，甚至可能导致政府对价格的进一步管制，或有可能滑回10年前的范式——统购统销、标杆电价与销售电价目录。更进一步，利益分割与冲突更加无法协调，从而有动机或者危机，重新成立厂网一体化的“电力部”。5. 如何解决预算软约束与道德风险问题？在电网与火电领域，严重缺乏需求与经济理性的“白象”工程仍旧广泛存在。便宜的银行资本、过剩的企业现金流都起到了何种角色？中国的电力体制改革，相关的利益主体是否满意现状？很显然大部分主体是不满意的。是否信任未来？大概率是不信任的。是否希望回到过去，比如2005年前？可能性是存在的。要解决这种尴尬，电力部门必须成为一个经济部门，而不是管制逻辑主导的部门，与国际逐渐接轨，而不是像其他行业那样日益脱钩。世界是美好的，但是边际上在变差。相反地，中国的电力部门，有望在边际上开始变好。上述严重挑战需要公开、严肃的面对。但它们并非不可克服。改革的透明度、中央政府提高电力价格竞争力的政治决心与魅力、社会日渐提升的认知水位，构成了进一步改革成功的基石。我们将继续参与、见证、贡献于能源转型过程中的电力体制改革。 CWEAhttps://mp.weixin.qq.com/s/_fssscHyvQpPhYxJJwWVxw
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