电改需重新聚焦体制：写在电改四周年之际

2015年3月电改9号文发布，标志着我国新一轮的电力改革开始，到现在已经整整四年时间。四年内，各个省区进行了售电放开、增量配电网、现货市场、输配电价独立核算等若干试点。但是应该讲，重大的、不可逆的变化仍未发生。

随着中美贸易战的发生，外部环境发生重大改变，我国对内开放与结构性改革的步伐有望进一步加快，电力部门改革有望进一步提速。

4年的时间，对于一个重大的变化，说短不短，说长不长，但毫无疑问是处于一个关键的节点，是否取得成功，中期的评估与选择无疑是非常重要的。

美国德州电力市场（ERCOT），2001年采用区域定价（zonal pricing）开始运营，2003年决定开始改变市场设计，用节点电价（nodal pricing）替代，到2010年进行了40个星期的测算并最终投入运行。也就是说，从区域定价到节点定价，用了大概6－8年的时间实现了革命性的变化。

德国（地理区域大约我国的1－2个省）在欧盟法令下，1998年开始电力部门放松管制（市场化）改革，经历地区垄断供电商一系列的重组与分割，开放自然垄断输配基础设施与发用两侧市场，用户与发电商直接交易（长期合同）。

2000年两大电力交易所建立（莱比锡与法兰克福）开始现货交易，到2004年12％的电力交易已经是现货交易。4－8年的时间基本从管制转换到充分的开放竞争轨道上，特别是短期市场提供更大的价格与交易透明性上。

是向前走，还是困于目前的进展？向前则需要基于目前的进展进一步深化改革，趋近一个“充分开放、公平竞争、价格日益趋同”的电力市场环境。如果只能困于目前的进展甚至有所回头，那么改革就从此渐行渐远。当下处在一个关键的十字路口。

从笔者所在的机构，以及笔者个人的观点来看，当前系统仍旧面临若干体制方面的重大隐忧，过去四年的改革仍未涉及，而它又会影响市场化改革目标的实现。改革再出发，需要进一步回归聚焦体制改革，以使得改革朝着以更可持续、更透明、更具明确规则与目标的方向发展下去。

本文即聚焦这些重大的体制隐忧，分析其前因后果以及可能的解决方案与风险，期待引发更多更高分辨率的讨论。笔者也将在今后的文章中，进一步解析其中的若干方面，特别是涉及调度体系组织与系统如何实现平衡范式方面的内容。

改革体制隐忧之一不负责系统平衡却专门制造不平衡的调度

很多研究中国电力行业的外国学者专家，对中国调度体系的描述往往用平均调度（e q ualdispatch）来描述。这着实是对这一中国特色问题的误解。

平均调度只在年尺度上成立，也就是机组是否实现了年初确定的发电小时数，而年内却往往是高度自由量裁的。调度具有巨大的安全责任，从而也具有了极大的权力，其对于系统平衡的实现方式不是专门化的建立辅助服务市场，而是成为所有机组年内时间尺度市场份额的指挥官。

历史上，对这种自由量裁权力的限制也曾经出现过，也就是调度准则的问题，比如煤耗最小调度、节能发电调度等，但是经济效率原则——让此时此地（严格的讲是一个平衡控制区内）成本最低的机组来优先满足需求——却从来未进入视野。

最近出台的可再生能源配额制度，也来参与对调度权的争夺。可惜的是，对物理电力流的追踪核算除了增加不必要的复杂性，而且有可能悖于经济效率原则。

按照网上公开渠道的说法，国家调度中心的主要职责是负责国家电网的调度运行，直接调度跨区电网及有关电厂；负责国家电网公司所属及直调大型水电厂的水库调度；负责各区域间电力电量交易；编制国家电网运行方式；依法对全国电网实施调度管理，协调各局部电网的调度关系；负责全国电网调度、运行方式、水库调度、电力市场、继电保护、自动化和电力通信等专业管理；参与制定电网二次系统规划。

在国调中心职责中，这里的“调度”一词，似乎是“确定计划”的意义更确切，而整个系统平衡居然不是其基本职能。这是全世界都不存在的情况。而其所谓的“负责各区域电力电量交易”的职能，往往成为各省调度平衡的“边界”。

也就是说，这个机构不仅不负责系统平衡，还是来专门制造系统不平衡的。过去的电力监管报告，也明确反映了对这一问题的关切。

2015年，国家能源局《华中华东区域节能减排发电调度专项监管报告》指出电网公司以年度计划形式下达跨省跨区电能交易任务，且经常刚性执行，不随供需形势变化，往往造成受电地区火电机组深度调峰或水电弃水。

不随供需形势变化，显然是不合适的。但是如何变化，同样存在着巨大的自由量裁空间。

事实上，不考虑供受两侧高时间分辨率的快速变化，这一所谓调度中心的计划是影响整个系统经济效率的重要障碍，完全属于没有必要的制度性特权机构。

大部分人可能知道美国竞争性开放电力系统中有7个地区电力市场与调度ISO，欧洲各国有超过50个调度TSO，德国有4个TSO，但是应该没有听过有类似美国国家调度中心、欧盟调度中心以及德国国家调度中心这样的机构。

跨区的电力流动在部分时刻有其明确的必要性，但是何时以及多少潮流传输应该是电网两端的供需动态（可以近似的理解为内生于现货市场形成的价格来表征）决定的，而不是反过来。有理由相信，这一改变如果能够发生，将极大地改善目前仍旧存在的严重弃风弃光弃水限电情况。

因此，应该裁撤国家调度中心，将其充实到省调或区调，或者直接转为市场监管力量（与国家市场监督管理总局合并）；最起码的底线——取消其年度计划制定职能，是下一步有效的改革。

改革体制隐忧之二煤电管制的标杆电价作为现货以及其他价格的标杆？

在理论上，煤电标杆电价属于政府保障性收益，没有任何风险，而现货价格波动巨大，一天都可能有5－10倍的波动，风险显而易见。因此，后者的平均价格（比如以年度算术平均衡量），往往会高于前者（需要支付风险溢价）。这一点也为中长期合同电价以及现货电价之间关系的理论与实证研究所大量证明。

而我国目前的所有试点，要进入更短更快市场——比如现货或者大用户双边短期交易——往往要降价的（广东的试点报价就是相比标杆下降多少），这其中存在着明显的激励不相容。进入市场，反而要受损失，这样的市场注定发育不起来，不可持续。

事实上，大量的发电厂，特别是燃煤电厂面临居高不下的煤价，已经在施加减少市场化交易参与的政治博弈理论。“建议政府协调减少直接交易电价让利幅度或暂缓直接交易”的呼声已经出现了很多次 。但吊诡的是，这些电厂一方面叫着亏损，一方面却仍旧在争取多发电。

第1页/共2页   首页   下一页   上一页   尾页