为什么成立电力交易中心并不代表建立电力市场？

　　3月1日，北京和广州两个定位于国家级的电力交易中心成立。一时间，“电力市场化改革的里程碑”、“关键一步”等评价纷纷出现。

　　本文作者另辟蹊径从电力经济学理论和一些国际经验，剖析成立两个中心的改革本质。在他看来，"建立电力交易中心并不代表建立了电力市场，进入电力交易中心，也不代表参与了电力竞争"。　　

　　谈交易中心首先需明确这个中心组织的交易性质，尽管区分维度众多，不过最基本的是长、短期的电能交易。从两大交易中心的定位中，在可预见的将来，其只能承担非短期电能交易，因为制度基础、市场状况和组织能力尚不足以支持组织短期交易，因此，交易中心只能定位于跨区域的长期电能交易。

　　然而有意思的是，竞争性电力市场中，集中式的交易中心主要是为了组织短期交易，组织远期电力交易不必然需要所谓“交易中心”。

　　可能有人会说，西北欧成熟电力市场的大量远期电力交易不都是在交易中心完成的吗？但需要解释的是，在远期交易问题上，电力与普通大宗商品并无本质区别，这里，电力的技术特性并不会构成实现交易的物理约束。电力的远期交易跟其他普通商品一样需要的是市场搜寻与交易匹配，在这一过程中，交易者在选择交易方式，即自主搜寻、寻求中介还是进入交易所时，其所关心的主要是组织交易的成本。很明显，集中式的交易中心会帮助交易者节省大量交易成本，因此他们会选择进入交易中心。

　　以英国为例：

　　英国绝不是因为有了交易中心，才有了竞争性电力市场，因为这解释不了交易中心的长期存在为什么没能在20世纪90年代之前促进电力竞争。

　　实际上，对市场交易的放松管制才真正开启了市场化进程，而长期的自由主义传统和成熟的交易中心制度，只不过轻而易举地把电力作为了一种新的交易品种而已。但放松管制的根本作用还不仅于此，单纯的远期交易无法有效引入竞争，这一市场因为信息问题和流动性限制，其价格无法准确反映真实电力成本，因此，标志电力市场化进程的核心政策是现货市场的建立。

　　从英国的经验，我们可以看出，即使成立交易中心，跟电力竞争还相去甚远。值得注意的是，远期电力交易的组织，甚至不需要专门隶属于电力产业的专门交易中心，这同样是西北欧电力市场中的特点。

　　那么，让不同区域的电厂和用户直接交易，实现更多的跨区电力交易，是不是就可促进竞争？一般而言，相对于之前，确实是引入了一定程度竞争，但需要注意，电力竞争的效率释放只可能发生在系统运营调度实时发生时，任何缺乏短期电力交易支撑的远期电力市场只是名义上的竞争，不会形成能够引导有效生产、有效消费和有效投资的真实经济信号。

　　以美国为例：

　　在美国许多区域电力市场开始改革之前，会看到大量跨区域的电力经济交换，特别是不同公用事业公司之间，这种情况可追溯到20世纪上半叶。实现这种跨州或跨区电力交换的契约制度远比当前中国的情况完善，既有比较灵活的短期经济交换合同，又有比较严格的固定制度安排，比如强电力库。即便如此，也没人称之为其促进电力竞争，而只是实现了更好的协作经济性。

　　一方面从理论上讲，电力竞争因电力的特殊性，而使得供求双方即使面对面直接交易也不会自然形成有效竞争，而必须通过系统运营机构来实现潜在竞争收益，因此可以说，无现货便无竞争，更准确一点则是，无实时便无竞争；

　　另一方面，从美国的实际来看，美国过渡到竞争性市场的重要标志同样是现货市场的建立，当然这背后是电力现货定价与现货市场理论在美国的创立与繁荣。

　　综上，即便成立了交易中心组织远期交易，即便让用户之间直接见面，即便实现了大范围的跨地区交易，仍不能算作促进真正意义的电力竞争。实际上，成立组织远期交易的中心，也无助于促进电力竞争，进一步而言，这一交易中心是否独立也不会影响竞争效率。

　　为什么大家如此关心电力交易中心的独立性？根本原因在于，相关利益主体都清楚两大交易中心并非真正意义的市场，而是一种原有体制下的利益再调整，而当前的改革和规制政策仍充满不确定性，来自中央层面的监管根本无法保证这一平台的利益中性，因此大家必然希望能够在所有权和治理结构上影响这一中心的运作。

　　实际上，成立相对独立的交易中心，只是一种对电力市场雾里看花般的理解。就两个交易中心的成立而言，与其说是在新一轮改革下的创新之举，倒不如说是电网企业在新形势下一种顺势而为的主动调整。

　　在可预见的将来，两大电力交易中心以组织签订实物交易合同为基本任务，而这一任务，有无交易中心都能够完成。比如，即便国家电网公司不成立北京交易中心，在现有组织架构下完成这一工作也轻而易举，目前唯一的变化只是更换名义，顺应了9号文精神。回顾一下，这不就是2002年5号文之后所要做的基本工作之一吗？只不过现在是基于扩大的电网规模，交易多了来自于特高压的跨区送电，再加上了可再生能源大规模消纳问题。

　　本质上，这仍属原有体制下内部协调方式的变化，以适应当前面临的一些难题。在交易中心下能够实现的各种收益，比如用户购电成本的降低等，根本上来源于电网企业内部运作方式的调整。比如刚刚完成的银东直流交易，其实现的用户用电成本的降低，并非来自于电力市场竞争，而是电网内部的协作经济性。

　　换句话说，即使电网不成立这个交易中心，这种收益也能够实现，只是电网过去从未实施，若想实施，则是轻而易举。而此次实施，也并非因为成立了这个交易中心，而是形势促使电网企业需要这样做。

　　第一，伴随电网未来营利模式的变化，提高电网，尤其是特高压输电线路的利用效率，是电网必须解决的核心问题。因此，提前布局，扩大跨区交易电量交易已然成为必然选择。

　　第二，三北等地区的可再生能源发电消纳压力巨大，借交易中心可以缓解这一压力。随着甘肃等地确定以市场交易消纳可再生能源发电的政策，并得到中央决策机关肯定后，电网压力实际会得到很大缓解，因此切实将这种政策落地同样是重要考量。

　　第三，在此轮电改中，地方利益诉求的广泛表达已经构成了对电网企业，以及其他央属电力企业的改革压力。成立两大交易中心也是应对地方改革方案冲击的重要手段。

　　值得注意的是，与第三点紧密相关的，两大交易中心的成立，在迈出一定步伐的同时，也在一定程度上构成了对地方试点，特别是综合试点改革的潜在制约。比如，在广州交易中心成立之后，云南的西电东送市场组织就成为一个问题，是云南的电厂作为广东交易中心的卖方，还是广东的用户作为云南电力市场的买方，还是双方市场主体可以自由进出？即便目前有暂时的制度安排，但未来这将是一个绕不开的制度选择问题，而这背后涉及的利益关系可谓复杂。特别是，假如两大交易中心开始向短期交易组织职能转变，那么两级市场的制度衔接将面临极大难题，由于两大交易中心与调度的天然结合（理论上，调度运营与短期市场需要一体化），地方电力市场的制度创新必将面临抑制，这是植根于9号文的几大潜在冲突之一。

　　笔者并非否定两大交易中心的积极意义，而是强调，不必以竞争或市场化来拔高其定位。理论上，主导中国电改的驱动力量是“国企红利”和“竞争红利”的权衡，而在可预见的将来，从2002年5号文延续至今的国企红利仍将占据主导地位，因此很难预期市场竞争在短期内能广泛有效地引入。实际上，9号文确定的改革思路是原有体制下的利益再调整，而非引入有效竞争，各项改革举措或明或暗都在遵循这一主线。成立交易中心既非促进电力竞争的充分条件，也非必要条件，但却是顺应现有体制下利益再调整的绝佳方式。

　　总之，建立电力交易中心并不代表建立了电力市场；进入电力交易中心，也不代表参与了电力竞争。

　　9号文及相关配套文件使用的诸多概念，都是对竞争性电力市场的偷梁换柱，本质是在以释放“竞争红利”的名义来保持“国企红利”的延续。实际上，释放电力行业“国企红利”有充分的理论和现实依据，大可不必扭曲市场化的概念，这对深化电力体制并无益处，因为这既掩盖了同时实现两种改革红利的正确改革路径，也是在增加当下的改革成本，并会令潜在隐患持续发酵。(冯永晟　作者系中国社会科学院财经战略研究院能源经济研究中心副主任)