降电价、建市场的可为与不可为

　　2019年两会上，国务院总理李克强在《政府工作报告》中提出了一个目标：“深化电力市场化改革，清理电价附加收费，降低制造业用电成本，一般工商业平均电价再降低10%。”这是继2018年后再次在《政府工作报告》中提出降低工商业电价的目标。这一目标的出发点非常明确：降低实体经济的用电成本以刺激经济发展。

　　我国工商业电价由上网电价、输配电价及线路损耗、环保电价、政府性基金及附加费等部分构成。政府过去几年实施了很多有力的降价措施，包括退还临时接网费，扩大工业用户参与批发市场的规模，降低区域和省际专项输电项目税率，提高工商业用户的缴费灵活性，降低国家重大水电项目资金收费标准等等。这些政策的实施得到了立竿见影的效果。政府还将继续在这些方面探索降低电价。

　　然而，对于电价中的上网电价部分，在建立电力市场后不由政府核定，将由市场决定，所以降低电价所采用的方式也与其他电价组成部分不同。自2015年3月新一轮电力体制改革以来，电力市场化取得了很多进展：在全国各省份广泛开展中长期交易，电力市场交易量迅速增长，开放零售市场，在几个试点地区开展现货市场等等。2019年电力市场化改革将进入关键时刻，试点地区将陆续建立现货市场。本文将通过借鉴美国电力市场化改革的经验和教训，为中国建立有效运行的电力市场，达到长期实现降低电价的目的提供一些建议。

　　I. 电力市场化改革的目标与标准

　　在讨论如何实现降电价之前，有必要来回顾总结一下进行电力市场化改革的最终目标和电力市场改革成功的标准。正如麻省理工学院教授Paul Joskow所说：

　　“改革的终极目标是为电力系统创造新的体制，为社会提供长期利益，让价格可以反映为消费者提供其重视的电力和服务质量的有效经济成本，并确保通过这样的价格向消费者传导这些利益的适当部分。”

　　这些传导给消费者的利益是通过引入竞争来实现的：竞争可以提高效率，为创新提供动力，最终降低成本。衡量市场化改革是否成功的标准是多方面的，但它至少应包括以下内容：（1）具有有效的定价机制，使市场价格反映和发现电力生产的成本，有效调配市场资源，提升经济效率。（2）具有竞争力，不易受市场力和市场操纵的影响。（3）能够吸引到对电力供应侧的足够的投资，以满足电力需求。（4）能够有效刺激鼓励不同发电技术的投资开发和引导关停来满足符合环境政策（如果市场被赋予这一责任的话）。

　　特别需要提到的一点是，虽然几乎所有国家都希望电力市场改革能够带来更低的电价，电力市场化改革成功与否的标准不应由电价和改革以前相比是否会降低来判断。首先，电价受许多不同因素的影响，包括供需平衡、发电成本（包括燃料成本，资本成本和运营成本等）以及环境成本等。而这些因素的变化在电力市场化改革的范畴之外。其次，电价需要为电厂投资者提供投资的动力。过低的电价可能导致电力投资不足，最终导致可靠性问题，过多的电力消费以及对于能源效率技术投资不足。

　　下面两个图显示了美国电力市场改革前后电价，可以帮助我们理解电价和电力市场化改革的关系。图中有电力市场化改革的州归为一个组，没有市场化改革的州归为另一个组，而加州因为在发生能源危机后停止了市场化改革不被包含在任何一个组内。第一个图为未调整通货膨胀的电价，第二个图为调整通货膨胀的电价。从这两个图可以看出：

　　第一， 首先要指出的是，虽然市场化的州比未市场化的州电价要高，但这并不表示市场化改革的失败，因为在市场化以前市场化的州就比未市场化的州电价高。

　　第二， 未调整通胀的电价显示，1997年-2017年不管是电力市场化的州还是未市场化的州，电价都有所上涨。然而这并不一定意味着美国市场的改革并不成功。相反，在没有市场化的州，从1997年到2017年价格上涨了68%，但在同一时期市场化的州仅上涨了48%。这表明市场化有助于提高经济效率，帮助降低电价的涨幅。

　　第三， 调整通胀后的电价变化相对于未调整通胀的电价变化较小，但趋势是同样的。2017年市场化的州平均电价较1997年降低3%，未电力市场化州平均电价较1997年涨10%。

　　第四， 最重要的是，两个图都显示市场化州的电价波动比未市场化州大。例如2004年-2008年市场化州比未市场化州电价增长快，2008年-2012年市场化州电价下降，但比未市场化州电价继续增长。这些电价变化主要是天然气的价格变化引起的，因为天然气在美国经常是作为边际燃料决定电价。2004-2008年天然气价格从之前的每百万英热2-5美元飙升至5-9美元，导致电价迅速上涨，而电力市场化的州比未市场化的州增速快；2008-2012由于页岩气革命天然气价格下降到2-5美元，导致电价下降，而电力市场化的州电价随之下降，而没有电力改革的州电价没有下降反而上升（当然上升的速度较前几年有所减缓）。这清楚地表明美国的电力市场化比未电力市场化的系统可以更有效及时的反映发电成本，并及时将这些信息传递给消费者--这是一个运作良好的市场的特征。

图1 美国历史电力零售价（未调整通胀）

　　数据来源和注释：美国能源信息总署861表。加州未包含在内，因为加州2000/2001年发生能源危机之后停止市场化改革

图2 美国历史电力零售价（调整通胀）

　　数据来源和注释：美国能源信息总署861表。加州未包含在内，因为加州2000/2001年发生能源危机之后停止市场改革

　　必须承认的是，上面的分析是简单化的。如上所述，影响电价变化的因素非常多，除了是否电力市场化以外还有其他因素，这些因素因州而异。虽说将很多州的数据合并减弱了这种差异性对于电价变化的影响，但要更准确的评估电力市场化对于电价的影响需要更加严谨的分析。事实上，已经有很多学者对此进行了研究。例如Joskow 教授在2006年对美国的历史电价变化进行了计量经济模型分析，在考虑了燃料价格以及其他改革措施可能对电价的影响之后，得到结论批发和零售电力市场竞争都降低了电价，其中零售竞争对电价降低了5%-10%。Barmack 博士等人在2007年的分析表示美国新英格兰地区的批发电力市场降低了2%的批发电力的成本。还有Ros博士在2017年研究了美国零售电力竞争对电价的影响。他分析了美国1972-2009年72家配电公司的数据，发现如果除去在这段时间可能导致零售竞争前后电价差异的其他因素的影响，例如燃料价格，经济收入等，电力零售竞争降低了电价，包括居民用户电价降幅为4.3％，商业用户电价降幅为8.3％，以及工业用户电价降幅为11.1％。

　　因此，从美国电力市场化20年的电价变化可以看出，因为电价受很多因素的影响，所以电力市场化以后电价有可能会上涨，但是长期来看电力市场改革会更及时有效地反映和传导发电成本，提高电力行业的效率。

　　II. 建立电力市场的可为与不可为

　　这部分将结合美国电力市场化改革的经验来讨论为了保证电力竞争市场的有效建立，达到长期降低电价的目的，有哪些可为与不可为。需要声明的是，这些讨论并不是详尽无遗的清单，只是提供一些示范性的例子。

　　A. 不可为

　　· 通过行政方式干预市场参与者的竞标行为

　　由于中国的电力行业长期以来处于政府计划体系之下，其监管机构和市场参与者都可能习惯于来自行政管理的指示。而且即使在市场体系下，行政监管机构的指导仍然需要的，因为市场需要一些规则来引导和规范市场行为。因此，地方政府在建立电力市场时可能很容易就提供“指导”来影响市场参与者的行为。例如，如果某些地方政府“认为”市场参与者以高于其成本的价格进入市场，进而会影响完成降低电价的目的，可能会发出要求来施加一些影响，要求市场参与者以较低的价格出价。短期来看，这可能是到达降低电价的目标最有效最快的途径。然而，从长远来看，这会背离改革的目的，使市场不能够帮助发现发电的成本，或者打击市场投资者对市场的信心，导致未来市场投资不足。实际上在市场环境下，市场将最终通过竞争来达到这种效果，因为具有大额利润的发电商将不会被调度发电。电力系统有两只手在运作，一只手是行政，另一只手是市场。正确的方法是利用行政的来制定市场运行的规则，让市场这只手正常运作，而不是直接使用行政手段干预。

　　· 设定过低的市场价格上限

　　这个 “不可为”可能比上一种方法更加隐晦，因为它的使用是与构建电力市场融合的。当设计电力市场上，常常需要设定的价格上限（和下限）。价格上限是在市场出现资源稀缺时所设定的市场价格的最高值（价格下限是在市场出现冗余是所设定的市场价格的最低值）。例如，ERCOT的现货市场中将其能源价格上限设定为9，000美元/兆瓦时，这意味着在任何时候，现货市场价格不会超过9，000美元/兆瓦时。建立此价格上限是为了反映不向客户提供电力的机会成本损失，即损失负荷价值。如果为了防止零售价格过高而将现货市场价格上限设定过低，那将会影响市场，尤其是现货市场的有效性：第一，现货市场是价格来提供信号来指导发电机的调度和负载的响应。在系统发生资源短缺时，有效的市场价格升高会刺激发电设备及时响应。如果价格上限过低，发电设备则没有动力来提供发电能力，导致系统没有足够的发电能力满足用电需求。第二，这可能会对可再生能源的整合产生负面影响，因为快速和灵活的资源可能没有足够的动力在可再生能源不能发电时增加出力。第三，这也可能会削弱对储能等新兴技术的发展，因为储能技术的利润一部分来源于取决于高价和低价小时之间的价差。价格上限太低导致价差太小储能技术则不能从市场上获得利润来覆盖其成本。价格上限的确定一般是基于损失负荷的价值，这个价值需要对本地区进行经济调查和研究分析。在进行这样的分析以前暂时使用一个可能低于损失负荷值作为价格上限是可以接受的。然而，为达到电价降低目标而采用过低的价格上限与市场原则不一致，会影响现货市场的有效性和可再生能源的整合。

　　B. 可为

　　· 鼓励市场参与者对冲短期现货市场的价格风险

　　虽然在大多数情况下，人们都希望价格稳定，但是在现货市场上价格的波动是一个基本和必要的特征。价格需要随时间（和地点）的变化来反映日前和实时市场不断波动的供需，进一步为市场参与者提供有效的信号。为了控制现货市场短期价格上涨的风险，市场参与者应更多的使用对冲风险的策略，例如签订一些中长期合同。这也是加州电力危机当中的一个教训，因为当时加州政府强迫电力公司停止所有的双边合同，全部从现货市场买电。当现货市场电价上涨，PG&E和SCE没有其他的方式来规避这个风险，导致巨额亏损负债。另外，应该考虑引入金融交割的中长期合同和期货市场。在金融合同的形式下，现货市场的调度不受中长期合同的影响，待现货市场价格确定以后，合同双方根据现货市场的价格与签订的合同价格的差别来决定双方的支付。如果市场价低于合同价，则买方要向卖方支付差价金额，如果市场价高于合同价，则卖方要向买方支付差价金额。这样既达到了合同双方对于价格风险的抵御，又保证了现货市场调度的效率。

　　· 制定有效措施，监控和降低市场力和市场操纵风险

　　电力市场需要有规则来监控和降低市场参与者行使市场力的潜在风险，人为地提高市场价格以获取巨额利润。中国要避免加州能源危机中所发生的那样，在没有监管措施和市场供应吃紧的情况下，很多市场参与者，如Enron和Powerex，进行了操纵市场的行为以获取盈利。这样的风险尤其在一个市场建立初期还没有形成充分竞争的情况下尤为严重。可以帮助防止市场力和市场操纵的措施包括分化具有市场力的市场主体的资产降低其市场份额，比如前几天山东省出台的电力市场监管办法规定发电和售电企业市场份额限制为20%，如果有超过这个限额的企业要通过资产出售或对市场交易管理进行分割的方式将低市场份额。另外在现货市场运行时，可以通过事前分析，以识别出具有市场支配力并可能与操纵市场价格的市场参与者，以及制定市场规则对市场行为进行事后分析。虽然所有这些措施不直接导致价格下降，它们有助于防止电价因市场力量和市场操纵而上涨过高。

　　· 引入创新的零售电价设计来吸引工商业用户积极开展需求侧响应

　　在数字化和通信技术的今天时代，电力用户不一定只能是电价的被动接收者。如果零售市场给用户可以提供更及时和透明的价格信号，结合现代技术的应用，用户将会有能力优化用户侧的用电结构以节省用电成本，同时也会刺激分布式能源如屋顶光伏以及分布式储能的发展。例如德州ERCOT为了鼓励用户减少用电高峰的用电，降低系统的输电成本，对用户峰荷大于700千瓦的零售用户以及一些市政公司和合作社的电力用户实行基于4个一致性峰荷（4CP）的容量电价，对输电成本进行分摊。4CP是指夏季四个月（6-9月）每个月的最高系统负载。根据ERCOT目前的电费规定，用户只要在夏季4CP的时间节约1兆瓦的电，他们就会节省将近5万美元的输电费用。ERCOT要求用户安装区间数据记录仪（IDR）仪表，这样就可以对用户的峰值每15分钟间隔来监测和结算。在这样的电费设计下，ERCOT的工商业用户为了节省电费而对4CP会在什么时候出现进行预测，然后将其用电计划进行调整来避开4CP的时间，节省了大量的成本。另外，ERCOT的零售商还为用户提供各种基于价格需求响应产品，例如分时电价，高峰回扣，和实时定价等。这些计划的实施使用户可以选择适合他们的电价，以及根据他们的自身情况来调整用电结构，最大程度的降低用电成本。更重要的是，这些零售电价的产品及时有效的将批发电力市场的价格信号传导给消费者，让需求侧和供给侧同时为系统解决电力供应紧张的问题，降低系统的成本。总而言之，有效及时的零售价格和批发价格协同工作，可以确保市场在没有行政干预的情况下以价格作为指挥棒在需求和供应方面分配资源。

　　III. 总结

　　从美国电力市场化改革的经验看出，长期来讲电力市场化改革会提高电力行业的效率，降低电价。但是评价的方式不是简单的和改革前的电价相比。这是因为影响电价的因素很多，除了市场竞争是否充分，还包括输配电价、发电技术效率和成本、燃料成本等等，这些因素在改革的过程当中都在变化，而且很多因素不在电力市场的范畴之内。当然，这并不是说政府确定降低电价的目标是错误的。确定目标可以为电力改革提供方向和动力，尤其是处于政府监管之下自然垄断的输配电电价以及各项收费。对于上网电价的降低，虽然同样需要政府的监管，但所采用的方式却不同，应集中在构建正确的市场设计和实施有效的市场监测工具，使市场达到充分竞争，以促进发电企业和消费者的提高效率和创新，帮助新能源的消纳和参与，避免在市场正常运行的情况下采取干预市场的方式来降低电价。如果做得不好，市场改革可能会受到影响，反而增加巨大的社会成本。（杨颖霞，Ahmad Faruqui　作者供职于美国The Brattle Group，本文内容不代表机构意见）