独家解读 | 冯永晟：如何从广东省集中竞价交易第一单看电改成效？纯干货！
3月25日，广东省完成售电侧改革后的第一单集中竞价交易，此次交易是发电企业、用户和售电公司共同参与的一次远期电量分配。
这件被业内认为是值得记入电力体制改革里程碑的大事儿能给予我们哪些启发？综合广东省的交易制度，远期集中交易在此轮电改中究竟发挥着怎样的作用呢？
今天就请中国社科院专家冯永晟为我们深度解析广东2016年电力集中竞价交易第一单。（值得收藏哦~）
文丨 冯永晟
中国社会科学院财经战略研究院综合经济战略研究部副主任
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远期集中交易能否真正撬动市场化改革？
国内有观点认为，此轮改革首先应在远期交易中引入竞争，随着远期竞争规模的扩大，计划电量制度将逐步瓦解，电力现货竞争自然水到渠成。至于如何在远期交易中引入竞争，此类观点又主张让电力买卖双方先在远期直接见面，集中交易。
那么，通过远期集中交易是否能够真正撬动市场化改革呢？关键在于远期交易究竟引入的是竞争的“因”还是“果”。
涉及远期交易，需要区分市场化和非市场化环境，这将明确界定上述观点所涉及的对象并有助于明确当前改革的性质：
一方面，市场化下的远期交易，隐含前提是存在竞争性短期市场，从而使市场主体能够在完整市场体系下，即不同时序市场中实现套利避险等市场行为；
另一方面，非市场化下的远期交易，概念外延往往较窄，指提前签订电量购销合同。两种环境下的远期交易激励及实施机制存在天壤之别，前者为获取市场收益和规避市场风险，而后者则仅是服从计划安排。
不过，二者的决定因素却是同源，即电力系统的短期运营方式（背后的根本性技术约束自然是电力的物理性质）。抛开技术细节，是否信任市场主体能够通过价格机制直接面对时时变化的系统状况做出最有效的决策，是决定市场化与否的核心判断依据。这种价格机制便是现货定价机制。
市场化意味着现货价格会引导市场主体参与短期系统运营的行为，这种行为体现了市场主体的自主决策，从基本的启停出力到辅助服务，从风险规避到动态投资等（当然不同竞争性电力市场，会因市场机制设计细节而存在自主决策程度的差异）。
而非市场化则意味着仅利用指令来实施提前确定的各种远期电量安排，市场主体在短期系统运营中只是系统状况的被动适应者，协助系统运营机构完成调度工作。无论远期电量分配方式如何，即无论是谁，用什么方式分配远期电量，只要市场主体免疫于短期系统状况，那么这跟市场化就相去甚远。
因此，前述观点若要成立，需要假设通过集中竞价等方式分配远期电量会使市场主体直接面对短期系统运营状况。显然，这一逻辑缺乏关键链条，理论上解释不通，实践中也未有过此种经验。
有人可能会质疑，确有“国际经验”表明，诸多国外竞争性市场建立前都有大量的远期交易，包括长达几十年的PPA。然而，国外的制度基础与中国并不相同。
从二战后到上个世纪晚期前，发达国家电力产业大致经历了从分散决策到集中决策的变化。此后又进入以“决策再分散化”为特征的市场化改革进程。
这一过程中，有部分持续存在的基本制度因素是中国所不具备的，主要包括相对多元的市场主体、相对明晰的纵向结构（即便当时结构不足以支持有效竞争），以及比较健全的契约制度，比如英国在二战后虽然实施国有化，但中央发电局与地区配电委员会之间的电力购销角色仍是明确的，通过契约建立交易关系也是明确的；而美国则更是如此，多种规模、类型的电力企业一直存在，并为实现更高的协作经济性而建立起丰富的契约关系。这些基本的制度因素，支撑了明确的市场主体身份和自主决策权，当技术因素推动电力产业成本结构发生变化，引入市场机制成为可能时，在原有基础上引入电力现货竞争是自然而然的结果。
所以，国外远期交易促进市场化进程的现象，实际上有着深刻的制度根源，至少远期交易不是竞争性市场的“因”。
通过国际经验看来，远期交易组织方式也并不以集中交易为主。
远期交易组织的集中程度往往较低，一般来说，将远期交易视为双边交易未尝不可。原因在于远期交易的特征（时、量、价）并不受短期系统状态影响，主要取决于交易主体对现实需求、交易成本和交易风险（信息不对称、不完全契约等）的综合评估。远期交易可以通过自主搜寻实现，也可以借助中介，合同形式既可以自主确定，也可以标准化（期货）。因此，无论是否在市场化环境下，远期交易决策都属于市场主体自由决策的范畴。最关键的是，市场主体能够根据自己的成本收益情况选择最合适的交易方式。
因此，当市场主体连基本的决策权都不具备时，便被要求参与远期集中交易，并被寄希望于推动现货市场建设，这种思路多少令人觉得匪夷所思。
本轮改革对电力改革的本质认识并不清晰。
支撑电力市场化改革的基本理念可以概括为，通过在可能领域内实现决策分散化（不同地区的条件可能不同，因此分散化程度存在差异），让市场主体通过价格信号决定自己的市场行为，经济效率和社会福利也将得到极大提升。因此，判断改革举措是否瞄向市场化的标准不能只看采用了何种新规则，而要看交易性质是否发生变化。而通过广东省的实例可以逐步窥见我国已经进行的一些远期集中交易的本质。名义上，这些远期竞争交易是为了改革计划电量制度，那么真得能打破计划电量制度吗？
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新的市场激励出现了吗？
在现货市场作用机制中，现货价格的激励会传递给即使所有电量都被远期合同覆盖的主体。类似地，在引入远期集中竞价的试点中，最核心的激励同样不在于远期交易组织方式，而在于最终的激励来自哪里及选择这种激励的权利。
普遍看来，广东的市场主体参与集中竞价的激励是什么？
普遍认为，是电厂与用户（包括售电公司）之间的直接交易，以及电厂之间和用户之间的面对面竞争。如果把所交易的商品从电力换作其它普通商品，这一答案无疑正确。但电力系统的真实成本（及各主体对系统的实际贡献）不可能提前一年，甚至一小时决定。所以任何远期电力交易即便引入完美竞争，也必须依靠偏差机制来完成激励链条。因此，最后一环恰恰是最重要的一环，这种偏差处理机制在广东（以及其它直购电试点）称为“考核”。
“考核”的提供者是代表计划力量的监管部门，换言之，参与竞争的核心激励是由政府提供的。所有参与竞争的用户都要考虑到这一最终激励，才能决定其参与这一市场的策略。
如果说广东的交易相对其它大用户直购电试点而言有所进步，那是因为其规定对偏差电量按集中交易形成的平均价差考核，从而在一定程度上减少了政府在考核中的自由裁量权，但这并不能改变问题的本质。
此外，即便政府提供这一激励，也并非所有用户都有权利选择，市场准入仍由政策严格管制。
因此，广东的远期集中竞价带给市场的激励是一种政府背书的激励，而并非内生于市场主体追求利益最大化的自主决策。这种“管住两头、放开中间”的集中竞价安排，并未触及计划电量制度的本质，反而成为政府用来完成计划制订工作的一种新手段。究其根本，计划电量制度绝不像普遍认为的那样，仅仅是一种远期电量分配方式，而是与短期的系统运营调度存在紧密的联系。
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运营调度方式改变了吗？
从某种意义上讲，如果把中国电力资源配置方式看作一枚硬币，那么计划电量制度与系统运营调度体制就是硬币的两面，要彻底改变计划电量制度必然会牵一发而动全身，反之亦然。如果系统运营调度体制不在改革范围之内，那么计划电量制度也不会出现根本变化。
“9号文”规定，输配管理体制改革仍需“研究”，因此很难预期系统的运营调度体制出现多大的变化，这也从根本上限定了计划电量制度可能的改革力度。
实际上，跟其它所有直购电试点一样，广东在执行竞争电量合同时仍完全依赖于传统的调度体制。由于“管住两头、放开中间”的设计，参与广东集中竞价交易的电厂除了在规定时间内自主报出电量价格外，所需要做的事情与之前再无差别，全部听候电网指令。
当然电网工作也并非全无变化，毕竟调度难度增加了。引入远期的竞争性电量分配后，计划电量和市场电量仍需要按传统调度方式转化为确定性的发、用电曲线，换言之，电网要代表合同双方用传统方式来平衡市场合同，所以市场合同平衡就成为电网实时调度的新约束。同时，为了优先结算市场电量，电网还要对计划电量逐月调整，这同样也是新的约束。不过，约束增加并不代表运营调度体制的变化，也不代表计划电量制度的变化。
可见，广东的远期集中竞价的实施仍需要依附于传统调度体制，与其说是放开计划电量，不如说调整了计划电量的确定方式。远期集中竞价是一种非常容易嵌入到传统计划电量制度中，同时又不会动摇传统调度体制的理想方式，因此，远期集中竞价似乎开始为许多试点所青睐。
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内在的问题能够克服吗？
在远期集中竞价的制度安排下，发电商和用户并未改变传统的被动地位，其直接见面主要是解决了政府和电网原来的计划分配任务。这一制度安排本身存在的几个问题：
市场主体参与远期集中竞价的激励将存在潜在隐患。
远期集中竞价之所以在一些试点得以推广，很大程度上是由于当前特定的经济形势。电厂的主要可变成本变化趋势较易预期，从而竞争意愿和竞争策略均会比较明确。但如果经济形势变化，那么电厂参与这一市场的激励就面临不确定性，进而意味着电厂有可能愿意向传统计划体制回归。因此，支持远期集中电量分配的基础并不稳固。
远期集中竞价给现行系统运营调度带来的压力并非可以无限消纳。
如果市场电量合同增多，那么系统运营机构的调度约束就会增多，需要系统运营机构更加频繁地调整计划电量来为合同的不平衡兜底。而当系统运营机构认为继续平衡合同将危害电网可靠性时，那么合同的不平衡也就必然。而且虚假合同的可能性也会进一步加剧这一问题。因此，远期集中竞价的规模本身就受到支撑其运行的传统调度体制的约束，而且会愈发明显。
远期集中竞价的效率取决于规则设计，而现有设计仍难以完善，因为设计者根本上缺乏明确稳健的设计目标。
广东与云南在拍卖规则的设计上有类似，均采用了有调整的按标支付（Pay-as-Bid）拍卖，只不过广东只在买卖双方之间分配价差，而云南监管部门则代表难以有效参与竞争的火电拿走一部分。无论如何，这种分配方式天然地给市场主体留下了滥用市场势力的空间，从而导致市场配置效率降低。一般来说，这一集中竞价会导致价格低于有效水平，若长期存在并推广，势必影响电源投资。
与上一条紧密相关，在远期价格偏低的条件下引入现货竞争，将直接导致远期集中竞价模式难以为继。
因为引入现货竞争后，市场主体参与远期交易的动机将会彻底改变，这涉及到前面提到的远期交易在从市场化到非市场化的性质转变。对电厂而言，其主要目的是防范现货电价过低的风险，但集中竞价的定价机制难以有效提供这种对冲保障，因此电厂要么转向其它远期交易方式，要么干脆不参与。
此外，政府职能的转变和专业监管能力的建设是否能伴随远期集中交易的发展而有所进步，还是仅仅是传统管理职能的简单调整，也未为可知。
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结语
总之，远期集中竞价很难与市场化改革方向契合，寄希望于扩大远期集中交易的方式来放开计划电量制度很可能事与愿违。更可能的是，当现货交易具备成熟条件时，远期集中竞价或许早就难以为继。
根本而言，远期交易及组织方式是由现货交易所决定的，而不是相反，从引入竞争的角度讲，时序上最后一环的竞争才是改革应该最先着力推进的。无论是理论还是实践上，这才是最基本的改革逻辑。
对放开计划电量的改革举措的选择，再一次表明此轮改革更像是一种单纯的利益调整。令人担忧的是在当前经济形势下，发电企业对市场份额的渴求以及用户对低价的预期，使许多未触及体制症结但却有利于利益让渡或简单再分配的手段成为首选。在利益调整目标能够基本实现的条件下，经济效率和社会福利更高的改革路径将难以行之有效地推进。
遗憾的是，这种现象已渐露端倪。或许，扭转中国电力市场化改革方向的偏差仍有赖于决策者的远见卓识与政治魄力。
END
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