经过四年的电改，电力系统仍旧面临若干体制方面的重大隐忧。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。

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（equal dispatch）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。

这似乎显示，目前的标杆电价，还是远远高于其流动成本的，多发电仍旧指向减少亏损的方面，而不是相反。

这种降价的取得，既是市场完全缺乏流动性下的行政干预结果，也反映了标杆电价体系的缺陷。高高在上，完全不反映电力供需动态的标杆电价，恰恰成为了市场化交易的障碍。更严重的是，这一标杆电价居然成为了越来越多体系参照的“标杆”，比如可再生能源“平价”的问题。

目前，随着风电，特别是太阳能电池板成本的下降，以及世界各地各种招标低电价水平的出现，对于在2020年及其后几年可再生能源发电与传统煤电平价的预期日益强烈，特别是在光伏行业。但是，可惜的是，这种缺乏经济考量，跟一个行政管制标杆电价比较的所谓“平价”是严重缺乏含义的。

即使有这种所谓的平价，难道意味着以后只建设可再生电厂就行了吗？显然不行，即使你有再多的、超过最大负荷几倍的光伏装机，晚上的发电量也是零。

这个极端例子提醒我们，低的长期度电成本只是整个“平价”故事的一部分，甚至是很小的一部分。一个电源是否平价，应该是跟它能在市场取得的收益（其本身的价值）相比，而不是一个静态的其他电源的标杆。

事实上，如果光伏迅速积累了大量的装机，可想而知在中午发电高峰阶段，系统的价格应该为零才能足够将所有其他机组排除出去，而保持系统平衡；而到了晚上，系统平衡容量不足，电价上涨，而光伏也并不能获得相应的高收益。这种情况下，光伏回收自身投资成本的机会在哪里？

这恰恰是目前的电力市场设计环境下欧美要越来越多面临的问题。我国无疑存在更严重的系统容量过剩问题，国情不一样。从容量角度，目前的标杆电价体系，在我国更可能是反映到装机过剩引发更严重的弃光限电问题。

如果政策信号给出“光伏已经平价”的夸张结论，那么相信过不了多久，严峻的供需失衡与日间电力平衡挑战下，决策者就必须干预装机市场流动性与开放性要“光伏有序发展，控制总规模了”，即使是不要所谓的基于煤电标杆的补贴，甚至低于那个水平。

电力系统高分辨率的平衡，应该是各种机组开放竞争的结果，因此所谓的“稳定输出”并不具有价值。

将传统化石能源机组的可控稳定作为优点，是问题界定错误，对化石能源机组的夸大吹嘘（overselling）；同样，基于长期度电成本比较各种出力特性不同电源的优劣，也不具有有用的含义，是对可再生能源的夸大吹嘘。

事实与真相，应该是介入这二者之间——平价没有想象的那么容易。化石能源利用率下降，而不是稳定输出才是系统总成本最优的选择。

改革行政定立、存在了很多年的煤电标杆电价体系，废除其作为其他经济性比较的标杆，成为另一项重要的体制改革内容。其中一个备选项，是严格的区分容量电价与电量电价，大幅降低其电量电价到与燃料成本可比的程度，从而减弱其争夺发电量的激励，是解套各种改革复杂性与互动影响的选项之一。这方面，无疑需要更多更深入的研究与论证工作。

改革体制隐忧之三：电力消费者缺乏有效的组织体系

德国的例子或许可以给出一些启示。在德国，长期存在两个机构，消费者联合会（Verbraucherzentrale Bundesverband,VZBV）以及能源消费者联合会（Bundder Energiever braucher）。他们的存在与广泛发挥作用，使得电力价格是高还是低的问题在社会上有了一个充分平衡与透明的认识，在不同的历史时期发挥了明显的作用。

这恰恰是我国过去所缺乏的，特别表现在对于高耗能行业的反复惩罚上。基于高耗能“耗能大”，所以有错，从而也可以以“抓大放小”的方式，方便地解决能源潜在的短期与供应安全的做法仍旧广泛存在。

这与统一开放市场建设格格不入。能源如果是种商品，那么其支付了相应的价格，其私人成本严格等于社会成本的话，就不存在任何额外干预的理由，无论是它把能源拿去做燃料、做原料还是埋在地下，这是购买者的自由。

过去政府出台的所谓对高耗能的“惩罚性电价”，惩罚的是用得浪费的（所谓效率低），而不是用量大的，这其中存在逻辑问题。反行政垄断，从消除对高耗能行业的歧视开始做起，是一个可以有所作为的领域。2018年机构改革建立的国家市场监督管理总局，有望在这方面发挥巨大的影响力，与国资委、财政部、能源局一道塑造整个能源行业的未来。

作为政府机构的决策支撑部门，近期建立的中国电力用户联合会是作为中国电力企业联合会（CEC）——电力供应行业游说与卡特尔的互补型组织，是更好体现消费者权利的制度途径之一。

改革体制隐忧之四：需要衡量改革是否成功的新标准

2015年电力体制改革启动之际，笔者曾经撰文，试图建立改革成功的可衡量标准——盯住美国税前电价水平。目前，随着美国天然气价格的波动与上升（可能只是暂时现象），以及我国工商业电价2018年实现10%降价目标的取得，这一目标已经可以说基本实现了。现在，中国与美国的总体不含税电价水平，应该是大体上相当的。这是过去四年改革的部分成绩与成功。

那么，在目前的阶段与起点上，我们无疑需要一个新的标准——一个简明、易于衡量与理解的指标。这无疑会是一个“仁者见仁、智者见智”的问题。但是，从笔者的视角，设定电力系统运行的透明度指标，可以作为下一步电力体制改革成功与否的标准。

在我国，足够时间与空间分辨率的调度运行数据仍旧是不公开的。理由虽然令人费解，但是在市场日益多样化、需求与供应日益复杂的系统现状与未来情况下，这已经影响到了对电力系统与行业几乎所有问题的理解，比如弃风问题。并且，这种无必要的保密，已经成为更先进的发电（比如prosumer）与用能（比如基于数字化能源系统）方式发展的桎梏。

信息公开是市场主体参与市场竞争的基本条件之一。我国已经制定了雄心勃勃的电力短期市场计划，2020年实现全国市场，并大幅缩短报价的提前量时间（所谓“关门”时间）。参与者的数量、其提交出力与价格信息的频率都将大大增加；根据市场的公开信息调整自身的报价行为，取得更高收益是参与市场的需要；根据历史报价信息披露监管者分析是否存在市场操纵等行为是监管的必须工作。这些，都需要市场透明度的极大提升，特别是调度运行数据。透明度，已经成为下一步电力体制改革的关键所在。

小结

建设一个足够统一、足够开放、足够竞争的电力市场与电力部门，将有效清除中国电力行业长期存在的逻辑与理论指导谬误，有效地降低全社会的用电与用能成本，服务于经济的高质量发展。

这将是一项长期的任务。过去4年的电力体制改革，聚焦在交易层面，取得了有限但是影响仍将深远的影响。未来，这种变化，如果没有系统运行范式方面的配合与支持，随时都可能退回来。

要不可逆地进入改革的轨道，以上提及的四点——改革调度体系与范式；改变煤电标杆电价体系；突出电力消费者权利；建立可衡量的改革成功的新标准——是笔者有限视野中的必要体制性改革内容。

从这一视角，我国的电力体制改革，需要再出发。我们愿意积极参与、见证这一再出发的过程。