煤電"一企主一省"有“回到計劃經濟的老路”之嫌

　　通過行政手段形成“一企主一省”的煤電壟斷業態，將市場競爭內化為企業內部的統籌管理，有“回到計劃經濟的老路”之嫌

　　中共中央、國務院《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發9號文)發布已逾五載，中國電力市場化改革正進入深水區。2019年全國市場化交易電量約2.8萬億千瓦時，占全社會用電量比例超過三分之一，絕大多數通過中長期交易完成。2020年以來，八個電力現貨試點紛紛鳴鑼，目前正在實踐連續試運行與試結算。盡管試點建設中暴露出各種問題，但大多正在妥善解決，市場化改革篳路藍縷、蹣跚向前。但近日國資委出臺《中央企業煤電資源區域整合試點方案》(下稱《方案》)，提出整合煤電資源，在西北電網的甘肅、陜西、新疆、青海、寧夏五省區形成“一家央企一個省區”的格局，明顯偏離了電力市場化改革的大方向。

　　“一企主一省”并非良藥

　　在國資委下發的《方案》中，將西北五省份列為煤電區域重組的第一批試點，以華能主甘肅、大唐主陜西、華電主新疆、國電投主青海、國能投主寧夏，開展煤電廠的發電資源整合。其目的在于：通過發電企業間的橫向整合，減少同質化競爭，淘汰落后煤電產能，提高設備利用小時數，減少虧損，降低煤電企業資產負債率。

　　可以看出，國資委此舉將西北火電企業虧損的癥結歸于“同質化競爭”，力圖抑制競爭，營造更好的發電企業經營環境，所開出的藥方是分省“整合割據”，實現火電企業的省域壟斷。盡管有發電集團人士辯解稱西北各省的火電市場份額并不大，整合并未形成絕對壟斷，但事實上單寡頭之勢已成。這種期望以壟斷來提升發電企業經營效益的做法，未必是一劑良藥!反而可能擾亂市場秩序!

　　目前，中國火電企業多經營困難，這是多因素造成的，其核心在于供需關系的變化與價格信號的缺失。首先，近年來中國全社會用電量增速放緩，需求不旺，而在能源轉型的大背景下，按國家政策享有優先發電權的新能源發展迅猛，在一定程度上“吃”掉了火電的發電份額，供需雙向夾擊，讓火電雪上加霜。

　　然而，這種供需形勢的深刻變化并未即時傳遞到火電企業的規劃建設上。在計劃模式下，火電設備在被批復建設之后即可獲得平均的發電份額，享受可預期的當地標桿上網電價，量、價均有保障。但2015年電力市場化改革之后，計劃的“糧票”被逐漸取消，量價都需要通過市場競爭獲取。由于缺乏對市場大環境的清醒認識，又缺失市場競爭力，使得部分火電廠在競爭中逐漸掉隊。

　　火電企業目前的艱難局面早有先兆，2013年至2015年全國火電利用小時數由4850小時跌至4200小時，跌幅超過10%，表明全國范圍的火電產能已呈現過剩趨勢。然而在未來需求增長預期悲觀的前景下，火電的新增投資并未減速，年新增裝機容量由2013年的41.8GW增至2015年的66.8GW，為十年內新增火電裝機容量的頂峰。這些新投資的火電設施，成為目前“壓垮駱駝的最后一根稻草”。

　　2015年電力市場化改革后，供需形勢的變化逐漸反映在下降的價格信號上，讓發電側的投資沖動得到了有效抑制。山西、甘肅、青海等省份連續幾年投資“剎車”，2018年、2019年全國新增火電裝機容量再次回落到約40GW，在一定程度上緩解了存量火電機組的生存壓力，市場調節“無形的手”正緩慢發揮作用。

　　因此，在目前電力市場化改革深化的節骨眼上，實施火電企業的橫向整合政策，將對來之不易的市場調節成果產生沖擊。發電企業經過橫向整合，形成“一企主一省”的模式，雖然能在短期內實現國企競爭力的“賬面提升”，但偏離了“積極構建有效競爭的市場結構和市場體系”這一新時代能源發展戰略，弊大于利。一方面，通過行政手段為火電企業營造壟斷局面，會扭曲市場價格信號，給后續的投資建設帶來錯誤的引導，進一步誘發供需失衡。另一方面，人為抬升了市場價格，將給落后產能以“喘息之機”，在習慣于“做大”而不是“做強”的思維下，可能優先選擇繼續“做大”。那么，沒有淘汰落后產能，提高設備發電利用小時數從何談起?提高發電資產效率又從何談起?

　　行政再造壟斷動搖市場競爭根基

　　5月11日，中共中央、國務院下發了《關于新時代加快完善社會主義市場經濟體制的意見》。文件指出，應“深化以政企分開、政資分開、特許經營、政府監管為主要內容的改革”，并專門針對電力市場化改革，指出應“加快實現競爭性環節市場化，切實打破行政性壟斷，防止市場壟斷。構建有效競爭的電力市場，有序放開發用電計劃和競爭性環節電價，提高電力交易市場化程度”。在早前的能源法(征求意見稿)的第十四條中，更是明確規定“國家堅持發揮市場在資源配置中的決定性作用，構建有效競爭的市場結構和市場機制，在競爭性領域形成主要由市場決定能源價格的機制，建立有效的能源監管體系”。

　　發電行業并不屬于自然壟斷環節，這一點已是行業與學界的共識。自2002年5號文到2015年的9號文，貫穿電改過程的主旋律一直是“放開兩頭、監管中間”，其中重中之重就是放開發電側競爭，培育獨立的市場主體，著力構建主體多元、競爭有序的電力交易格局。

　　因此，通過行政手段形成“一企主一省”的煤電壟斷業態，將市場競爭內化為企業內部的統籌管理，有“回到計劃經濟的老路”之嫌。此舉勢必抬高電價，不利于貫徹國務院降低終端電價，助力實體經濟疫后復蘇的決策。同時這種做法的合法性也值得探討。《反壟斷法》明文規定“禁止行政機關濫用行政權力，制定含有排除、限制競爭內容的規定”。

　　發電側壟斷的嚴重危害早有前車之鑒。上世紀90年代，英國電力市場成立之初，分別將60%與40%的發電裝機配置給了兩家發電集團公司，形成了雙寡頭市場。在后續的電力市場運行中，電價幾乎完全被這兩家發電商操縱，市場很快無以為繼。英國政府被迫對其拆分，逐漸從雙寡頭稀釋到六大發電集團，目前最大的發電集團市場份額不超過20%，英國電力市場的充分競爭才得以形成。

　　除了防止市場寡頭化，對寡頭的“串謀行為”也要嚴防死守。在美國的大部分區域市場中，都引入了諸如“三寡頭測試”的市場力檢測程序，當發現市場中任意三個發電商具備通過串謀控制價格的可能性時，即取消所涉及發電商的申報價格，轉而采用事先確定的成本參數進行市場出清。此舉就是為了抑制市場力，防止市場機制失靈。市場力抑制機制無疑是電力市場有效競爭的基礎。

　　懲罰擾亂市場秩序的行為在國內也已有先例。2016年1月，山西電力行業協會召集多家電力央企與地方電力公司，簽訂協議約定大用戶直購電最高讓利幅度，這種串謀行為直接影響了電力市場大用戶直購電成交價格，嚴重擾亂市場秩序。經過一年半的審理后，國家發改委對涉及公司從嚴處罰，合計罰款7288萬元。此舉彰顯了國家推進電力市場改革，維持市場有序運行的決心。

　　深化市場改革，以市場方式解決問題

　　當前中國煤電行業的確面臨較大困難，產能過剩，利用小時數降低，利潤嚴重下滑乃至虧損。但深入審視發現，其原因正是市場化改革不夠完善，沒有充分發揮市場“無形的手”優化配置資源的作用。目前電力市場的主要交易品種是電能量，電廠能夠通過發電量獲得收益。但電廠除了發電提供能量服務，還承擔著調節系統波動、維護市場安全的責任，需要提供包括容量保障、調頻、備用等輔助服務。

　　在管制模式下，電能供應不區分能量、容量與輔助服務，發電企業提供各項服務的價值全部包括在標桿電價之中，發電企業在享受標桿電價的同時也承擔著提供輔助服務和容量保障的責任。

　　如今，電力市場化改革仍在進行過程中，只匆匆建成了能量市場，針對輔助服務、容量服務的補償機制或交易機制尚未建立，特別是輔助服務市場產生的價格應傳導到用戶。因此當務之急是加快市場建設，完善交易品種，以市場思維解決市場建設中出現的問題。

　　目前多個電力現貨試點省份，都將建設輔助服務市場作為一項重要任務，努力建成“誰受益、誰付費”的結算機制。除此之外，山東省已率先提出針對發電容量的補償機制，制定容量補償電價，以對火電機組所提供的容量服務進行合理補償。這些無不是通過市場手段實現資源優化配置與價值發現的重要嘗試!

　　國資委本次出臺的《方案》廣受爭議，也反映出目前國企管理部門仍存在著采用行政手段解決市場問題的思維定式。在社會主義市場經濟體制下，國資管理部門應由管企業轉變為管資本，“完善治理、強化激勵、突出主業、提高效率”，加快國企改革的步伐，讓國企在市場經濟的大潮中做大做強，而不是遇到競爭就后退。

　　中央發電企業重組了，地方發電企業是不是也要重組?售電側是不是也要重組?如此這般，電力體制改革如何進行下去?中共中央、國務院“新時代加快完善社會主義市場經濟體制”的決策如何能夠落地?

　　(作者為清華大學能源互聯網創新研究院副院長和清華大學能源互聯網智庫中心主任)