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　　近兩年的電荒，凸現了電力系統嚴重計劃性的弊端。現在普遍的觀點是，電力市場化將是一條可行之路。因此，華東電力市場化試點被國家發改委、電監會、發電企業和電網公司寄予極大關注

　　華東，中國經濟最活躍的地區，也是最缺電的地區，一場關于電力市場化的實驗已拉開帷幕。這場實驗的一個眾所周知的背景，是中國超過20省市的大面積缺電，電荒成為影響中國經濟和社會生活的一個重要因素。

　　5月18日，中國電監會主席柴松岳為華東電力市場模擬運行鳴響銅鑼。

　　據國家電監會給本刊提供的資料介紹，華東電力市場建設分三期實施。現在正實施的一期，目標是建立區域統一的電能交易平臺，發電企業在這個平臺內通過競價的方式把電賣給電網，部分電量在華東電力市場平臺統一競爭，有步驟地開展大用戶直接向發電企業購電試點。

　　這個實驗最大的懸念在于市場的力量是否能帶領中國走出電荒的泥沼。

　　為什么在華東試點

　　選擇華東，并不是一個容易的決定。

　　在這個經濟總量接近全國經濟總量1/3，用電量約占全國1/5的地區，存在多達2000萬千瓦的電力缺口。

　　一個很現實的顧慮是，在用電這么緊張的華東，競價的空間在哪里？

　　目前發電廠報價，是假設在年度合同還有空余的情況下進行的。實際上，在用電緊張的華東地區，年度合同根本沒什么空間。市場化實驗要人為地把合同量減少，留出空間來競價。

　　這個過程牽扯到方方面面的問題。特別是缺電時，發電企業都不愿意降低發電量，同時又希望別人降低。

　　但是，柴松岳態度堅決地表示，“市場化改革決不能因為電力供需緊張而停滯不前”。他認為，國外電力改革的經驗證明，供需關系并不是影響電力市場建設的決定性因素，電力市場本來就應該發揮雙向調節的作用，不僅要適用于供大于求的供需環境，也應適用于供不應求的環境，這實際上是一個制度安排問題。選擇華東，最現實的原因是，華東電力市場對于電力建設資金的極度渴求。

　　據有關方面初步規劃，根據華東地區經濟社會發展需要，至2010年華東地區需新增發電裝機7600萬千瓦,按照目前廠網綜合造價一萬元一個千瓦計算，今后幾年華東需電力建設資金約7600億之巨！

　　“這樣巨大的資金需求，靠傳統的發展模式和管理方式是難以實現的。一個很重要的內容，就是要充分發揮市場機制的作用，使電網與電源建設協調發展。”柴松岳說。

　　根據電監會給本刊提供的《華東電力市場運營規則》，華東電力市場建設的目標是：引入競爭機制，打破市場壁壘，實現華東地區電力資源的優化配置。

　　由此不難看出，選擇電力緊缺的華東，和早些時候選擇電力供求相對寬松的東北作為電力市場實驗的試點一樣，都是電力體制改革大背景下的小文章，其典型意義也是不言自明的。

　　運行模式

　　那么這場令人關注的實驗是如何進行的呢？

　　一般而言，廠網分開后，整個電力交易過程應該是：市場注冊-電廠和用戶雙向報價-在程序里根據價格高低排隊(電廠是從低往高排，用戶是從高往低排)-安全校驗-信息公布-調度計劃-執行計劃-考核-計量-結算。

　　“模擬只到信息公布這個環節，等條件具備時，再將調度、計量、結算等環節納入模擬運行的范圍。”國家電網公司華東公司華東電力調度通信中心副總工程師楊立兵對中國《新聞周刊》說，楊是這次試點重要參與者之一。

　　他介紹，參與模擬的是華東地區的各個發電企業，包括171臺A類機組(即10萬以上的常規燃煤機組)，發電容量約4300萬千瓦，占華東電網總容量的一半以上。這170多臺發電機組在區域電力交易平臺上公平競爭，同時，各省電力公司作為購電者，在區域電力交易平臺競爭購電。

　　華東電力市場一期交易類型包括：年度合同、月度合約競價、日前現貨競價和實時平衡機制。華東電力市場模擬運行，以年度合同和月度競爭為主，約85%的電能交易以年度合同方式確定；15%左右的電能開展市場競爭。

　　“在此基礎上，隨著技術支持系統相應功能的完備，適時開展日前競爭和實時平衡。”《華東電力市場月度競價實施細則》上明確表示。在交易品種方面，電力市場實驗一期，市場交易分為合約交易和現貨交易兩種，以合約交易為主，現貨交易為輔。隨著市場發育，逐步開放周、季度及一年以上的電能交易。

　　尷尬的實驗

　　這種運行模式的本意，是想通過市場競爭的方式，優化電力市場的資源配置。但是這種配置，會因為電這種商品本身的特殊性，而產生意想不到的尷尬。

　　比如安徽，競價時，當地用戶付不出高價，只得放棄購電，以至于大量的電外輸。作為一個能源富裕的省，結果自己卻買不到電，電跑到有錢的省份去了。

　　這是由于電沒有一一對應關系，電廠競價意味著競爭上了發電權，至于電賣往何方，是電網的事情。全局優化的結果產生了矛盾。而最大的尷尬或許來自于這場改革的推動者——電網公司。

　　一般來說，缺電的時候往往是用電高峰，在這種情況下，最好的結果是，電價上去之后，購買量能夠減少——一般的商品交易都是遵循這個規律的。但是對電力市場的用戶來說，他們只能看見自己的電燈永遠是亮著的，并不知道電已經變成多少錢一度。在市場化的情況下，用戶跟價格之間的彈性系數幾乎為零，在短期內對電價是缺乏彈性響應。

　　而與此同時，在市場化的情況下，電廠報價則帶有很大的投機性，電廠可以根據電力需求大幅度提高電價。因為，每個電廠都有負荷預計，從而知道明天的需求是多少——這可以通過現成的軟件計算出來，從而可以根據市場需求量來決定電價高低。

　　“這么一來，就使得電力市場如果發電能力不是大于用電的話，用電價格就可以大幅度上揚，理論上講，可以上到無限高。”楊立兵說，“由此可以看到，在用電比較緊缺的地方，搞電力市場，對于購電方而言，財務風險極大。”美國加州電力危機時，電價曾上升到1000美金/兆瓦時。

　　目前模擬市場共進行了兩次實驗，5月18日模擬了6月份的月前市場，6月18日，模擬了7月份的月前。結果，5月份的價格高峰是406元/兆瓦時(相當于0.406元/度)，6月份是468元/兆瓦時。這個價格是遠遠高于現在的平均上網電價292元/兆瓦時(0.292元/度)。

　　據統計，如果按這個價格，各省的購電方，肯定是全面虧損，華東電網將會超過6億元的虧損。

　　理論上，電價上漲的成本應該由終端用戶承擔，因為電網公司本身不是用戶，而只是一個批發商而已，它主要經營的是電網，而不是電能。“零售價跟批發價之間應該是聯動的，但這個聯動機制沒有建立，任何的漲價都會造成電網公司出的利潤損失，任何跌價都會給電網公司增加收入。”楊立兵說。

　　因此，在電力緊缺的華東，就會出現用電量越大，電網公司虧損越大的局面。

　　讓市場尋找價格

　　模擬實驗的尷尬似乎說明，電力市場化不可能一蹴而就。

　　“從很長遠的目標來看，完全市場化是對的，但是從近期目標看，國家發改委并無意改變這種審批制度。”一位電力專家表示。目前國家仍然要用傳統的發電利用小時(國家核定每一個機組相當的發電量，并定義年發電量除以裝機容量，等于年發電利用小時)和審批電價的方式來進行平衡。

　　這是否意味著，轟轟烈烈的華東電力市場實驗只是一次葉公好龍似的嘗試呢？

　　楊立兵斷然否認了這種說法，他認為，電力市場化實驗，可以改變原有的計劃體制下的定價模式。而電力專家劉紀鵬認為，這種電力行政審批的壟斷，是造成電力緊張的深層次原因。

　　原有的電力價格是國家計劃的產物。把年發電利用小時定下來之后，國家在一定經營期里面，考慮電廠的還本付息、固定成本的攤消和一定利潤水平后，由這個總成本反推出電價。

　　如果把發電利用小時數降低，一年的發電量就會相應減少，在減少這么多發電量的同時，依然要覆蓋它所有成本，電價就必須要提高。

　　國家就是通過增加或減少發電利用小時的手段來調節電廠電價的。

　　由于用電需求不同，年發電利用小時數也不斷變化，而電價也隨之變化。這就需要國家頻繁地制定每個電廠的年發電利用小時。

　　而現在的模擬運行的目的，就是想利用市場的機制來發現制定電廠的年發電利用小時，并發現合理的電價。

　　稿件來源：中國《新聞周刊》作者張邦松