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現行輸配電價改革與市場化貌合神離
作者 : 系統管理員 時間 : 2017年01月10日 點擊量: 【打印】 【關閉】

  近兩年來,輸配電價改革不斷提速,成為新一輪電改的亮點。針對輸配電價改革的普遍觀點大致有兩個,一是改變電網企業傳統盈利模式;二是理順電價傳遞通道。相對于傳統體制,這兩點確實是重要變化和巨大進步。與此同時,當下仍鮮有針對既定輸配電價政策對電力市場化進程影響的關注?!?號文”提出要進一步研究電網體制改革,實際上現行輸配電價政策可以看作是電網體制改革的開端。那么與此緊密相關的問題是,市場化改革需要輸配電價成為什么樣,發揮什么作用;現行輸配電價政策的性質又是什么,是否契合市場化進程?本文簡要分析這兩方面的問題,并對與輸配電價緊密相關的大用戶電價這一現實政策調整問題做出剖析,以期拋磚引玉。

  1 輸配電價與競爭性電力市場

  輸配電價并非天然地與競爭性電力市場結合在一起,那么電力市場化需要什么樣的輸配電價?直到上世紀80年代,電力行業仍是傳統自然壟斷規制理論未能完全攻克的最后一個領域。70年代末出現、80年代初成型并在90年代初成熟的電力現貨定價理論,奠定了最優輸電定價的理論基礎,并引領了世界范圍內的電力市場自由化改革浪潮。理論與實踐均表明,電網環節的定價改革并不是傳統自然壟斷規制理論的簡單應用,而是與電力市場化改革緊密相關。

  在競爭性市場環境中,電網定價的目標是電網資源有效配置??v觀世界各國成熟電力市場,電網企業在電力市場中可能會承擔各種各樣的服務,除了基本的投資維護,還包括各類系統運營和市場運營(如系統平衡、頻率和電壓穩定、輸電安全、經濟計劃和調度、合同執行等),以及與市場交易緊密相關的服務。各類服務都有相應成本,成本之間既有獨立成本也有共同成本;加之電網典型的高沉沒成本特征,使得電網環節的價格非常復雜。但這背后有清晰的經濟學基礎,即電網價格要引導電網資源的有效使用和有效投資。在競爭性電力市場中,電網的有效使用需要輸電服務按邊際成本定價,同時固定成本回收也要保證電網收支平衡,并能提供有效投資激勵。理論上,不同的定價策略,線性和非線性定價均可實現同一目標,但由于所需條件不同,現實中往往要做一些會損失效率的權衡。

  之所以強調電網服務定價,是因為它是電力價格的組成部分,沒有輸電服務的合理定價自然也不會有準確的最終電價。拋開電能的輸送而談電力商品,往往會產生一些誤解,比如雙邊和集中交易模式之爭。談雙邊交易須同時談發電和輸電權兩種服務的供求關系,在輸電容量確定且無限供給的隱含假設下單純談電力供求曲線,會帶來偏頗的結論。在理想條件下,兩種模式下的競爭力量會產生相同的均衡電價,其差異僅在于因交易成本而導致的價格發現效率不同,從而使兩種模式適用于不同特點(如長、短期)的交易。這里最為關鍵的一點是,電力必須依托電網才能成為現實商品,從這種意義上講,相對于發電,輸電才是分析電力商品的關鍵。

  作為電價組成部分的輸配電價,其改革政策設計會對整個市場化進程產生關鍵性影響,因此,我們對輸配電價改革的期望不應停留在對傳統體制的適應和調整上。電網體制改革政策仍在研究之中,需要我們更加深刻理解當下輸配電價政策對下一步電力市場化改革的可能影響,這恰是能源體制革命的要求。

  2 現行輸配電價政策的性質

  現行輸配電價政策是否與市場化方向相適應?目前來看,似乎很難得到肯定結論,二者之間反而有貌合神離之嫌。

  正在逐步推行的輸配電價仍是基于普通商品規制定價理論的寬泛概念。由于此輪改革尚缺乏清晰的競爭性電力市場藍圖,使所謂的輸配電價成為一種混同多種電網服務的“打包電價”(經濟學意義上的混同均衡,由于能夠分別定價的服務取決于未定的市場機制設計,因此還不宜使用捆綁定價的概念),即將電網企業看作“黑箱”,一頭進去發電量,另一頭出來輸配電量,中間所需的除發電之外的各類系統服務都被包括在了輸配之中。

  當然,這種設計具有現實針對性和一定必然性。傳統體制下從電廠到用戶的價格傳導機制由于缺乏清晰的財務分離而不暢,從而使價格聯動等價格調整面臨障礙。因此,直觀方案便是為電網企業制定獨立電價。這也受到了普遍認可的“過路費”論點的支撐,即電網企業提供過網服務,從而只能收取類似于過路費的“過網費”。另外,此輪改革面臨著宏觀經濟下行壓力和行業供求形勢巨變,獨立輸配電價政策一定程度上被寄予了降電價保增長的期望。

  但現行輸配電價政策及其支撐論點難以回避自身的片面性和局限性。傳統價格傳導機制不暢并不意味著實行財務分離就是解決之道。一方面,無論是計劃體制還是市場體制,基本的財務清晰都是必要條件;另一方面,缺乏縱向結構調整支撐的財務分離,效率往往是最低的。電網服務本身就是決定電力商品價值的關鍵因素之一,電力商品屬性能否還原根本上取決于電網環節的設計,這與“過路費”之間有天壤之別,形象地說“過網”是一個高度復雜且具有高附加值(安全可靠)的服務,而“過路”顯然并非如此。更重要的是,電力行業發展的新動能必須依托體制革命才能實現,短暫緩解難以適應來自能源轉型、經濟發展、環境保護和氣候變化等多方面提出的變革要求。

  我們從縱向和橫向兩個角度來分析輸配電價的“打包定價”特征??偟貋砜?,現行輸配電價政策混同了電網企業作為電網資產所有者、電力系統和電力市場運營者,以及電力交易參與者等三個主要功能。

  首先,縱向上其實主要看電力交易參與者這一功能?,F行輸配電價政策名義規定,只有與輸配電服務直接相關的資產和成本才能計入輸配成本,但這是以傳統縱向組織結構為政策前提,隱含地用“輸配電服務”替換了“輸配售電服務”?,F行輸配電政策在沒有縱向組織結構重組的前提下,采取了基本的財務分離,并隱含地將“輸配售成本”替換為“輸配成本”,并以此為基礎核定輸配電價。盡管售電相對而言屬于輕資產業務,但其與自然壟斷環節的結構性分離對電力市場的意義卻是基礎性和決定性的。實際上,雖然現行輸配電價政策賴以成型的財務分離能夠從傳統的終端電價中分離出獨立輸配電價,但卻無法為確定合理終端電價而將輸配成本和售電成本分離。從這個意義上講,目前執行的財務分離并不徹底,從而導致現行輸配電價政策在基礎定價依據上缺乏充足的穩健性。

  如果市場化改革方向不變,那么網絡環節與售電環節的結構分離必不可免。從這個意義上講,電網企業成立獨立售電公司恰恰是值得肯定的。只是現行輸配電價政策實質上扭曲了實現這種結構分離的路徑。輸配電價本應在電網企業存量資產中進行財務分離,但現行政策卻使電網企業能夠在推高輸配成本的同時,通過成立新售電公司實現增量分離,即選擇對其而言收益最大化的應對策略。換言之,現行輸配電價政策事實上賦予了電網企業應對改革的明顯后發優勢。

  其次,其他兩個功能則可從橫向角度分析。電力交易必須依托電網。作為資產所有者,電網企業投建電網必須獲得回報。然而由于電網投資不可分性及由此導致的高沉沒成本和強規模經濟性,電網服務的邊際定價并不足以回收全部成本,因此補充性定價就成為必要,而且這一定價只能通過政府規制定價實現。這里的邏輯是,補充性價格是政府用來輔助市場機制回收電網固定成本的,但不能扭曲電力市場效率。這種補充性規制定價既可表現為單一線性價格下的加價,也可表現為二部制及菜單,但最終目標是提升市場效率。

  遺憾的是,現行輸配電價政策顯然不是基于電力市場的電網服務定價理念,而是嫁接了普通自然壟斷行業的成本加成理念?,F行輸配電價政策的定價是以傳統體制下電網企業定位為出發點,將系統和市場運營功能包括在了所有者功能之中,完全忽略了體制變化對電網企業功能和定位的可能影響,及由此導致的定價依據的變化?,F行政策本質上并未體現電力行業和電力商品的特殊性。有意思的是,反觀國際經驗,電力市場化浪潮的開始恰恰意味著對傳統規制政策的摒棄,轉而以市場機制或激勵性規制替代。

  實際上,電力系統和電力市場的運營者功能恰恰是電力市場設計的核心內容。簡單而言,輸配電價政策與市場模式緊密相關,比如依據市場模式不同,作為電網使用主要可變成本的網損和阻塞既可以在電能價格中回收,也可以在輸電價格中分攤回收;同時不同市場模式下的系統運營機構的功能邊界也不同,具備不同功能范圍的企業對成本回收的要求自然不同?,F行輸配電價客觀上缺乏市場模式選擇的支撐,實際是在按系統和市場運營功能的最大可能性邊界設計,是一種最大化“打包定價”。在這種特征下,不可能避免地,成本加成規制會激勵企業過度使用高成本策略,而且極容易隱瞞真實成本信息,這既提高了政府規制的難度,也構成了推進電力市場化實質進程的阻礙。

  總之,現行輸配電價政策與電力市場設計遠未有效銜接,很難稱之為電力市場化改革的一部分,最多是在完成自2002年以來應該但一直未完成的基本財務分離。正是因為缺乏組織結構重組、市場模式選擇和機制設計規則的支撐,再加上先天不足的監管體制與監管能力,注定了輸配電價政策從一開始就難以定位于促進電力市場化進程,而只能著眼于如何確定出一個電力價格傳導環節的中間價格,這恰是輸配電價作為“打包定價”特征的基本邏輯。

  3 現行輸配電價政策對市場化的潛在影響

  現行輸配電價政策問題的根源并非來自于價格決策部門,價格決策部門只是既定電力改革思路的執行者之一。根本上,現行輸配電價政策是服務于“9號文”確定的簡單利益再調整的改革思路,根本問題還出在改革方向和改革路徑的選擇上。因此,輸配電價政策的缺陷反映的是整個電改的問題。由于缺乏系統性設計和對各主要改革政策的綜合權衡、協調,輸配電價、市場交易、交易機構、售電側等改革實際上都是在各自為戰,其結果是隨著時間推移,各項改革均暴露出越來越多需要系統推進才能解決的問題,在某些領域,“退”和“進”甚至又重新成為討論的焦點,這不能不引起重視。

  對輸配電價政策而言,除肯定其在電網環節財務監審方面的進步外,更應該重視定價政策效果發揮所面臨的困難,以及對電力市場化進程的各類潛在影響,主要從三個方面考慮。

  第一,保持傳統電網投資激勵,政策推進面臨較大難度?,F行輸配電價政策在成本監審中主要針對非相關業務成本的剔除,卻無法有效控制對相關業務的投資激勵,盡管也引入了一定的激勵性設計,但這些局部的邊際改進不足以構成實質影響,從而改變成本加成的性質。比如,企業內部的成本轉移,如日常運營成本向工程成本轉移等,很難被有效監測和控制,特別是很多成本轉移是間接性而非直接性時,問題尤甚,而這些應對策略會抵消有限的激勵性設計的作用,甚至還會出現過度轉移。換言之,可以剔除不相關成本但無法控制相關成本,是現行成本加成規制政策的尷尬。與之對應的激勵性監管無疑是真正約束電網經營激勵的正確選擇,但在短期內,這涉及到深層次的國資國企體制改革,尚難協調。因此結果很可能是,現行輸配電價政策將很難有效控制輸配成本增加和輸配電價升高的趨勢,而這可能導致政策本身的擱淺。

  第二,縮小競爭性市場設計的可選集合,制約改革路徑選擇。由于獨立輸配電價政策進展相對較快,接下來的電力市場交易模式的選擇必須要以此為前提確定可行方案。但路徑鎖定下的市場模式是否最優卻是疑問,而且一些可能方案也會因路徑鎖定而降低可行性。比如,由于現行輸配電價政策是一種全成本分攤,即“打包定價”,并未區分可變成本和固定成本,這天然地與基于節點邊際定價的市場模式存在沖突。因為在節點邊際定價市場中,系統運營的主要成本項會全部或部分地體現在節點電價中。除非允許用戶承擔雙重負擔,否則兩種設計無法共存。此外,粗略地講,目前特征的輸配電價是適于并依托雙邊交易的市場模式,然而該模式又依賴于其物理運營基礎從集中調度向自調度的轉變。但這種變化的可能性和可行性都值得深究,至少是不確定性和風險太大。所以,現行輸配電價政策與市場化改革路徑,甚至與傳統的電力系統特征很難互洽。

  第三,適應經濟形勢變化需要,維持電力整體利益格局。不可否認,此輪改革方案受國民經濟和電力行業形勢變化的影響巨大,在這種背景下,輸配電價政策的一個重要出發點是服務于整個國民經濟降成本的宏觀政策目標。而傳統體制下,阻礙電價傳導的突出問題是沒有獨立的輸配電價。上述背景與問題的結合,客觀上使輸配電價政策構成一種利益交換:一方面,在現有規制體制和規制能力下,電網企業的核心利益難以被實質觸及,因此,形成一個“獨立”的輸配電價進而理順傳統體制下的電價傳遞通道,似乎是一個具有“帕累托改進”性質的方案;另一方面,從某種意義上講,現行輸配電價政策是在為電網的傳統投資模式提供一種“保險”,以剔除非相關成本來保全其核心利益和傳統的經營激勵。但問題在于,長期的利益格局調整難題將隨宏觀經濟和電力行業形勢變化而更加凸顯。

  當然,現行輸配電價政策的特征也是與現有電力監管體制相適應的,單純依靠電價主管部門很難從電力市場化角度來認識和推進輸配電價改革。也正是從這個意義上講,綜合性、專業性的監管機構對推進輸配電價改革不可缺少,或許未來大能源部的設立以及電力市場改革委員會能夠從組織機構設置上給予電力體制改革以更大推力和實質支持。

  4 不能不談基本電費

  談輸配電價還不能不談大用戶電價改革。為什么要把一個中間電價和一個終端電價放在一起談?原因有二:一來現行輸配電價政策的定價依據已與大用戶二部制電價中的基本電費的定價依據出現沖突;二來這是“降電價”的客觀要求,尤其是通過改革不合理定價政策來降低電價,更應該大力支持。根據政策,基本電費既可以按容量確定,又可以按最大需量確定,這實際上反映出最初政策出臺時的糾結考慮:既要回收成本、引導投資,又要促進有效利用。將這兩個功能放在一起用同一種價格回收,是否合理?

  首先來看成本回收?;倦娰M涉及的是接入設施的成本回收,類似于一種“淺度輸配成本”中的接入部分,據此形成的價格構成了接入共用網絡的接入費。在現行輸配電價政策下,接入部分如果由電網投資,那么會被計入專項服務成本,從而核入輸配電價;而如果由用戶投資并交由電網運營,除非電網投入在接入設施的運維成本未被計算電網成本,否則讓基本電費再承擔所謂成本回收就缺乏依據。當然,大用戶接入往往需要共用網絡進行配套升級改造,不過這部分投資會進入電網共用網絡服務成本。因此,輸配電價政策的出臺實際上已經消除了基本電費在成本回收方面的依據。

  其次來看引導有效使用,這本質上涉及到系統服務定價。系統服務不是僅由接入設施提供,而是由系統中所有資源共同提供。調度依靠電網資產提供這種系統服務,保證用戶時刻享受到可靠發供電服務,由此產生的成本包括在輸配成本里,這恰是“打包定價”的基本特征。反之,如果允許電網企業在收取輸配電價的同時,還能因提供“額外”服務而收益,那么可以判定,現行輸配電價政策本身出了問題。在輸配電價改革之后,用電行為將受發電價格和輸配電價引導。此時再以引導用戶合理用電作為依據,執行額外的基本電費政策,顯然難以令人信服。

  因此,在現行輸配電價政策不斷推廣條件下,大用戶繼續繳納基本電費,實際上是在承擔一種“第二輸配電價”,這構成了現實的額外負擔。所以,大用戶對改革基本電費的訴求也是合理的。

  可以看出,在現行輸配電價政策下,取消基本電費具有充分依據。不過,《省級電網輸配電價定價辦法(試行)》(征求意見稿)仍提出:“目錄銷售電價中執行兩部制電價的用戶應當執行兩部制輸配電價”,這實際上是在維持大用戶二部制電價,或者說,仍是將基本電費作為二部制輸配電價的固定電價部分(此處值得玩味,但不展開)。這一規定顯然是不合理的。

  不過,對這一規定仍有許多支持觀點。有觀點認為,維持大用戶二部制電價是為了 “公平”。此類觀點認為,取消基本電費對電網企業不公平,因為不管用戶是否使用,設備和電網都在提供服務。分析至此,不妨先剖析一下二部制定價。這一觀點看似合理,因為其肯定了二部制這一“形式”的必要性,但卻以此回避了定價依據及由此決定的定價水平是否合理的核心問題。實際上,極少有二部制是為了促進公平,如果存在公平的效果,那只可能存在兩種情況:其一是以促進效率為前提;其二是政府刻意為之,此時往往伴隨效率的極大損失。二部制定價的基本原則是固定成本回收不能扭曲整體定價效率。具體到大用戶電價來說,基本電費的收取不能影響用戶基于電能價格和輸配電價而做出的用電決策。但現實情況卻表明,現行基本電費已經在扭曲用電決策。

  總之,如果現行輸配電價要繼續推廣,那么基本電費就應該取消。不過,考慮到取消基本電費必然面臨種種阻力,或許一些折中方案會更具可行性,好在可選的方案還有若干。一種可行辦法是仍保留基本電費,但要基于容量定價的考慮,測算相關接入設施初始投資及全生命周期內的維護投資,同時將電網自建與用戶投建之間實施對標??梢灶A見,以此核算的水平必然會比現有價格大幅下降。當然,即使如此也仍會存在大用戶之間的交叉補貼,但就整體降低的基本電費而言,這對所有大用戶都是有利的。

  引入二部制菜單電價也不失為一種可行方式。設計合理的菜單,不但能提升定價效率(二級差別定價),而且能消除單一二部制下的交易壁壘,這恰恰能應對很多大用戶的現實困境。那種天然地認為菜單制就是執行高容量電價加低電量電價與低容量電價加高電量電價的組合的觀點,過于片面而且比較基準也不對,這只能表明菜單設計不合理。

  三部制同樣有可能??紤]到大用戶負荷對系統影響較大,在降低基本電費水平的條件下,還可加入引導有效利用的定價部分,從而使定價結構變為:(低)容量電價、最大需量電價和電量電價。最大需量定價的著眼點不是接入設施的使用,而是對整個系統的貢獻或影響;重點也不在技術意義的同時率,而是在不同系統狀態下的貢獻差異,其實就是半個多世紀前由經濟學家提出的“Coincident Peak Demand Charge”,即分時最大需量定價。

  總之,針對大用戶二部制電價的可行改革,要著眼于定價結構和定價水平上,而不是既有政策的修修補補,只要方向是對的,進度快慢可以根據現實條件靈活調整,但切忌以計劃思維去理解價格。

  最后,筆者想表達的是,為了不忘電改初心,需要我們以市場化為標尺,以還原電力商品屬性為基準,去理解每一項改革政策。唯此,電改各方才能最大限度地達成共識,而不會落于各自為戰,彼此掣肘的“囚徒困境”局面。

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