對于電力市場改革產(chǎn)生的經(jīng)濟效益，目前使用較多而且有定量結(jié)果的表述是“釋放改革紅利”，比如，北京電力交易中心發(fā)布 2020年度電力市場交易信息，稱“減少客戶用電成本550億元，持續(xù)釋放改革紅利”；2020年廣州電力交易中心范圍內(nèi)五省區(qū)市場化交易電量5035億千瓦時，度電價格平均降幅7.2分/千瓦時，釋放改革紅利365億元。電力市場“改革紅利”的內(nèi)涵是什么？目前的計算方法是否合理？計算方法對電力市場深化改革有什么作用？正確分析和回答這些問題，不僅能夠科學(xué)評價當前的電力市場改革，而且有利于促進電力市場深化改革。
目前電力市場改革紅利計算的合理性分析
目前電力市場改革紅利的定義及其計算方法
改革紅利可以認為是改革產(chǎn)生效益的通俗說法。改革的實質(zhì)是制度變遷或制度創(chuàng)新，改革紅利是指由制度變遷或制度創(chuàng)新所帶來的收益。如果制度變遷的預(yù)期收益大于預(yù)期成本，就存在以制度變遷實現(xiàn)帕累托改進的可能，新制度的出現(xiàn)就會將潛在的收益轉(zhuǎn)化為現(xiàn)實的收益，從而形成了改革紅利。改革之所以能夠產(chǎn)生紅利，是因為在勞動力、資本、自然資源、技術(shù)創(chuàng)新和制度安排等影響經(jīng)濟發(fā)展的要素中，制度安排處于最為重要的位置，改革通過制度變遷改變要素配置并提高配置效率。正是在這個意義上，李克強總理指出“改革開放是我國發(fā)展的最大紅利”。
電力市場改革的核心是電能生產(chǎn)經(jīng)營從計劃到市場的制度變遷，其改革紅利顯然也適用以上定義。不過，在具體計算電力市場改革紅利時，根據(jù)目前政府部門和電力企業(yè)的說法，都采用了以降電價和降電費作為依據(jù)的計算方法，即電力市場改革紅利=電力市場交易中降低的電費總額=各種市場交易品種成交電量*對應(yīng)的電價降低之和。由于改革紅利主要強調(diào)通過改革獲得效益這種理念，并沒有明確具體的計算方法，同時，這種解釋及其計算方法很好地適應(yīng)了當前國家供給側(cè)改革中“三去一降一補”（即去產(chǎn)能、去庫存、去杠桿、降成本、補短板）的需要，因此，這種改革紅利的說法很容易被理解和接受。
五號和九號文件對電力市場改革經(jīng)濟效益的表述
總體上看，國家關(guān)于電力體制改革的五號文件和九號文件都沒有對電力體制（市場）改革紅利做出直接或間接的定義。五號文件在電力體制改革的指導(dǎo)思想中強調(diào)“充分發(fā)揮市場配置資源的基礎(chǔ)性作用”，在改革的總體目標要求“打破壟斷，引入競爭，提高效率，降低成本，健全電價機制，優(yōu)化資源配置”。九號文件在分析電力行業(yè)發(fā)展還面臨一些亟需通過改革解決的問題時指出：一是交易機制缺失，資源利用效率不高；市場配置資源的決定性作用難以發(fā)揮；節(jié)能高效環(huán)保機組不能充分利用，棄水、棄風(fēng)、棄光現(xiàn)象時有發(fā)生。二是價格關(guān)系沒有理順，市場化定價機制尚未完全形成；電價調(diào)整往往滯后于成本變化，難以及時并合理反映用電成本、市場供求狀況、資源稀缺程度和環(huán)境保護支出。深化電力體制改革的指導(dǎo)思想和總體目標中指出：形成主要由市場決定能源價格的機制，努力降低電力成本、理順價格形成機制，提高能源利用效率。在基本原則中要求：堅持市場化改革。形成適應(yīng)市場要求的電價機制，激發(fā)企業(yè)內(nèi)在活力，使市場在資源配置中起決定性作用。值得注意的是，五號文件和九號文件都提出了降低成本的要求，但是，并沒有明確是降低用戶用電成本或降電價還是降低發(fā)電成本或生產(chǎn)成本；考慮到兩個文件都特別強調(diào)優(yōu)化資源配置，因此，我認為，五號文件和九號文件提出的降低成本目標是以市場競爭優(yōu)化資源配置為基礎(chǔ)的，而不是簡單的降低市場交易電價或用戶用電成本。也就是說，目前電力市場改革紅利的概念符合五號文件和九號文件的有關(guān)內(nèi)容規(guī)定，但是，改革紅利的計算辦法卻不一定符合兩個文件的內(nèi)容。
為什么降電價不能簡單地認為是改革紅利？
改革紅利的核心是資源優(yōu)化配置效益。對于電力市場資源優(yōu)化配置效益，我在本系列文章的第一篇《電力市場資源優(yōu)化配置的機理、特點與形式》（見本刊2020年第7期）中就有理論分析，下面以簡化的發(fā)電權(quán)或合同交易市場為例做進一步說明。以“以大代小”的火電機組發(fā)電權(quán)或合同交易為例，假設(shè)某省煤電上網(wǎng)基準價為0.37元/千瓦時，小型火電機組的發(fā)電成本為0.32元/千瓦時，發(fā)電權(quán)或電量合同為10億千瓦時；大型火電機組的發(fā)電成本為0.26元/千瓦時，發(fā)電權(quán)或電量合同為20億千瓦時；假設(shè)大型火電機組出力沒有限制，只要價格大于0.05元/千瓦時（0.37－0.32=0.05元/千瓦時）同時小于0.11元/千瓦時（0.37－0.26=0.11元/千瓦時），發(fā)電權(quán)或電量合同交易就能發(fā)生?，F(xiàn)在假設(shè)大型火電機組以0.08元/千瓦時的價格購買小型發(fā)電機組的2億千瓦時的發(fā)電權(quán)或發(fā)電合同，替代其發(fā)電2億千瓦時。如表1所示，結(jié)果在總發(fā)電量不變的情況下，由于高效率機組對低效率機組的替代，使兩臺機組總發(fā)電成本降低0.12億元，大小機組通過發(fā)電權(quán)交易或合同交易分別分享0.06億元，這就是資源配置效益。資源配置的核心是各種形式的要素替代，通過要素替代，在保證其它主體利益不變的情況下，至少有一個市場主體獲得了凈收益，這就是帕累托優(yōu)化。
分析目前有關(guān)電力市場改革紅利的表述，以降低電價為依據(jù)計算改革紅利首先在方法上不對，沒有體現(xiàn)資源配置效益；其次，在電力市場交易價格根據(jù)政府要求只能低于上網(wǎng)基準價和目錄銷售電價的情況下，根據(jù)降電價程度計算的改革紅利按照資源配置效益原理可能不正確，甚至完全不對。如果降電價是基于資源配置效益基礎(chǔ)上的，可以簡單理解為降電價后發(fā)電企業(yè)的收益不變，那么降電價可能是提高資源配置效益的結(jié)果。如果降電價后發(fā)電企業(yè)收益降低，那么，降電價只是發(fā)電企業(yè)讓利的結(jié)果，讓利部分不能作為資源配置效益。極端情況下，如果降電價后發(fā)電企業(yè)的收入按降低的電費等量減少，那么，以降電價計算的改革紅利實際上不存在，完全是發(fā)電企業(yè)讓利的結(jié)果。不能把發(fā)電企業(yè)降價讓利作為改革紅利，因為用戶用電成本降低等于發(fā)電企業(yè)收入減少，整體上看沒有產(chǎn)生凈效益。
發(fā)電企業(yè)讓利的合理性分析
如果發(fā)電企業(yè)收益率高于社會平均報酬率，由于電力市場中發(fā)電企業(yè)市場占有率較高，即使在電力市場條件下，政府也應(yīng)該通過收益率管制或價格管制等措施對發(fā)電企業(yè)的收益率進行限制。但是，實際上，發(fā)電企業(yè)近年來收益率并不高，五大發(fā)電集團公司主營業(yè)務(wù)特別是燃煤火電業(yè)務(wù)連年微利或虧損。《中國電力行業(yè)年度發(fā)展報告2020》的數(shù)據(jù)顯示，2019年華能集團、大唐集團、國電投集團公司火電業(yè)務(wù)和煤電業(yè)務(wù)分別虧損83、91，18、27，33、20億元；華電集團、國能集團2019年火電業(yè)務(wù)和煤電業(yè)務(wù)分別獲得107、107和20、14億元的微利。五大發(fā)電集團多種業(yè)務(wù)合并后凈利潤除國能集團外都比較低，凈資產(chǎn)收益率除國能集團外都低于4.0%。因此，發(fā)電企業(yè)實際上沒有降低電價的經(jīng)濟基礎(chǔ)，作為國有企業(yè)，在電力市場中不得不按政府要求按價差報價。根據(jù)這種分析，以發(fā)電企業(yè)降價為前提的電力市場改革紅利其實是不合理的。進一步分析，目前電力市場改革紅利的計算也反映了一種認識或政策缺陷，似乎中央企業(yè)在電力市場改革中的經(jīng)濟損失可以不考慮。如果是這種情況，發(fā)電企業(yè)參與電力市場的激勵約束機制沒有建立，發(fā)電企業(yè)把市場競爭中產(chǎn)生的降價損失按照政策性虧損的方式傳遞到集團公司，集團公司再通過預(yù)算考核方式傳遞給國家，結(jié)果所謂的電力市場改革紅利本質(zhì)上來源于國家國有資產(chǎn)收入。
電力市場改革紅利的正確計算方法及其示例
電力市場改革紅利的正確計算方法
根據(jù)上面的分析，電價變化至少不能作為直接計算電力市場改革紅利的依據(jù)。理論上，改革紅利來源于制度變遷所形成的要素配置變化產(chǎn)生的經(jīng)濟效益，必須從配置變化或者要素替代入手研究改革紅利的形成機理和計算方法。電力市場改革包括體制改革和市場交易兩個主要方面。體制改革涉及比較籠統(tǒng)的資源配置變化，其紅利等于體制變化的收益與成本的差。國外一般使用成本收益分析(Cost-Benefit Analysis，簡稱CBA)方法具體是凈收益或“收益／成本率”指標計算體制改革的效益和價值。如2019年新西蘭電力局（New Zealand Electricity Authority）對擬實施的新輸電定價方法(Transmission Pricing Methodology，簡稱TPM)運用CBA方法進行了兩次評估。CBA以現(xiàn)有政策為基準線，估算了新TPM方案所產(chǎn)生的6項成本和6項收益變化的中值及變化范圍，并計算了相應(yīng)的凈收益值，如表2所示，表中數(shù)據(jù)為各種估值的中位數(shù)，括號內(nèi)數(shù)據(jù)為估值的最小與最大值。結(jié)果表明，不管主觀要素還是客觀要素，也不管不同主體采用不同方法對不同成本要素和收益要素的估值存在多大差異，新的TPM方案是可行的。實際上，比評估結(jié)果更重要的是，CBA加深了政府對政策的全面把握，有利于政策批準后的有效執(zhí)行。目前我國缺乏對電力體制改革的紅利的定量分析，這是我國電力體制改革進展并不順利的方法論原因。
對于電力市場交易的改革紅利計算，可以按照微觀經(jīng)濟學(xué)原理，針對具體的電力交易品種所體現(xiàn)的資源配置機理變化分別計算。國外電力市場改革的CBA分析中把市場交易的改革紅利作為收益項目進行計算，基本的方法是以特定市場供求平衡場景下市場交易結(jié)果為基礎(chǔ)計算改革后要素變化所形成的市場主體或交易品種的凈收益。要素變化的核心是要素替代。與其說電力市場比其它商品市場復(fù)雜和特殊，不如說電力市場中要素替代的種類和形式更加多種多樣。有電量替代，也有容量替代；有空間替代，也有時間替代；有發(fā)電替代，也有用戶替代。一個市場或一個交易品種可能同時發(fā)生幾種替代，如現(xiàn)貨市場中幾乎存在以上所有的替代。同時發(fā)生的替代越多，電力市場改革紅利也越大。計劃經(jīng)濟體制下由于信息劣勢等原因，政府計劃管理難以發(fā)現(xiàn)和實現(xiàn)這種替代。電力市場為市場主體提供了替代的平臺，讓市場主體實現(xiàn)自由和充分的替代，并以市場競爭的方式分享替代所產(chǎn)生的收益。可以認為，替代是電力市場改革紅利的唯一來源；沒有替代，就沒有改革紅利；限制替代，就是阻礙電力市場改革。經(jīng)濟學(xué)意義上的紅利計算與會計學(xué)中凈利潤計算有所不同，要計算機會收入和機會成本。基于替代的電力市場改革紅利的計算方法原理上很簡單，等于替代后新的資源組合狀態(tài)的收益減替代前的資源組合狀態(tài)的收益，但具體的計算方法要根據(jù)交易品種及典型場景確定。下面，以三種典型交易品種為例，說明電力市場交易的改革紅利的計算方法。
跨區(qū)跨省交易的改革紅利計算方法
目前我國存在較大規(guī)模的跨省跨區(qū)電力市場，如根據(jù)廣州電力交易中心發(fā)布的《2020年度南方區(qū)域跨區(qū)跨省電力市場運營報告》，南方電網(wǎng)范圍內(nèi)2020年西電東送電量2305億千瓦時，其中跨區(qū)跨省市場化交易電量351億千瓦時，占西電東送電量比例15.2%，釋放改革紅利19.2億元。根據(jù)上面的表述估計，目前我國跨區(qū)跨省電力交易的改革紅利也是根據(jù)降價程度計算的。
年度長協(xié)交易的改革紅利計算方法及分析
目前我國各省年度長協(xié)電量交易比例較大。假設(shè)年度長協(xié)交易電量為Q，目前各省年度長協(xié)電量交易既要降價交易，還要按裝機容量比例交易，如江蘇2021年電力市場交易方案規(guī)定“燃煤機組全年市場交易電量上限暫按3500小時安排，其中年度雙邊協(xié)商及掛牌交易電量不超過2700小時”。如果年度長協(xié)電量交易平均電價降低，按照目前的計算方法，改革紅利為按市場主體累計的成交電量×成交價差。由于目前發(fā)電企業(yè)基于市場競爭的激勵約束機制基本上沒有建立，同時由于成交電量上限規(guī)定，不同發(fā)電成本的發(fā)電企業(yè)之間實際發(fā)生的替代電量很少，因此，按照成本收益方法或資源配置原理計算年度長協(xié)交易的改革紅利，改革紅利=用戶用電成本的減少－發(fā)電企業(yè)的讓利=0。
現(xiàn)貨市場的改革紅利計算方法及分析
現(xiàn)貨市場的改革紅利主要來源于正常供求平衡狀態(tài)下基于現(xiàn)貨市場價格變化和差價合同的電量替代，市場供給過剩狀態(tài)下發(fā)電替代和市場緊張情況下的用戶替代。電量替代改革紅利的形成機理與上面發(fā)電權(quán)或合同交易的改革紅利形成機理相同，計算方法也相同。根據(jù)落基山研究所（Rocky Mountain Institute)林若思達的測算，現(xiàn)貨市場交易可以為我國北方某省每年節(jié)省系統(tǒng)運行成本6.27億元，占該省電力系統(tǒng)成本的3.6%，這個成本應(yīng)該就是電量替代節(jié)約的成本。后面兩種替代改革紅利的形成機理我在本系列論文的《電力現(xiàn)貨市場價格上下限的經(jīng)濟學(xué)依據(jù)》（見本刊2020年第8期）一文中做過模型分析，下面補充說明其計算方法。在夜間極端低谷負荷情境下，燃煤火電機組面臨停機狀態(tài)，火電機組需要在兩方案之間做出選擇：第一種是暫時停機，但第二天啟動需要支付較大的溫態(tài)啟動成本；第二種是報負電價請用戶用電，不停機，雖然在發(fā)電情況下增加了電費支出，但是可節(jié)約第二天的啟動費用。所有的燃煤發(fā)電機組都面臨同樣的問題并且會進行相同的決策。結(jié)果都會報出負電價，啟動成本越大的電廠報出的負電價越低，以不超過啟動成本為限。調(diào)度機構(gòu)按負電價從小到大排序調(diào)度，最小的負電價或最大啟動成本的機組會優(yōu)先調(diào)度，直到系統(tǒng)供求平衡，其它電廠停機，直到系統(tǒng)出力滿足最小負荷。這種發(fā)電替代包括極端供給過剩的情況下高啟動成本發(fā)電機組停機與運行兩種狀態(tài)的替代，對低啟動成本發(fā)電機組的替代，用戶使用電能的替代三個方面。改革紅利=（高啟動成本發(fā)電機組啟動成本－運行狀態(tài)下負電價的電費支出（充分競爭時為零）+（高啟動成本發(fā)電機組的啟動成本－等容量下沒有調(diào)用的次高啟動成本的發(fā)電機組的啟動成本）+（用戶從發(fā)電企業(yè)獲得的電費+相同電量下用戶正常用電應(yīng)該支付的電費）。
極端缺電情況下的現(xiàn)貨市場改革紅利來自于用戶替代。當供電緊張時，用戶面臨停電和申報高電價保證用電兩種選擇。用戶申報的高電價取決于用戶單位電量的經(jīng)濟增加值。單位電量增加值越大，現(xiàn)貨市場中用戶申報的電價也越大，以不超過單位電量增加值為限。調(diào)度機構(gòu)按用戶申報電價大小排序調(diào)度，最大報價用戶優(yōu)先用電，直到系統(tǒng)供求平衡，其它用戶停電。這種用戶替代包括了極端情況下高單位電量增加值用戶的停電與用電的替代，高單位電量增加值用戶對低單位電量增加值用戶的用電替代和響應(yīng)速度快的發(fā)電機組對響應(yīng)速度慢的發(fā)電機組的替代。相應(yīng)的改革紅利=高單位電量增加值用戶單位電量增加值與實際報價的差（充分競爭時為零）+（供電用戶的單位電量經(jīng)濟增加值－等容量的次高單位電量經(jīng)濟增加值的停電用戶的單位電量增加值）+（響應(yīng)速度快的發(fā)電機組高電價收入－等容量的響應(yīng)速度次快的發(fā)電機組的次高電價收入）。因此，電力現(xiàn)貨市場的改革紅利來源于許多方面，通過較大的價格變化也具有較大的價值，這就是國外電力市場改革以現(xiàn)貨市場為終極目標的根本原因。
改革紅利計算方法對我國電力市場深化改革的啟示
以促進要素替代為核心，優(yōu)化交易品種和交易規(guī)則
目前我國各省電力市場交易方案中提出了很多交易品種，有些交易方式設(shè)計相當復(fù)雜，但是，卻對交易中的要素替代考慮不充分，結(jié)果是市場很熱鬧，但真正的改革紅利卻不大；即使有交易電價降低，也只是利益轉(zhuǎn)移，不能作為改革紅利。甚至不能認為是電力市場改革的效果，只能認為是用市場的形式完成了管制的任務(wù)。比如各省都開展的增量電量交易，對于適用的用戶企業(yè)，由于用電成本占生產(chǎn)經(jīng)營的成本的比例本來就小，降低的電價對增量項目或電量其實并不形成決定性影響，因此，增量電量交易更多地表現(xiàn)為優(yōu)惠電價，不會產(chǎn)生項目或用電量增加的替代，也就不會產(chǎn)生新增電量×（銷售電價-單位電量可變成本）的改革紅利（假設(shè)發(fā)電和電網(wǎng)成本都是沉沒成本）。對于年度長協(xié)交易電量，目前的交易規(guī)則中有按發(fā)電企業(yè)機組容量規(guī)定的成交電量規(guī)模限制，這種規(guī)定限制了不同發(fā)電成本機組之間的電量替代。如果交易規(guī)則中放開發(fā)電機組的成交電量限制，讓低成本機組充分替代高成本機組，就可以產(chǎn)生按交易主體累積的替代交易電量×（被替代的單位電量成本-相應(yīng)較低的單位電量成本）的改革紅利。
對電力體制改革進行成本收益分析
我國電力體制改革有近20年，究竟付出了什么代價，取得了什么效益和效果，有多大的凈效益？不能以目前根據(jù)降價結(jié)果計算的改革紅利作為凈效益，而應(yīng)該運用成本收益分析方法進行評估，在收益和成本計算中充分考慮資源配置或替代因素，形成一個明確和客觀的結(jié)論。對于許多專項體制改革，如增量配電改革，輸配電價改革，交易機構(gòu)改革，優(yōu)先發(fā)電與優(yōu)先用電制度等，借鑒國外經(jīng)驗，不管是事中、還是事后或者事前，也需要運用成本收益分析方法進行評估。只有評估了，我們才可能更好地把握體制改革的實質(zhì)，更好地發(fā)掘新體制或政策的價值，更好地運行新體制和執(zhí)行新政策。比如增量配電改革，這種新體制的收益體現(xiàn)在哪里？促進了什么生產(chǎn)要素的替代？是向高效率方向的替代還是向低效率方向的替代？這些基本問題都沒有明確和一致的結(jié)論，所以，這種體制改革明顯是為了“改革”而“改革”，只支付成本，不產(chǎn)生收益。國家要出臺相關(guān)制度，在中央和省兩個層面上，建立電力市場改革決策與執(zhí)行的成本收益分析與報告制度。
強化發(fā)電企業(yè)的市場主體地位
從目前電力市場改革紅利的計算中不難看出，發(fā)電企業(yè)作為市場主體的利益幾乎完全被忽視了，在電力市場中是一個被動的價格、產(chǎn)量接受者，不具備市場主體地位。在計劃經(jīng)濟體制下，這是合理的安排。但是，在市場經(jīng)濟體制中，如果仍然維持這種制度，沒有為發(fā)電企業(yè)建立適用于市場經(jīng)濟的激勵約束機制，可以設(shè)想這樣的電力市場只是一個用戶單邊競爭的、存在根本制度缺陷的市場。因此，電力體制改革方案設(shè)計中要維護發(fā)電企業(yè)作為市場主體的利益和地位，把發(fā)電企業(yè)降價損失計入改革成本中，明確發(fā)電企業(yè)的合理收益標準，并在此基礎(chǔ)上建立發(fā)電企業(yè)在電力市場下的激勵約束機制和監(jiān)管制度，國務(wù)院國資委要制定基于市場競爭的中央發(fā)電企業(yè)經(jīng)營業(yè)績考核管理辦法，并要求中央企業(yè)相應(yīng)制定所屬發(fā)電企業(yè)的經(jīng)營業(yè)績考核辦法，允許發(fā)電企業(yè)在利益最大化目標下的合理經(jīng)營行為，包括基于價格信號的投資行為，激勵和約束發(fā)電企業(yè)降低生產(chǎn)經(jīng)營成本。同時，國務(wù)院國資委要明確發(fā)電企業(yè)擱淺成本的處置辦法，解決不同企業(yè)參與市場競爭的起點公平性問題。按省把不同起點的發(fā)電企業(yè)整合到一家中央發(fā)電企業(yè)等于損害了電力市場改革的基礎(chǔ)，應(yīng)該維持現(xiàn)有的產(chǎn)權(quán)格局，但是，在政策上明確不同發(fā)電企業(yè)的市場競爭起點，在中央企業(yè)內(nèi)部通過經(jīng)營管理辦法，如確定不同的業(yè)績目標消除不同發(fā)電企業(yè)的市場競爭起點差異。同時，國務(wù)院國資委也在政策上明確不同中央發(fā)電企業(yè)的市場競爭起點差異。
減少政府干預(yù)和重建電力監(jiān)管體制
目前較窄范圍的價格上下限設(shè)置容易達成政府控制價格的目標，但是犧牲了改革紅利。擴大價格上下限范圍有利于獲得更大的改革紅利，但是增加了政府控制價格目標的難度。正是在這個意義上，產(chǎn)生了對高度專業(yè)化和職業(yè)化的監(jiān)管機構(gòu)和人員的客觀需要。西方發(fā)達國家反對政府干預(yù)經(jīng)濟，也成立了代表政府職能的電力（能源）監(jiān)管機構(gòu)，不僅說明電力市場監(jiān)管十分必要，而且也間接說明電力市場監(jiān)管的困難和復(fù)雜程度。因此，重建專業(yè)化、職業(yè)化的能源（電力）監(jiān)管體制機制是深化電力體制改革的重要內(nèi)容。
(本文得到教育部人文社科重點研究基地重大項目“競爭政策在電力產(chǎn)業(yè)的適用性與難點問題研究”（18JJD79001）資助)
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2021年04期，作者供職于東北財經(jīng)大學(xué)產(chǎn)業(yè)組織與企業(yè)組織研究中心，長沙理工大學(xué)電價研究中心
