通过行政手段形成“一企主一省”的煤电垄断业态，将市场竞争内化为企业内部的统筹管理，有“回到计划经济的老路”之嫌
中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发9号文)发布已逾五载，中国电力市场化改革正进入深水区。2019年全国市场化交易电量约2.8万亿千瓦时，占全社会用电量比例超过三分之一，绝大多数通过中长期交易完成。2020年以来，八个电力现货试点纷纷鸣锣，目前正在实践连续试运行与试结算。尽管试点建设中暴露出各种问题，但大多正在妥善解决，市场化改革筚路蓝缕、蹒跚向前。但近日国资委出台《中央企业煤电资源区域整合试点方案》(下称《方案》)，提出整合煤电资源，在西北电网的甘肃、陕西、新疆、青海、宁夏五省区形成“一家央企一个省区”的格局，明显偏离了电力市场化改革的大方向。
“一企主一省”并非良药
在国资委下发的《方案》中，将西北五省份列为煤电区域重组的第一批试点，以华能主甘肃、大唐主陕西、华电主新疆、国电投主青海、国能投主宁夏，开展煤电厂的发电资源整合。其目的在于：通过发电企业间的横向整合，减少同质化竞争，淘汰落后煤电产能，提高设备利用小时数，减少亏损，降低煤电企业资产负债率。
可以看出，国资委此举将西北火电企业亏损的症结归于“同质化竞争”，力图抑制竞争，营造更好的发电企业经营环境，所开出的药方是分省“整合割据”，实现火电企业的省域垄断。尽管有发电集团人士辩解称西北各省的火电市场份额并不大，整合并未形成绝对垄断，但事实上单寡头之势已成。这种期望以垄断来提升发电企业经营效益的做法，未必是一剂良药!反而可能扰乱市场秩序!
目前，中国火电企业多经营困难，这是多因素造成的，其核心在于供需关系的变化与价格信号的缺失。首先，近年来中国全社会用电量增速放缓，需求不旺，而在能源转型的大背景下，按国家政策享有优先发电权的新能源发展迅猛，在一定程度上“吃”掉了火电的发电份额，供需双向夹击，让火电雪上加霜。
然而，这种供需形势的深刻变化并未即时传递到火电企业的规划建设上。在计划模式下，火电设备在被批复建设之后即可获得平均的发电份额，享受可预期的当地标杆上网电价，量、价均有保障。但2015年电力市场化改革之后，计划的“粮票”被逐渐取消，量价都需要通过市场竞争获取。由于缺乏对市场大环境的清醒认识，又缺失市场竞争力，使得部分火电厂在竞争中逐渐掉队。
火电企业目前的艰难局面早有先兆，2013年至2015年全国火电利用小时数由4850小时跌至4200小时，跌幅超过10%，表明全国范围的火电产能已呈现过剩趋势。然而在未来需求增长预期悲观的前景下，火电的新增投资并未减速，年新增装机容量由2013年的41.8GW增至2015年的66.8GW，为十年内新增火电装机容量的顶峰。这些新投资的火电设施，成为目前“压垮骆驼的最后一根稻草”。
2015年电力市场化改革后，供需形势的变化逐渐反映在下降的价格信号上，让发电侧的投资冲动得到了有效抑制。山西、甘肃、青海等省份连续几年投资“刹车”，2018年、2019年全国新增火电装机容量再次回落到约40GW，在一定程度上缓解了存量火电机组的生存压力，市场调节“无形的手”正缓慢发挥作用。
因此，在目前电力市场化改革深化的节骨眼上，实施火电企业的横向整合政策，将对来之不易的市场调节成果产生冲击。发电企业经过横向整合，形成“一企主一省”的模式，虽然能在短期内实现国企竞争力的“账面提升”，但偏离了“积极构建有效竞争的市场结构和市场体系”这一新时代能源发展战略，弊大于利。一方面，通过行政手段为火电企业营造垄断局面，会扭曲市场价格信号，给后续的投资建设带来错误的引导，进一步诱发供需失衡。另一方面，人为抬升了市场价格，将给落后产能以“喘息之机”，在习惯于“做大”而不是“做强”的思维下，可能优先选择继续“做大”。那么，没有淘汰落后产能，提高设备发电利用小时数从何谈起?提高发电资产效率又从何谈起?
行政再造垄断动摇市场竞争根基
5月11日，中共中央、国务院下发了《关于新时代加快完善社会主义市场经济体制的意见》。文件指出，应“深化以政企分开、政资分开、特许经营、政府监管为主要内容的改革”，并专门针对电力市场化改革，指出应“加快实现竞争性环节市场化，切实打破行政性垄断，防止市场垄断。构建有效竞争的电力市场，有序放开发用电计划和竞争性环节电价，提高电力交易市场化程度”。在早前的能源法(征求意见稿)的第十四条中，更是明确规定“国家坚持发挥市场在资源配置中的决定性作用，构建有效竞争的市场结构和市场机制，在竞争性领域形成主要由市场决定能源价格的机制，建立有效的能源监管体系”。
发电行业并不属于自然垄断环节，这一点已是行业与学界的共识。自2002年5号文到2015年的9号文，贯穿电改过程的主旋律一直是“放开两头、监管中间”，其中重中之重就是放开发电侧竞争，培育独立的市场主体，着力构建主体多元、竞争有序的电力交易格局。
因此，通过行政手段形成“一企主一省”的煤电垄断业态，将市场竞争内化为企业内部的统筹管理，有“回到计划经济的老路”之嫌。此举势必抬高电价，不利于贯彻国务院降低终端电价，助力实体经济疫后复苏的决策。同时这种做法的合法性也值得探讨。《反垄断法》明文规定“禁止行政机关滥用行政权力，制定含有排除、限制竞争内容的规定”。
发电侧垄断的严重危害早有前车之鉴。上世纪90年代，英国电力市场成立之初，分别将60%与40%的发电装机配置给了两家发电集团公司，形成了双寡头市场。在后续的电力市场运行中，电价几乎完全被这两家发电商操纵，市场很快无以为继。英国政府被迫对其拆分，逐渐从双寡头稀释到六大发电集团，目前最大的发电集团市场份额不超过20%，英国电力市场的充分竞争才得以形成。
除了防止市场寡头化，对寡头的“串谋行为”也要严防死守。在美国的大部分区域市场中，都引入了诸如“三寡头测试”的市场力检测程序，当发现市场中任意三个发电商具备通过串谋控制价格的可能性时，即取消所涉及发电商的申报价格，转而采用事先确定的成本参数进行市场出清。此举就是为了抑制市场力，防止市场机制失灵。市场力抑制机制无疑是电力市场有效竞争的基础。
惩罚扰乱市场秩序的行为在国内也已有先例。2016年1月，山西电力行业协会召集多家电力央企与地方电力公司，签订协议约定大用户直购电最高让利幅度，这种串谋行为直接影响了电力市场大用户直购电成交价格，严重扰乱市场秩序。经过一年半的审理后，国家发改委对涉及公司从严处罚，合计罚款7288万元。此举彰显了国家推进电力市场改革，维持市场有序运行的决心。
深化市场改革，以市场方式解决问题
当前中国煤电行业的确面临较大困难，产能过剩，利用小时数降低，利润严重下滑乃至亏损。但深入审视发现，其原因正是市场化改革不够完善，没有充分发挥市场“无形的手”优化配置资源的作用。目前电力市场的主要交易品种是电能量，电厂能够通过发电量获得收益。但电厂除了发电提供能量服务，还承担着调节系统波动、维护市场安全的责任，需要提供包括容量保障、调频、备用等辅助服务。
在管制模式下，电能供应不区分能量、容量与辅助服务，发电企业提供各项服务的价值全部包括在标杆电价之中，发电企业在享受标杆电价的同时也承担着提供辅助服务和容量保障的责任。
如今，电力市场化改革仍在进行过程中，只匆匆建成了能量市场，针对辅助服务、容量服务的补偿机制或交易机制尚未建立，特别是辅助服务市场产生的价格应传导到用户。因此当务之急是加快市场建设，完善交易品种，以市场思维解决市场建设中出现的问题。
目前多个电力现货试点省份，都将建设辅助服务市场作为一项重要任务，努力建成“谁受益、谁付费”的结算机制。除此之外，山东省已率先提出针对发电容量的补偿机制，制定容量补偿电价，以对火电机组所提供的容量服务进行合理补偿。这些无不是通过市场手段实现资源优化配置与价值发现的重要尝试!
国资委本次出台的《方案》广受争议，也反映出目前国企管理部门仍存在着采用行政手段解决市场问题的思维定式。在社会主义市场经济体制下，国资管理部门应由管企业转变为管资本，“完善治理、强化激励、突出主业、提高效率”，加快国企改革的步伐，让国企在市场经济的大潮中做大做强，而不是遇到竞争就后退。
中央发电企业重组了，地方发电企业是不是也要重组?售电侧是不是也要重组?如此这般，电力体制改革如何进行下去?中共中央、国务院“新时代加快完善社会主义市场经济体制”的决策如何能够落地?
(作者为清华大学能源互联网创新研究院副院长和清华大学能源互联网智库中心主任)
评论