7月15日，中国人民大学应用经济学院主办的“中国电力市场年会（2020）”在线上召开。随着电力市场化改革的不断深化，计划与市场之间的碰撞愈发激烈，业内对于如何实现两者的有效衔接存在不同的政策主张。在年会中，各界专家就电力市场建设、电改红利等问题进行探讨，试图为这些问题寻求中国特色的解决方案。
电改释放红利
第二轮电力体制改革启动以来，市场化交易电量比重不断提升。国家发改委公布的信息显示，2016年至2018年，全国电力市场化交易累计释放改革红利超过1800亿元，实体经济获得了实实在在的改革红利，并且自2018年起，政府工作报告连续三年提出降低企业用电成本，国家发改委通过优化两部制电价、降低一般工商业电价、推进输配电价改革等系列措施落实降电价的要求。
这一轮电改释放的改革红利主要来自电网、政府和发用电环节。据国家电网公司财务部价格处副处长姚军介绍，电网环节的输配电价承担了三分之二的降价任务，输配电价从0.239元/千瓦时降到0.185元/千瓦时，降幅达到22.5%。政府直接管理环节的增值税和附加基金累计减少了678亿元，贡献了17.2%的降成本空间。
基于对电改之后广东、浙江的电价变化研究，剑桥大学教授Michael G. Pollitt在年会中表示，广东和浙江计划与市场的加权平均电价下降了27.7%，电价下降的主要原因是电网环节收费和政府税费的下降，并且两省的电价已经收敛于美国电价水平。
但通过政策性手段实现降电价难以长期持续下去。姚军表示，政府管控的电网输配电价、税费和基金已经充分挖掘，持续降成本的空间有限，而用电环节的降成本效果还没有充分发挥。未来需要通过电力市场建设，向用户传递有效的价格信号，引导用户合理用电、降低平均用电成本。长期来看，价格信号也可以引导新能源、储能技术等技术的投资和创新，从而提高电力行业效率。
南方电网能源研究院能源战略与政策研究所所长陈政认为，电力产业的效率提升是长期、渐进的过程，改革预期要和内在规律相适应，在特殊时期通过政策性的优惠电价来拉动经济确有必要性，但是政策性降价不具备可持续性。
中国人民大学应用经济学院副教授宋枫表示，发电侧引入竞争会带来发电成本的下降，社会整体福利的提升；同时也会带来福利的再分配，消费者的降价幅度可能超过发电侧的成本降低幅度，因为发电侧让渡了一部分生产者剩余。另外，不同类型发电企业受到的冲击也不同，高效率机组收益，低效率受损。
“下一步电力市场红利哪里来？以前是切蛋糕，而不是做蛋糕，发电和电网走不下去了，一定要通过增值、做蛋糕来解决市场红利问题。”中电联统计信息部主任薛静表示，下一步要通过市场机制，在用户侧形成新的商业模式，把用户侧市场做大。
坚持市场化改革方向
与会专家普遍认为电改的最终目的是建立竞争机制，传导价格信号，从而发挥市场配置资源的作用，继续释放改革红利，但电改进程中存在的不确定性因素引发了业内的担忧。
中国人民大学应用经济学院院长郑新业表示，“9号文”的核心目标是建立竞争性电力市场，竞争性结构、自由进入和允许价格波动是电力市场的三大要素，没有这三点就不是市场。
在市场竞争方面，郑新业呼吁各电力市场主体不要试图形成寡头垄断，尤其是一省一企，将直接危及电力市场建设，阻碍“9号文”的完成与落实，应该让市场发挥决定性作用。“电力市场不是只有生没有死，只有发展没有萎缩。市场经济一定是优胜劣汰、有输有赢的，长期看还是要企业家自己想办法降低成本。”郑新业指出。
他还认为，目前普遍服务的固定资本支出已经完成，接下来只需解决变动成本，不必太担心普遍服务所需的新增投资规模。目前已经到了解决东部地区交叉补贴问题的时机，中西部地区的普遍服务可以通过单独投资来解决，这有利于推动电力市场建设，也有利于成本监审。
北京中环电力能源大数据研究院院长侯守礼认为，发电企业的合并不会改变市场化改革的大趋势。从计划到市场的转轨期，充满不确定性，要有坚定不移的信心。
“目前仍然是改革的有利时机。”侯守礼表示，“现阶段电力市场供需宽松，有利于价格向下走，市场力相对较小，政府部门不会有太过严厉的干预措施。”他认为，政府最重要的作用在于维护监管规则的公平性以及防范风险。（eo记者 刘斌）
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