电改勇评 | 勿把体制改革当作科技创新

2015年3月15日中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号文）印发已近四年，除“中长期交易为主，日前短期交易为补充”的电力市场“云南模式”逐渐成熟、东北调峰服务市场建设卓有成效并已全国推广外，改革效果总体不如预期，笔者的电改评论也已停笔多时。近日读到原国家体改委副主任、中国经济体制改革研究会会长、中国企业改革与发展研究会会长高尚全先生在2018年10月24日《人民日报》理论版上发表的《新时代的改革方法论》一文（ http://theory.people.com.cn/n1/2018/1024/c40531-30358730.html ，），颇有感触。作为多年思考的一个总结，结合高先生的观点和本人的研究经历，谈一谈对电力体制改革方法论的认识，以及体制改革与科技创新的区别，以期对继续坚持者有所启示。

与别的商品市场不同，电能商品的生产、传输和消费必须通过电力系统（由发电、输电、变电、配电、用电设备及相应的辅助系统组成的物理网络）来进行，其特点包括：

市场经济体制和物理网络的并存，使得电力市场变成一个高度复杂的“工程—经济”耦合问题。电力市场改革本质上是生产关系的调整，改的是电力行业的经济关系，变的是市场主体的经济行为（即“改人”），而技术仅仅只是作为支撑手段。电力市场的核心问题也是发、用电权（最后通过调度计划权实现）的竞争与分配和电费如何结算（市场福利如何分配）的问题。因此，电力市场改革虽然属于“技术密集型”的改革，本身却不是技术上的革新（生产力进步），而属于经济体制改革的一部分。抛开复杂技术的表象，电力市场改革应被理解为“复杂技术约束条件下的经济体制改革”。电力市场改革过程属于一种政治过程（Governmental Process），主要并非学术问题，更非科技创新。

当前电力现货市场建设成为各方关注的热点，其理论基础为美国麻省理工学院提出的实时电价（Spot Pricing）。在实际电力市场中，实时电价一般由安全约束机组组合（SCUC）、安全约束经济调度（SCED）等短期运行优化模型求出，将每个时段对应于功率平衡约束的影子价格（或边际价格）提出作为该时段的市场统一出清价格。由于涉及复杂的电力系统物理约束条件，“现货”被认为是电力市场的“核心技术”。其实学过本科《电力系统分析》课程的读者都知道，电力系统经济调度有个经典的等耗量微增率（即每增加单位功率时燃料耗量的变化）准则，是根据高等数学中约束极值问题（即拉格朗日乘子法）推导而得。在不考虑网络损耗的情况下，按耗量微增率相等的原则来分配多台发电机组的功率时，可使系统总的燃料消耗最小。虽然国外电力现货市场考虑技术约束十分复杂，但却并未脱离这个基本原理，只不过把机组耗量曲线变成自由申报的报价曲线。如果要同时反映电价随时间和位置的不同（即节点电价），也只需采用安全约束经济调度（SCED）模型计算而得。

实际上，笔者2000年的博士学位论文 《基于改进拉格朗日松弛法的电能成本分析》（点击查看） 就已揭示了时序电价（即现货价格）的基本原理，并编写了机组组合和经济调度程序。只是由于当年的优化算法是基于C++语言自己编写的，考虑安全约束有一定的困难，故未纳入模型，但基本原理是不变的。由于软件技术的发展，当前的优化模型一般基于CPLEX等商业优化软件求解，实现起来更加便捷（实际自己做的工作只是填写模型参数，然后直接调用优化引擎来求解），而这些商业优化软件都是国外软件公司生产的（例如CPLEX是IBM公司的产品），更谈不上什么核心技术自主创新。对于“现货”的作用和缺陷笔者也早有明确分析（参见“现货：电能交易的‘最后一公里’，中国能源报，2017年7月31日”， http://paper.people.com.cn/zgnyb/html/2017-07/31/content_1795065.htm ），无需将其优点无限夸大。

坚持问题导向是十八大以来党中央治国理政的鲜明特色。习近平总书记反复强调，要坚持问题导向，坚持底线思维，把问题作为研究制定政策的起点，把工作的着力点放在解决最突出的矛盾和问题上。

人民论坛杂志社总编辑贾立政先生在2017年9月14日《人民日报》理论版上发表的《在坚持问题导向中开创事业发展新局面》一文（ http://opinion.people.com.cn/n1/2017/0914/c1003-29534101.html ）中提出：“党的十八大以来，在改革发展稳定、内政外交国防、治党治国治军等方方面面，以习近平同志为核心的党中央坚持问题导向，扭住深层次矛盾和重点难点问题持续发力、精准发力。5年来，正是以化解矛盾、解决问题为目标任务进行开拓性、创造性工作，才解决了许多长期想解决而没有解决的难题，办成了许多过去想办而没有办成的大事，使党和国家事业发生历史性变革、中国特色社会主义取得重大成就。”

云南与东北电力市场建设的初步成功，也都是坚持问题导向的结果。

据昆明电力交易中心总经理杨强先生介绍（参见“用‘市场之手’把握电力脉动——专访昆明电力交易中心总经理杨强先生，经济参考报，2019年1月21日”，（ http://www.xinhuanet.com//power/2019-01/21/c_1124019592.htm ），“十二五”期间，澜沧江、金沙江流域大型梯级电站集中投产，全省发电装机年均增速高达17%，但同期全省全社会用电量年均增速仅8%，2015年更是出现了自改革开放以来的首次负增长，供大于求的矛盾日益突出。在装机快速增长和用电增速放缓的双重压力下，云南自2013年开始出现弃水，火电利用小时也从2013年的3260小时逐年下滑至2016年的1264小时，火电企业经营举步维艰。回顾当时电力行业所面临的困境，一方面省内工业企业大量停产，开工率持续走低；另一方面电力无法消纳，电厂只能选择弃水或停机。形势所迫，云南电力行业在全国率先开展电力市场化改革。

根据中央精神，2014年汛期开始，云南省率先在电力领域推行市场化改革，2015年11月，云南省成为全国首批电力体制改革综合试点和输配电价改革试点。在没有任何一个成熟模式可以借鉴的情况下，各方始终以大局为重，通过招募组建成立了多股东电力交易机构和电力市场管理委员会，把各方最大限度地团结在改革的旗帜下。在不懈努力下，云南电力市场形成了“电量稳步增长，电价保持稳定”的良好态势。

东北电网是国家电网统一管理、统一调度的区域电网，覆盖辽宁、吉林、黑龙江省及内蒙古东部地区。近年来，东北地区新增火电机组基本都是供热机组；现有的一批６００ＭＷ 纯凝火电机组也打孔抽气改供热，其结果是造成东北电网热电机组在火电机组中的占比连年升高，已经达到６４％，吉林省的热电机组占比已超过８０％。在冬季供暖期，全网供热机组基本上全容量运行，纯凝火电机组大量停机，系统调峰能力严重下降。２０１５年春节期间，东北全网单机供热电厂达到２６座，个别低谷最困难时段，全网风电只能全部停发，弃风限电总量中的７０％是由系统缺乏调峰能力导致的。尽管热电机组供热与发电调整能力之间的技术冲突是造成东北电网电力调峰矛盾的直接原因，但更实质的则是各类电源之间争夺有限的发电空间；不仅仅是技术问题，更是利益分配问题。对此问题，传统的计划模式下的电力调度模式已不完全适用，必须采用市场化的手段调整利益分配。（参见“刘永奇，张弘鹏，李　群等. 东北电网电力调峰辅助服务市场设计与实践. 电力系统自动化，2017年第10期”）。

作为国家电力体制改革专项试点，调峰（辅助）服务交易自2014年10月1日在东北地区启动。东北调峰服务市场体现公平、自愿的原则，并实现全电网调峰成本最低。根据火电机组调峰深度的不同，采用“阶梯式”补偿及分摊机制，按照非线性比例“多减多得、少减多罚”的原则加大奖罚力度，以激励发电企业加大提供调峰服务的意愿。

仅2017年，在市场价格机制引导下，东北全网88座直调大型火电厂中就有86座低谷荷率减到过50%以下，73座减到过40%以下，新挖掘火电调峰潜力300万千瓦以上，全年机组应急启停次数达到105次，大大缓解了东北电力调峰困难局面，减轻了调度压力，保障了电力系统安全稳定运行。另外，缓解了热电矛盾，提升了东北冬季供热可靠性；优化了发电结构，减少了弃风、“弃核”。实现了调峰资源的更大范围的优化配置；带动了火电灵活性改造，逐步实现热电解耦。当前，东北能源监管局在系统总结前期电力辅助服务市场运行经验基础上，结合东北电力运行中出现的新情况和新问题，印发了新的辅助服务市场运营规则并启动了模拟运行。增设旋转备用交易品种，实现辅助服务市场“压低谷、顶尖峰”全覆盖，并对对原有深度调峰补偿机制进行了完善。

云南电力市场改革正是正确处理改革、发展、稳定的关系的好例子（以下内容摘自： http://www.xinhuanet.com//power/2019-01/21/c_1124019592.htm ）。

“对改革进程中已经出现和可能出现的问题，困难要一个一个克服，问题要一个一个解决，既敢于出招又善于应招，做到‘蹄疾而步稳’。” 昆明电力交易中心总经理杨强先生认为，用这句话来形容云南电力市场的建设之路最为贴切。

2014年，云南迈出电力市场化改革的第一步，当时针对汛期水电富余和工业开工不足的两大痛点，推动214家重点工业企业与9家水电厂开展汛期富余水电交易，成效明显；2015年，交易周期扩展到全年，还开展水火发电权转让交易；2016年，云南电力市场正式确立“中长期交易为主，日前短期交易为补充”的市场模式，全省全部大工业用户全电量放开参与市场，并率先引入日前电量交易。

2017年至2018年，云南重点解决市场效率提升的问题，创新设计了连续挂牌、双边合同互保、用户侧合约转让等交易品种，鼓励市场主体按“基准价格+浮动机制”签订双边合约，以规避价格波动风险。2017年交易电量703亿千瓦时，2018年交易电量850.99亿千瓦时，同比增长21.03%；全省西电东送电量完成1380.5亿千瓦时，较年度计划增送265.03亿千瓦时；全网发电量2804.5亿千瓦时，同比增长超过12.89%，综合减少弃水328亿千瓦时，全网清洁能源发电量占比93%。

进入“十二五”以来，随着电力产能明显供大于求的阶段性矛盾突出和西南弃水问题久治未愈，关停云南省内火电机组的呼声不绝于耳。为此，云南首次引入火电长期备用补偿机制，每年提取并分配火电长期备用补偿资金20亿元左右，在火电发电平均利用小时仅1200小时左右的情况下，实现火电企业整体不增亏，创造性地解决了火电长期备用的设备运维和基本生存问题。

一些人认为，各地实施电改以来基本表现为电价下调，改革“就是一味降价，对发电企业不公平”。云南改革各方都充分认识到，不合理的低价一方面直接恶化发电企业的经营环境，另一方面也将导致部分用户过度依赖用电成本的下降，而不利于用户核心竞争力的提升。因此云南设置了长协价格运行的绿色区间，处于区间范围内时价格完全由市场自主形成，2017年云南绝大部分发电企业实现盈利或减亏，发电与用电行业共同实现健康可持续发展。

通过电力市场化改革，有效激发了实体经济活力，为云南工业经济转型升级起到了重要支撑作用。统计显示，2017年主要用电行业平均开工率58.2%，同比增长7.1个百分点；2018年全年平均开工率进一步增加至61.42%，同时实现了发电量逐年增加、弃水电量逐年减少。

云南绿色优质的电力资源和完善的电力市场机制，还吸引众多清洁载能企业纷纷落户云南，为云南省布局水电铝材一体化、水电硅材一体化产业链，全力打造世界一流的“绿色能源牌”创造强力支撑。在新动能的带动下，云南电力工业再次驶入发展快车道，电力占规模以上工业增加值的比例由2014年的14.4%逐年增加至2018年前10月的20.6%，并有望在2020年成为云南第一大支柱产业。

在开展省内市场建设的同时，云南充分发挥南方电网大平台的优势，配合广州电力交易中心建设了跨省跨区交易市场，按照“计划+市场”的模式，实现云南优质电力资源在更大范围的优化配置。

由于电力体制改革主要是“改人”，因此要充分考虑各方的诉求，争取各方的理解和支持，培育市场主体，实现互利共赢和稳步发展。任何急于求成和浮躁冒进的举动都是有害的。

电力市场的设计、运营和监管涉及电力系统工程、（微观）经济学、博弈论、金融学、管理学等多学科知识，既要懂得电能生产、传输和消费的物理过程，又要深谙经济管理的基本原理。虽然与电力系统工程技术紧密相关，但电力体制改革主要还是社会科学问题，改革决策者必须以社会科学的思维方式来思考问题。邻国日本的电力市场改革专家委员会主要由经济学、法学、人文科学、社会科学、工程学等学科的专家教授组成，我国则有党中央的集中统一领导及中央全面深化改革委员会的顶层设计和统筹协调（集中体现于中发〔2015〕9号文）。具体改革方案执行者应坚定不移地贯彻落实党中央的重大决策部署，并以新时代的改革方法论推进改革的深化和发展，勿把体制改革当作科技创新，切实防止“改而不革”的表面文章。