（来源：微信公众号“能源研究俱乐部”ID: nyqbyj 作者：陈学婧）
据悉，国资委日前发布《中央企业煤电资源区域整合试点方案》（以下简称《方案》），自2019年开始启动，用3年左右时间开展中央企业重点区域煤电资源整合试点工作，原则上根据5家集团所在省级区域煤电装机规模、经营效益确定牵头单位，综合考虑地区电价、过剩产能消纳、煤电联营、各企业区域战略发展规划等因素，确定中国华能牵头甘肃，中国大唐牵头陕西，中国华电牵头新疆，国家电投牵头青海，国家能源集团牵头宁夏。《方案》在业内引起一片哗然。
记者：您认为，在推进电力市场化改革的当下，《方案》提出的煤电资源区域整合，将对省级电力市场造成什么影响，是否有助于推进区域电力市场建设？
夏清：
党中央、国务院启动新一轮电力体制改革以来，我国电力市场建设取得实质性进展：全国电力市场化交易电量占电网企业销售电量比重近40%，全面放开经营性电力用户发用电计划稳步推进，电力现货市场8家如期试运行，2016~2018年全国电力市场化交易比重逐年提高，累计释放改革红利超过1800亿元。在电力市场化改革的过程中，也暴露出一些问题。现在最典型的问题就是煤电大面积亏损，煤电量价齐跌，资不抵债，有些火电企业宣告破产，国有资产保值问题突出。在这样的情况下，我们如何推进电力市场改革，实现生产者与消费者的共赢，是当前要解决的重大问题。
近期我也关注到中央企业煤电资源区域整合试点的信息，这值得警惕。这样的煤电资源整合将形成寡头市场，在已经放开的售电市场中，售电公司只能与一家发电集团交易，必然是店大欺客！这相当于宣布省级市场不再竞争、市场失灵。中发9号文发布以来，省级市场建设取得的成果极有可能由此丧失，这与当前我国推进电力市场化改革的大政方针是不符的。
在区域电力市场建设方面，此举也并无助推作用。电力市场是以电力网络为载体的市场，电力市场中大部分的电量是在省内平衡，受省间输电容量的限制，省内发电寡头形成强大市场力后，将成为价格的引领者，导致市场机制失灵。
记者：煤电资源区域整合能否有效解决煤电大面积亏损问题？
夏清：
为煤电纾困，首先要弄清当前煤电大面积亏损的原因，我认为主要源于四方面因素：一是经济下行压力增大，电力需求不足，用电量增幅减缓，煤电盈利空间萎缩，为抢电量企业间恶性竞争，引发市场踩踏；二是新能源快速发展严重挤压了煤电的生存空间，为保障新能源消纳，煤电利用小时数急剧减少，某些区域煤电已经由基础能源变为支撑新能源的调节电源；三是各地推进蓝天计划，尽可能减发煤电，进一步降低了发电利用小时数，价跌量缩，火电进入艰难时期；四是当前煤电的大面积亏损也是此前五大发电集团跑马圈地、盲目扩大煤电规模的后果。
基于上述原因，解决煤电亏损问题，采用资源整合的方式并不能奏效。为避免恶性竞争出现踩踏，资源整合到一家公司，变成垄断，但市场的本质是竞争，没有竞争就动摇了市场的根基。有统计显示，我国已有16个省份的电力市场力指标超过警戒线，存在动用市场力的风险。若还要进一步整合强化，形成一省一家发电企业的局面，最终不仅造成价格竞争的消亡，还会导致成本竞争动力的丧失。此外，试点各省煤电资产状况不同，外送条件不均，煤电资产置换，总会有企业受损、有企业获益，进而引发新的问题。
在推进市场建设中，遇到问题不可怕，但不能回到计划。现有问题不是市场解决不了，是我们不熟悉市场的方式，不善于采用市场的方法手段解决市场发展中所遇到的问题。
记者：如何完善市场机制，解决当前煤电的困境？
夏清：
以市场机制解决煤电大面积亏损问题，一是设定最低限价，二是建立容量市场。
目前我国绝大部分的省级电力市场方案中设置了最高限价，但没有最低限价的限制。最高限价保护了消费者的利益，但也要设置最低限价，保护生产者的利益。市场机制对消费者与生产者都应该是公平的！在设定最低限价方面，考虑当前煤价水平、社会平均资产回报率等设定参数，测算出发电的真实成本，以最低限价方式防止市场成员之间的恶意降价，互相“踩踏”。例如，美国PJM市场，当供不应求导致市场失灵时，自动恢复到成本价格竞争。现在我们出现供过于求的市场失灵时，也可以采用这种方法。相对于煤电资源区域整合，设定最低限价仍然可激发企业降成本的动力，这是因为每家发电企业仍然是独立的成本中心、利润中心，还是存在竞争的。设定最低限价与计划模式下一家垄断存在着本质的差别。
建立容量市场，这是解决当前煤电问题的迫切需要。未来无论新能源如何发展，火电将为整个能源转型起到保驾护航的作用，煤电大面积亏损的现状，是电力市场必须解决的问题，否则将影响未来电力供求关系。
首先要清楚，煤电如今遭遇的困境，不是市场出现了问题，而是我们简单地把电力市场的竞争看成是电量的竞争，忽视了电力市场的平衡不仅是电量的平衡，还包括电力的平衡，在存量资产竞争中没有考虑电量与容量的差异性、稀缺性。此外，能源转型的成本问题如何处理也没有考虑周全。
能源转型进程加快，煤电成为调节资源，利用小时数降低，支撑新能源运行，其作用在于容量，已非发电量。煤电转为调节资源，其提供的容量资源是有价值的，但目前还缺乏肯定火电在整个电力电量平衡中发挥作用的市场机制、交易品种，煤电以容量方式保障新能源消纳产生的外部效益没有予以回报。市场机制应承认每一个市场成员对稀缺资源的贡献率，这才是真正的市场。解决煤电问题必须建立容量市场，承认其价值，给予其容量补偿。目前，在现货市场设计中虽然统筹了电力电量平衡，但火电作为清洁能源消纳的灵活资源价值没有考虑，这正是建立容量市场缘由。这方面的考虑已在云南电力市场中得以体现，开始对消纳水电的煤电予以容量补偿。
建立长中短期容量市场。长期容量市场上，政府应做好容量市场的需求预测。采用政府代理与市场选择相结合。首先由政府代理用户采购一定容量比例，以招投标方式稳定容量价格，确保电力供需长期稳定的平衡；其余部分由市场主体通过竞争发现容量市场的价格。以巴西为例，巴西政府在长期容量市场上，采购大部分比例的预测容量，并按一定比例分配给所有用户；用户不足的容量则通过中短期容量市场交易获得。这样既解决了用户对未来预测难以精准的问题，又实现了未来容量价格的相对稳定。
从长期看，建立容量市场不仅可有效引导投资，而且可以通过容量电价激励用户最有效地利用发输配电资产，提高资产效率。建立容量市场，让用户承担容量电价，必将激励用户减少尖峰负荷，提高负荷率，获得提升发输配资产利用率的红利。用户通过友好的用电方式获取整体电价的降低。应特别强调的是，当前我国电力行业的存量资产已经进入到市场竞争，但是在规划方面迫切需要引入市场机制。市场不仅要促进存量资产的竞争，更要引导未来行业的投资。
记者：基于目前改革进程，您对电力市场化改革有何建议？
夏清：
电力市场建设，不仅仅是构建外部竞争的环境，更重要的是产权制度的设计。电力市场走到今天，一定要加快推进国企混改。
市场化改革的核心是产权制度设计，国企混改是未来市场化改革的基础，只有产权多元化才能完善治理、强化激励，才能做强做大。不解决机制问题，简单的资产重组解决不了问题，换汤不换药。要真正以资本为纽带，推进混改，实现股权多元化，解决市场主体是“非理性人”的问题，市场机制的功能才会发挥的更好。
