从本轮电荒应对看中国能源市场化改革

能源市场化改革之前置条件

能源市场化改革的内涵，至少应包含明晰产权+有效竞争这两部分。其中明晰产权，需要建立同等有效的私权与公权制度，既包括企业、消费者等私权主体塑造、权利维护，同时也必须包括政府、行业、社会各层面公权的能力建设、约束与规范；而有效竞争，则需要从规则体系、产业结构、运行机制等多角度，为市场主体之间公平有效竞争行为提供保障与引导。改革开放40余年，在市场主体塑造已经深入持久的同时，各级各类公权建设问题日益浮现成为进一步深化改革、实现“好的市场经济”的前置条件。

（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：吴疆）

公权的制度设计——要不要管？管成啥样？到底管啥？怎么来管？由谁来管？这是公权制度设计的一系列底层问题。以本轮电荒为例，一是从管制职能上看，改革开放以来对于电煤管理呈现从统、到放、再到收的历史往复，先从统购统销、放松管制到煤炭订货会、产运需衔接会，近年又重新加强管制，但本轮电荒暴露出，在产能、产量、进出口均已施行管制的情况下，独独放任煤价暴涨，这从管制职能的设置角度来看显然是不合逻辑的。

二是从管制目标看，一方面放任煤价从2020年均577元/吨、最高788元/吨暴涨到2021年最高2600元/吨（均为秦皇岛5500典型煤价，下同），另一方面限制煤电上网电价上浮不超过20%并作为重大改革突破。在相邻产业环节，一个将3-4倍涨价视为市场正常现象，一个将20%涨幅限制视为合理管制措施，充分反映了管制目标体系的混乱，或者说尚无体系（关于比价、联动的评价与监控）。

三是从管制手段看，2015电改9号文第10条“改革电网企业运营模式”至今没有到位，输配电与购售电混业经营、依然坚守企业层面经营业绩，作为“管住中间”的产业环节，电荒当前未能分担一部分价格压力，公权制度设计的缺陷导致电荒下失去了一个本可大有作为的公器。

公权的能力建设——本轮电荒与2008年电荒的机理完全一致，都是国际金融危机-能源危机在国内的映射，但目前中国能源管制能力处于改革开放以来最低谷，实际应对效果明显逊色于2008年：

一是2008年曾经积极运用价格封顶、涨幅限定、约谈煤企等手段抑制煤价，而本轮电荒却放任煤价暴涨3-4倍，并以市场为理由放弃干预这样明显不合理的价格行为。

二是2008年明确提出清理中间加价，而本轮电荒放任数万家煤炭中间机构9月份抢煤抬价、10月份强制变现从国有发电厂吸血。

三是2008年各地积极应对电荒跑煤拜电，而本轮电荒却在“有序用电”中以保居民用电为功而难以解决工商业限电。

四是2008年发电厂亏损基本在发电企业内部消化，而本轮电荒发电厂普遍资金链断裂，如果继续延宕不休势必向银行等金融领域传递并放大风险。

五是2008-2012年电荒5年私人煤老板侵占约10000亿规模的资源溢价，而本轮电荒国资国企已经控盘的煤炭行业再次出现3000亿规模暴利。

总之，本轮电荒再次反映出，目前中国能源领域的公权制度设计与能力建设，均存在显著的不合理不到位，能源市场化改革的前置条件历史性欠账，先天不足亟待后天补课。

能源市场化改革之现实治理

不论企业还是政府，都是市场经济体系中的必要角色；不论市场机制还是政府管制，其本身都是手段，而非目的。本轮电荒与2008年电荒高度相似，本质上就是市场失灵，就是国际经济危机对于国内市场的冲击。在这种情况下，不论中国还是西方国家，都需要政府出手干预市场，由此转化为特殊时期一种国家治理能力的较量，2600元/吨煤价相当于电价涨0.7元/千瓦时、一年翻倍，任何国家任何电力用户都难以对此无动于衷，治理不好就是巨大社会损失，治理好则可以在国际竞争中脱颖而出。但现实中，本轮电荒时至今日的治理效果仍差强人意，治理理念、执政能力均存在显著缺陷。

本轮电荒的暴利特征——本轮电荒中，哄抬物价、牟取暴利的特征非常显著，是一种典型的市场失灵：

一是短期+巨额利润跳增的不正常性，08-12五年电荒，煤炭行业累计利润从此前5年的2764亿元跳增到15895亿元，2021电荒初始、煤炭行业利润即从上年的2223亿元跳增到5000-6000亿元（预计）。

二是价格脱离成本+背离供需的不合理性，08-12年电荒期间“煤价跟着油气走，国内跟着国外走”，本轮电荒国内煤炭价格与国际煤价走势的起步时间、过顶时间、涨价幅度，甚至降价幅度均呈现高度的随动特征、亦步亦趋。

三是侵占资源溢价+背离国企责任的不正当性，根据宪法第九条：“矿藏等自然资源都属于国家所有，即全民所有”，电荒期间煤炭行业借助国际经济危机而谋取的万亿规模额外利润属于典型的资源溢价，不应由个别企业、个别行业、个别地区占有，同时出现的电厂亏损、大范围电荒更使国民福利与国家经济秩序受到严重损害，这些都是不应该的。新冠疫情以来，国际关系紧张，国际秩序失控，国际治理伦理崩坏，国际产业链岌岌可危，与2008与2021类似的国际金融危机-能源危机，大概率将更频繁地出现，亟需在传统产能产量管制的基础上，更加勇敢地直面外来危机，更加决断地管控价格异动——事实上，面对这种国际经济危机所诱发的电荒类型，正是可以体现中国宏观调控治理能力的时刻，正是可以体现中国煤炭领域资源优势、组织优势、政治优势的时刻，这本又是一个可以像应对新冠疫情一样“风景独好”的机会。

本轮电荒的公权责任——任何市场的设计都是有边界的，只能适用一定限度的“正常情景”。例如在能源领域，面对昼夜、季节、丰枯、投资时序等带来的供需缺口，尽可自由放任，一次二次能源价格自动联动，向终端传导信号；但当异常情景出现，例如2008或2021年这样国际金融危机-能源危机造成的市场失灵之时，就无法再仅仅依赖市场机制自发调节（甚至市场还可能放大波动），公权部门就必须积极干预，合理运用各种手段应对电荒、维护国家经济秩序。也就是说，市场需要一个看护者，既不能无端干预市场运行、长期抑制电价的正常波动，也不能放任煤价的异常走势、放任上万亿规模的资源溢价流失对国民福利与经济秩序造成伤害，这个看护者既不能存在感太强，也不能形同虚设对野蛮人横行视若无睹，但本轮电荒，有关部门显然并没有积极、合理地履行自己的责任。

一是根据《价格法》第三十条“当重要商品和服务价格显著上涨或者有可能显著上涨，各级人民政府可以采取多种干预措施”，第三十一条“当市场价格总水平出现剧烈波动等异常状态时，国务院可以采取多种紧急措施”，特别是《价格法》第二十六条所明确的“稳定市场价格总水平是国家重要的宏观经济政策目标”，对于这种煤价异常引发大面积限电限产，有关部门是完全有权力有手段、更是有责任直接针对煤炭价格采取干预措施的。

二是以逼迫发电厂储煤为核心应对电荒，虽有短期作用，但不仅相当于逼迫国企高位接盘，加剧亏损，而且进一步恶化发电厂财务状况、电荒势必反复重演，另外也给提供政策性贷款的金融机构埋下隐患，威胁国家金融稳定。

三是以提高煤炭产能产量为重点应对电荒，但煤价从2600元/吨下降到1000元/吨仅仅是与国际煤价降幅持平、反证并非增产之功劳，而煤价停在1000元/吨高价，不回归2020年577元/吨水平就急于逼迫发电企业签城下之盟，相当于增加了0.13元/千瓦时的发电成本，依然没有改变亏损-电荒的恶劣形势。

总之，本轮电荒再次反映出，对于市场失灵的治理失灵，是更大的现实问题。没有有效的公权治理，就难以维护有效的市场。政府是市场的一部分，不能以市场之名而推卸治理责任。不该管的不要瞎管，但该管的时候，特别是本轮电荒这样典型的市场失灵时刻，则必须要管起来，而且要专业地负责任地管好。

能源市场化改革之未来演进

改革开放以来，能源领域的发展一直走在改革的前沿，一直坚守着市场化的大旗，而这种市场化改革，也是多形态、多阶段，不断演进升级的。以应对电荒为例，1978—1995年，中国长期缺电，不适应改革开放的需求，针对投资短缺、独家办电的主要矛盾，实施了政企分开、多家办电的市场化改革；2003—2006年，亚洲金融危机后投资审批政策失误、停建电厂，针对装机硬缺、省间壁垒的主要矛盾，实施了放松管制、规范竞争的市场化改革；而当前，新一轮电荒提示我们，中国能源又将面临新的矛盾与挑战，市场化改革需要继续演进与深化。

多元化政策目标——随着经济社会发展，电力能源作为重要的基础设施领域，其政策目标越来越多元化，既要保障供应，又要限制高价，还要低碳转型，为了实现安全性+经济性+外部性（环保低碳）的协同发展，需要越来越高的公共治理水平和智慧。本轮国际金融危机-能源危机，除了新冠疫情背景，不乏低碳背景，从欧美国家终端能源价格飞涨、到中国发电厂亏损大面积拉路限电，低碳发展带来更加复杂的矛盾因素、电煤-煤电的晦暗前景带来更大的电荒风险，一次能源、二次能源之间，高碳能源、低碳能源、无碳能源之间，都需要探索更好的协同、更有效的治理，原有高碳能源系统、未来低碳-无碳能源系统之间，都需要更好的谋划与监控，否则即使没有国际经济危机，依然可能出现“可控出力短缺”等等新型电荒，目前还没有现成的成功的适合14亿人口共同富裕的低碳模式，“先立后破”对于应对低碳转型过程中的危机与挑战启示深远。最终在政策领域，应以第二个百年目标统领碳达峰、碳中和目标，充分认识煤炭对于中国能源的兜底价值；在以新能源（电量）为主的新型电力系统构建中，充分认识煤电装机的（电力）兜底价值；进而充分认识煤电-电煤国有企业在国家宏观治理中的兜底价值，不论煤电国企，还是电煤国企，既应积极避免财务亏损而影响供应能力，同时更应主动避免追求暴利而丢掉这份社会责任与政治责任。

非传统产业模式——随着“双碳”目标的推进，煤电机组利用小时数持续下降、投资回报微薄、融资日益困难，面对规模进一步压减、逐渐沦为调峰应急电源的前景，不仅发电企业失去投资动力，煤炭企业同样怀有谨慎投资、短期牟取暴利的心理。而在储能等技术瓶颈获得突破之前，越是提高风电光伏等新能源占比，将越需要足够多的煤机支撑（风电光伏的容量可信度趋近于零，2021年9月典型日东北电网3500万千瓦风电装机最低出力纪录仅3.4万千瓦），如果相关体制机制问题不设法解决，电荒势必长期起伏延宕，煤-电供应将陷入又短缺又昂贵的窘境。在可预见的未来，对于煤电-电煤领域来说，既要为电力系统提供容量支撑与安全应急，又要让出电量空间支持低碳环保，既要满足安全保障与灵活调节性能，又要维持经济性支撑国家竞争力，必然逐步趋向高产能+低产出+高投入+低回报的非传统产业模式。由此，从2008年电荒时的“市场煤、计划电”，到本轮电荒重演的“计划煤、管制电”，再到未来“两高两低”的非传统产业模式，煤电-电煤注定是市场经济体系中高度管制的特殊领域，注定只能是有限竞争而非完全竞争，无从追求经典市场化模式而需要特殊产业制度设计，一方面要为煤电包括煤炭提供容量（产能）补偿机制，经济成本将远远超出预期，另一方面可通过高比例国资国企打造有人兜底型的“廉价而充裕”。

笔者认为，这同样是市场经济规律的体现、同样是市场经济生态体系的组成部分与生命形态，在未来低碳化的能源系统中，不论煤电还是煤炭，相当大比例将更多趋向于储备性资源、储备性产能、储备性设施的角色定位，特别是煤炭领域也将像发电一样逐步建立制度性的产能备用机制，不断提高煤炭产能的动态调节能力，最终通过煤电-电煤之间更紧密的产业链协同，进行更好的合作而非零和竞争，形成适应经济社会发展需要的能源战略储备机制，而作为这样命中注定的非暴利产业环节，2008或2021电荒周期中向全国人民攫取万亿资源溢价的历史不应再重演了。

总之，不论过去、现在还是未来，从电荒应对看中国能源市场化改革，狭义的市场失灵是不值得大惊小怪的；但从广义的市场经济体系层面看，对于市场失灵的治理失灵才是更值得关注的问题，市场主体私权塑造与公权治理能力建设必须同步。面对与2008年类似的外来冲击，2021年的电荒本来完全可以避免重演，至少绝不应再拖延5年，中国完全可以充分发挥煤炭资源+国有煤企+党的领导这三大优势，完全可以做到不涨少涨煤价、完全可以尽力避免电荒，完全可以像俄罗斯一样控制住（气价）煤价-电价，完全可以借本次国际危机进一步扩大中国制造的优势。

改革开放40余年，中国早已经走过讨论“要不要市场经济”的历史阶段，在能源领域，市场化改革早已是大势所趋、势不可挡；而当下更重要的课题，则是如吴敬琏先生所说，要建立一个好的市场经济，不要建立一个坏的市场经济，相信在一个好的市场经济中，是可以最大限度避免电荒发生，或能够积极有效应对电荒肆虐的，这一点是值得进一步深化改革，不断探索、不断实践的。

本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者系中国人民大学应用经济学院兼职教授。