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让电力交易中心真正“相对”独立起来
来源: | 作者:pmo96fcbd | 发布时间: 2018-04-17 | 117 次浏览 | 分享到:
如同独立的电力调度中心总体不会影响电力安全一样,独立的电力交易中心更不会影响电力安全。独立的交易中心在电力工业运行框架中既能够找到恰当的功能定位,也能有效促进电力市场体系的建立健全。然而,在利益相关各方博弈失衡的情况下,当前电改却选择了建立“相对”独立的电力交易机构。


笔者认为,现在需要在电改三年来交易中心建设的经验和问题梳理基础上,辨析中国特色电力市场环境下这个“相对”的内涵,明确交易中心的改革发展方向,尽快落实《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)和配套文件三《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》精神,以及国家发改委、国家能源局的工作部署,加快推动交易中心的组织优化。


交易中心重点是“相对”四个机构独立


为建立健全电力行业“有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效”的市场体制,中发9号文件赋予了电力交易机构完善的市场功能,这就需要交易中心组建和后续运行中注重自身职能发挥的完备性、自主性和不依附性。完整理解中发9号文件,推动电力市场化建设,尤其要注意交易中心之间,以及与电网、调度、政府之间的“相对”独立。


交易中心应与电网公司“相对”独立。电网公司是电力市场的成员,在改革后续文件中的诸多现实情景中,电网公司往往还是电力市场的竞争主体。比如,配套文件五《关于推进售电侧改革的实施意见》提出,售电公司分为三类,第一类就是电网企业的售电公司;再比如,国家电力调度控制中心和北京电力交易中心2017年8月发布的《跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点规则(试行)》明确,跨区域现货交易市场主体包括的买方是,受端电网企业、大用户、售电公司和火电企业,初期受端电网企业可以代理电力用户和售电公司参与;又比如,《北京电力交易中心省间电力中长期交易实施细则(暂行)》的2018年1月报送稿中明确,“在优先发购电和购电侧完全放开前,电网企业作为购电方市场主体代理优先购电的电力用户进行省间购电,受其他用户或发电企业委托代理购(售)电方参与省间交易,签订和履行达成的交易合同”。配套文件二强调交易中心是不以盈利为目的、在政府监管下为市场主体提供规范公开透明的电力交易服务组织,形成公平公正、有效竞争的市场格局,这就要求交易中心必须与涉足市场的电网公司有效隔离,做到相对独立。


交易中心应与调度中心“相对”独立。发达国家建构的电力市场中,既有调度独立的,也有交易独立的,也有调度交易一体而与电网独立的。鉴于有力量强势认为调度与电网不可分,调度中心是行使“公权力”的电网公司内设机构,那么和交易中心与电网公司“相对”独立同理,交易中心需要与调度中心“相对”独立。两个中心相对独立具备条件:一是职责明确,交易中心主要负责市场交易组织,调度中心主要负责实时平衡和系统安全;二是边界清晰,交易中心提供交易计划给调度中心,调度中心提供安全约束条件、基础数据和调度计划结果给交易中心。


交易中心应与政府部门“相对”独立。市场在资源配置中的决定性作用与政府在市场中的作用不矛盾,有为政府必不可缺。但在深化电力体制改革的过程中,政府既不能“缺位”,更不能“越位”。政府批准交易中心章程,组建市场管理委员会,组织制定市场规划、市场规则和监管办法,组织实施市场监管、外部审计、业务稽核;但政府部门行为必须依法依规,不能直接干预交易中心依据规则开展具体工作。因此,交易中心与政府部门“相对”独立,关键是各自把握好角色定位。


交易中心之间应“相对”独立。“市场之间不分级别”“各交易中心依规自主运行”是配套文件的明确要求。在政府指导下,组织成立由合规的电力交易中心共同参与的全国电力交易机构联盟,加强行业自律、合作交流和信息交互是合理的,但北京和广州交易中心绝不是其他交易中心的领导机构。各个交易中心“自主”的核心是在当地政府部门指导下,服务当地相关市场主体,满足覆盖区域的交易诉求。实现更大范围的资源配置,需要的是中央政府部门会同北京、广州等区域交易中心,在国家电网、南方电网的支持下,协调落实相关工作,而不是将省交易中心作为区域交易中心的下级,安排部署工作。


现实中也能看到,上述四个“相对”独立做的好,工作往往推进地更有声有色。有些交易中心与四个机构不能做到很好的“相对”独立,一定程度上也在于四者之间存在关联性。比如,省交易中心之所以“甘愿听命”于区域交易中心,因为各自对应的电网企业之间有强联系。


股份制是“相对”独立交易中心的有效组织形式


配套文件三明确,“交易机构可以采取电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制、会员制等组织形式”。电改三年来,在政府部门和各市场主体的共同努力、博弈与妥协下,交易中心组建基本完成,总体发挥了应有作用。


目前,32家电力交易中心(不含首都、天津、冀北)中,属于电网公司全资子公司的交易中心共有23家;广西、广东、广州、贵州、湖北、重庆、山西、海南等8家交易中心采取股份公司制,电网公司的股份占比均超过2/3;昆明电力交易中心有限责任公司由云南电网占股50%;会员制形式没有采用。2017年南方的部分股份公司制交易中心在治理上进行了许多创新。


进一步推动交易中心组织形式的优化,做到与上节所述四个机构的“相对”独立,还需要回答以下四个问题:


交易中心组建后组织形式能不能变化?交易中心的存在,核心价值是推动和组织电力交易。形式服务于内容,交易中心的组织形式调整不是能不能够,而是需不需要。电网企业子公司和电网企业相对控股的股份制公司都是可选组织形式,但是在电网企业较长时间内仍然涉足交易、作为市场主体的情境下,电网企业子公司制很难做到公平公正,很难取信于其他市场主体,监管的制度性成本高。实施交易中心股份制改造,是当前的现实选择,况且实施难度不大、花费不高。股份制公司未来是向电网企业子公司发展,还是向电网企业不相对控股的股份制公司发展,需要到未来根据市场的发育和建设情况判断。


组建和优化交易中心的权力主体是谁?中发9号文件有“加强组织协调,完善电力体制改革工作小组机制”的明确要求,电改过程中的重要问题由包括国家发改委、包括国家能源局、工业和信息化部在内的工作协调机制决定(比如《电力体制改革专题会议纪要》发改办经体〔2017〕1435号)。各省份的电力体制改革试点方案及北京广州交易中心组建方案由国家发改委和国家能源局批复,各省交易中心的组建方案和章程由当地政府部门批复。因此组建和优化交易中心的权力主体是政府部门,包括电网公司在内的市场主体是配合和具体实施部门。


股份制交易中心都谁能参股?配套文件三要求“电网企业相对控股的公司制交易机构,由电网企业相对控股,第三方机构及发电企业、售电企业、电力用户等市场主体参股。”当前的9家股份制交易中心,除云南、广西外,其他单位并未全面落实该要求。广东、广州、湖北、贵州、重庆、海南缺少售电企业、电力用户的参股;山西有用户参股,但缺少售电企业参股。交易中心不以盈利为目的,所以可能会有市场主体不愿意作为股东,但不能以某某市场主体不愿意参股的个案,推而广之地认为市场主体都不愿意参股。


股份制交易中心会导致经营管理混乱吗?市场经济中,股份制的基本特征是生产要素的所有权与使用权分离。股份制交易中心的所有权与经营权相对分离,决定了股东不会干预交易中心的日常经营管理。但股东的作用政府无法代替,政府掌宏观、股东把中观、经营层管微观,股东身临市场交易一线,会有意识地去关心交易中心的运行状况,通过股东权责有效规定和行使,能够使交易中心重要决策与事业发展日益趋于优化。


政策建议


“推进交易机构相对独立,规范运行”是中发9号文件明确的“三放开、一独立、三强化”的改革重点,应高度重视。对交易中心股份制改造是若干文件的明确要求和国家发改委批复各省份改革试点方案中明确的重要任务,应付诸实施。建议:


一是国家发改委、国家能源局和地方政府部门,应进一步强化交易中心的“相对”独立性,研究出台细化规则,支持交易中心在规则范畴内理直气壮地与电网公司、调度中心、政府部门衔接相关工作,引导北京、广州交易中心与各省交易中心合理调整权责边界。


二是已经是股份制的交易中心,但股东来源覆盖面不全的,于2018年底前完成股东增设,由电网公司进行股权转让,适时向电网公司相对控股过渡。


三是电网企业子公司制的交易中心,于2018年底前完成股份制改造,积极响应党中央、国务院对电力领域国有企业实行混合所有制改革的战略部署,加快形成协调运转、有效制衡的交易中心治理结构。


四是各交易中心作为法律意义上的独立公司,应加强自身能力建设;国家发改委、国家能源局和地方政府部门应合理引导。组织关系、人事任命、员工选聘、经费来源、薪酬体系等等,琐碎而重要,细节决定“相对”独立的成败!


我们都希望政府是全能和理性的,但人财物等诸多限制,现实的政府有限理性,工作且往往带有事件触发性。鼓励政府部门按照既定思路主导和持续推动交易中心“股份制”改造,在改革过程中进一步寻求深化改革的突破口,电力体制改革的目标才能最终实现。交易中心“股份制无用论”的观点,消极而不可取。


(作者系华北电力大学中国能源政策研究中心主任)
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