对于电力市场改革产生的经济效益，目前使用较多而且有定量结果的表述是“释放改革红利”，比如，北京电力交易中心发布 2020年度电力市场交易信息，称“减少客户用电成本550亿元，持续释放改革红利”；2020年广州电力交易中心范围内五省区市场化交易电量5035亿千瓦时，度电价格平均降幅7.2分/千瓦时，释放改革红利365亿元。电力市场“改革红利”的内涵是什么？目前的计算方法是否合理？计算方法对电力市场深化改革有什么作用？正确分析和回答这些问题，不仅能够科学评价当前的电力市场改革，而且有利于促进电力市场深化改革。

目前电力市场改革红利计算的合理性分析

目前电力市场改革红利的定义及其计算方法

改革红利可以认为是改革产生效益的通俗说法。改革的实质是制度变迁或制度创新，改革红利是指由制度变迁或制度创新所带来的收益。如果制度变迁的预期收益大于预期成本，就存在以制度变迁实现帕累托改进的可能，新制度的出现就会将潜在的收益转化为现实的收益，从而形成了改革红利。改革之所以能够产生红利，是因为在劳动力、资本、自然资源、技术创新和制度安排等影响经济发展的要素中，制度安排处于最为重要的位置，改革通过制度变迁改变要素配置并提高配置效率。正是在这个意义上，李克强总理指出“改革开放是我国发展的最大红利”。

电力市场改革的核心是电能生产经营从计划到市场的制度变迁，其改革红利显然也适用以上定义。不过，在具体计算电力市场改革红利时，根据目前政府部门和电力企业的说法，都采用了以降电价和降电费作为依据的计算方法，即电力市场改革红利=电力市场交易中降低的电费总额=各种市场交易品种成交电量*对应的电价降低之和。由于改革红利主要强调通过改革获得效益这种理念，并没有明确具体的计算方法，同时，这种解释及其计算方法很好地适应了当前国家供给侧改革中“三去一降一补”（即去产能、去库存、去杠杆、降成本、补短板）的需要，因此，这种改革红利的说法很容易被理解和接受。

五号和九号文件对电力市场改革经济效益的表述

总体上看，国家关于电力体制改革的五号文件和九号文件都没有对电力体制（市场）改革红利做出直接或间接的定义。五号文件在电力体制改革的指导思想中强调“充分发挥市场配置资源的基础性作用”，在改革的总体目标要求“打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置”。九号文件在分析电力行业发展还面临一些亟需通过改革解决的问题时指出：一是交易机制缺失，资源利用效率不高；市场配置资源的决定性作用难以发挥；节能高效环保机组不能充分利用，弃水、弃风、弃光现象时有发生。二是价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未完全形成；电价调整往往滞后于成本变化，难以及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出。深化电力体制改革的指导思想和总体目标中指出：形成主要由市场决定能源价格的机制，努力降低电力成本、理顺价格形成机制，提高能源利用效率。在基本原则中要求：坚持市场化改革。形成适应市场要求的电价机制，激发企业内在活力，使市场在资源配置中起决定性作用。值得注意的是，五号文件和九号文件都提出了降低成本的要求，但是，并没有明确是降低用户用电成本或降电价还是降低发电成本或生产成本；考虑到两个文件都特别强调优化资源配置，因此，我认为，五号文件和九号文件提出的降低成本目标是以市场竞争优化资源配置为基础的，而不是简单的降低市场交易电价或用户用电成本。也就是说，目前电力市场改革红利的概念符合五号文件和九号文件的有关内容规定，但是，改革红利的计算办法却不一定符合两个文件的内容。

为什么降电价不能简单地认为是改革红利？

改革红利的核心是资源优化配置效益。对于电力市场资源优化配置效益，我在本系列文章的第一篇《电力市场资源优化配置的机理、特点与形式》（见本刊2020年第7期）中就有理论分析，下面以简化的发电权或合同交易市场为例做进一步说明。以“以大代小”的火电机组发电权或合同交易为例，假设某省煤电上网基准价为0.37元/千瓦时，小型火电机组的发电成本为0.32元/千瓦时，发电权或电量合同为10亿千瓦时；大型火电机组的发电成本为0.26元/千瓦时，发电权或电量合同为20亿千瓦时；假设大型火电机组出力没有限制，只要价格大于0.05元/千瓦时（0.37－0.32=0.05元/千瓦时）同时小于0.11元/千瓦时（0.37－0.26=0.11元/千瓦时），发电权或电量合同交易就能发生。现在假设大型火电机组以0.08元/千瓦时的价格购买小型发电机组的2亿千瓦时的发电权或发电合同，替代其发电2亿千瓦时。如表1所示，结果在总发电量不变的情况下，由于高效率机组对低效率机组的替代，使两台机组总发电成本降低0.12亿元，大小机组通过发电权交易或合同交易分别分享0.06亿元，这就是资源配置效益。资源配置的核心是各种形式的要素替代，通过要素替代，在保证其它主体利益不变的情况下，至少有一个市场主体获得了净收益，这就是帕累托优化。

分析目前有关电力市场改革红利的表述，以降低电价为依据计算改革红利首先在方法上不对，没有体现资源配置效益；其次，在电力市场交易价格根据政府要求只能低于上网基准价和目录销售电价的情况下，根据降电价程度计算的改革红利按照资源配置效益原理可能不正确，甚至完全不对。如果降电价是基于资源配置效益基础上的，可以简单理解为降电价后发电企业的收益不变，那么降电价可能是提高资源配置效益的结果。如果降电价后发电企业收益降低，那么，降电价只是发电企业让利的结果，让利部分不能作为资源配置效益。极端情况下，如果降电价后发电企业的收入按降低的电费等量减少，那么，以降电价计算的改革红利实际上不存在，完全是发电企业让利的结果。不能把发电企业降价让利作为改革红利，因为用户用电成本降低等于发电企业收入减少，整体上看没有产生净效益。

发电企业让利的合理性分析

如果发电企业收益率高于社会平均报酬率，由于电力市场中发电企业市场占有率较高，即使在电力市场条件下，政府也应该通过收益率管制或价格管制等措施对发电企业的收益率进行限制。但是，实际上，发电企业近年来收益率并不高，五大发电集团公司主营业务特别是燃煤火电业务连年微利或亏损。《中国电力行业年度发展报告2020》的数据显示，2019年华能集团、大唐集团、国电投集团公司火电业务和煤电业务分别亏损83、91，18、27，33、20亿元；华电集团、国能集团2019年火电业务和煤电业务分别获得107、107和20、14亿元的微利。五大发电集团多种业务合并后净利润除国能集团外都比较低，净资产收益率除国能集团外都低于4.0%。因此，发电企业实际上没有降低电价的经济基础，作为国有企业，在电力市场中不得不按政府要求按价差报价。根据这种分析，以发电企业降价为前提的电力市场改革红利其实是不合理的。进一步分析，目前电力市场改革红利的计算也反映了一种认识或政策缺陷，似乎中央企业在电力市场改革中的经济损失可以不考虑。如果是这种情况，发电企业参与电力市场的激励约束机制没有建立，发电企业把市场竞争中产生的降价损失按照政策性亏损的方式传递到集团公司，集团公司再通过预算考核方式传递给国家，结果所谓的电力市场改革红利本质上来源于国家国有资产收入。

电力市场改革红利的正确计算方法及其示例

电力市场改革红利的正确计算方法

根据上面的分析，电价变化至少不能作为直接计算电力市场改革红利的依据。理论上，改革红利来源于制度变迁所形成的要素配置变化产生的经济效益，必须从配置变化或者要素替代入手研究改革红利的形成机理和计算方法。电力市场改革包括体制改革和市场交易两个主要方面。体制改革涉及比较笼统的资源配置变化，其红利等于体制变化的收益与成本的差。国外一般使用成本收益分析(Cost-Benefit Analysis，简称CBA)方法具体是净收益或“收益／成本率”指标计算体制改革的效益和价值。如2019年新西兰电力局（New Zealand Electricity Authority）对拟实施的新输电定价方法(Transmission Pricing Methodology，简称TPM)运用CBA方法进行了两次评估。CBA以现有政策为基准线，估算了新TPM方案所产生的6项成本和6项收益变化的中值及变化范围，并计算了相应的净收益值，如表2所示，表中数据为各种估值的中位数，括号内数据为估值的最小与最大值。结果表明，不管主观要素还是客观要素，也不管不同主体采用不同方法对不同成本要素和收益要素的估值存在多大差异，新的TPM方案是可行的。实际上，比评估结果更重要的是，CBA加深了政府对政策的全面把握，有利于政策批准后的有效执行。目前我国缺乏对电力体制改革的红利的定量分析，这是我国电力体制改革进展并不顺利的方法论原因。

对于电力市场交易的改革红利计算，可以按照微观经济学原理，针对具体的电力交易品种所体现的资源配置机理变化分别计算。国外电力市场改革的CBA分析中把市场交易的改革红利作为收益项目进行计算，基本的方法是以特定市场供求平衡场景下市场交易结果为基础计算改革后要素变化所形成的市场主体或交易品种的净收益。要素变化的核心是要素替代。与其说电力市场比其它商品市场复杂和特殊，不如说电力市场中要素替代的种类和形式更加多种多样。有电量替代，也有容量替代；有空间替代，也有时间替代；有发电替代，也有用户替代。一个市场或一个交易品种可能同时发生几种替代，如现货市场中几乎存在以上所有的替代。同时发生的替代越多，电力市场改革红利也越大。计划经济体制下由于信息劣势等原因，政府计划管理难以发现和实现这种替代。电力市场为市场主体提供了替代的平台，让市场主体实现自由和充分的替代，并以市场竞争的方式分享替代所产生的收益。可以认为，替代是电力市场改革红利的唯一来源；没有替代，就没有改革红利；限制替代，就是阻碍电力市场改革。经济学意义上的红利计算与会计学中净利润计算有所不同，要计算机会收入和机会成本。基于替代的电力市场改革红利的计算方法原理上很简单，等于替代后新的资源组合状态的收益减替代前的资源组合状态的收益，但具体的计算方法要根据交易品种及典型场景确定。下面，以三种典型交易品种为例，说明电力市场交易的改革红利的计算方法。

跨区跨省交易的改革红利计算方法

目前我国存在较大规模的跨省跨区电力市场，如根据广州电力交易中心发布的《2020年度南方区域跨区跨省电力市场运营报告》，南方电网范围内2020年西电东送电量2305亿千瓦时，其中跨区跨省市场化交易电量351亿千瓦时，占西电东送电量比例15.2%，释放改革红利19.2亿元。根据上面的表述估计，目前我国跨区跨省电力交易的改革红利也是根据降价程度计算的。

年度长协交易的改革红利计算方法及分析

目前我国各省年度长协电量交易比例较大。假设年度长协交易电量为Q，目前各省年度长协电量交易既要降价交易，还要按装机容量比例交易，如江苏2021年电力市场交易方案规定“燃煤机组全年市场交易电量上限暂按3500小时安排，其中年度双边协商及挂牌交易电量不超过2700小时”。如果年度长协电量交易平均电价降低，按照目前的计算方法，改革红利为按市场主体累计的成交电量×成交价差。由于目前发电企业基于市场竞争的激励约束机制基本上没有建立，同时由于成交电量上限规定，不同发电成本的发电企业之间实际发生的替代电量很少，因此，按照成本收益方法或资源配置原理计算年度长协交易的改革红利，改革红利=用户用电成本的减少－发电企业的让利=0。

现货市场的改革红利计算方法及分析

现货市场的改革红利主要来源于正常供求平衡状态下基于现货市场价格变化和差价合同的电量替代，市场供给过剩状态下发电替代和市场紧张情况下的用户替代。电量替代改革红利的形成机理与上面发电权或合同交易的改革红利形成机理相同，计算方法也相同。根据落基山研究所（Rocky Mountain Institute)林若思达的测算，现货市场交易可以为我国北方某省每年节省系统运行成本6.27亿元，占该省电力系统成本的3.6%，这个成本应该就是电量替代节约的成本。后面两种替代改革红利的形成机理我在本系列论文的《电力现货市场价格上下限的经济学依据》（见本刊2020年第8期）一文中做过模型分析，下面补充说明其计算方法。在夜间极端低谷负荷情境下，燃煤火电机组面临停机状态，火电机组需要在两方案之间做出选择：第一种是暂时停机，但第二天启动需要支付较大的温态启动成本；第二种是报负电价请用户用电，不停机，虽然在发电情况下增加了电费支出，但是可节约第二天的启动费用。所有的燃煤发电机组都面临同样的问题并且会进行相同的决策。结果都会报出负电价，启动成本越大的电厂报出的负电价越低，以不超过启动成本为限。调度机构按负电价从小到大排序调度，最小的负电价或最大启动成本的机组会优先调度，直到系统供求平衡，其它电厂停机，直到系统出力满足最小负荷。这种发电替代包括极端供给过剩的情况下高启动成本发电机组停机与运行两种状态的替代，对低启动成本发电机组的替代，用户使用电能的替代三个方面。改革红利=（高启动成本发电机组启动成本－运行状态下负电价的电费支出（充分竞争时为零）+（高启动成本发电机组的启动成本－等容量下没有调用的次高启动成本的发电机组的启动成本）+（用户从发电企业获得的电费+相同电量下用户正常用电应该支付的电费）。

极端缺电情况下的现货市场改革红利来自于用户替代。当供电紧张时，用户面临停电和申报高电价保证用电两种选择。用户申报的高电价取决于用户单位电量的经济增加值。单位电量增加值越大，现货市场中用户申报的电价也越大，以不超过单位电量增加值为限。调度机构按用户申报电价大小排序调度，最大报价用户优先用电，直到系统供求平衡，其它用户停电。这种用户替代包括了极端情况下高单位电量增加值用户的停电与用电的替代，高单位电量增加值用户对低单位电量增加值用户的用电替代和响应速度快的发电机组对响应速度慢的发电机组的替代。相应的改革红利=高单位电量增加值用户单位电量增加值与实际报价的差（充分竞争时为零）+（供电用户的单位电量经济增加值－等容量的次高单位电量经济增加值的停电用户的单位电量增加值）+（响应速度快的发电机组高电价收入－等容量的响应速度次快的发电机组的次高电价收入）。因此，电力现货市场的改革红利来源于许多方面，通过较大的价格变化也具有较大的价值，这就是国外电力市场改革以现货市场为终极目标的根本原因。

改革红利计算方法对我国电力市场深化改革的启示

以促进要素替代为核心，优化交易品种和交易规则

目前我国各省电力市场交易方案中提出了很多交易品种，有些交易方式设计相当复杂，但是，却对交易中的要素替代考虑不充分，结果是市场很热闹，但真正的改革红利却不大；即使有交易电价降低，也只是利益转移，不能作为改革红利。甚至不能认为是电力市场改革的效果，只能认为是用市场的形式完成了管制的任务。比如各省都开展的增量电量交易，对于适用的用户企业，由于用电成本占生产经营的成本的比例本来就小，降低的电价对增量项目或电量其实并不形成决定性影响，因此，增量电量交易更多地表现为优惠电价，不会产生项目或用电量增加的替代，也就不会产生新增电量×（销售电价-单位电量可变成本）的改革红利（假设发电和电网成本都是沉没成本）。对于年度长协交易电量，目前的交易规则中有按发电企业机组容量规定的成交电量规模限制，这种规定限制了不同发电成本机组之间的电量替代。如果交易规则中放开发电机组的成交电量限制，让低成本机组充分替代高成本机组，就可以产生按交易主体累积的替代交易电量×（被替代的单位电量成本-相应较低的单位电量成本）的改革红利。

对电力体制改革进行成本收益分析

我国电力体制改革有近20年，究竟付出了什么代价，取得了什么效益和效果，有多大的净效益？不能以目前根据降价结果计算的改革红利作为净效益，而应该运用成本收益分析方法进行评估，在收益和成本计算中充分考虑资源配置或替代因素，形成一个明确和客观的结论。对于许多专项体制改革，如增量配电改革，输配电价改革，交易机构改革，优先发电与优先用电制度等，借鉴国外经验，不管是事中、还是事后或者事前，也需要运用成本收益分析方法进行评估。只有评估了，我们才可能更好地把握体制改革的实质，更好地发掘新体制或政策的价值，更好地运行新体制和执行新政策。比如增量配电改革，这种新体制的收益体现在哪里？促进了什么生产要素的替代？是向高效率方向的替代还是向低效率方向的替代？这些基本问题都没有明确和一致的结论，所以，这种体制改革明显是为了“改革”而“改革”，只支付成本，不产生收益。国家要出台相关制度，在中央和省两个层面上，建立电力市场改革决策与执行的成本收益分析与报告制度。

强化发电企业的市场主体地位

从目前电力市场改革红利的计算中不难看出，发电企业作为市场主体的利益几乎完全被忽视了，在电力市场中是一个被动的价格、产量接受者，不具备市场主体地位。在计划经济体制下，这是合理的安排。但是，在市场经济体制中，如果仍然维持这种制度，没有为发电企业建立适用于市场经济的激励约束机制，可以设想这样的电力市场只是一个用户单边竞争的、存在根本制度缺陷的市场。因此，电力体制改革方案设计中要维护发电企业作为市场主体的利益和地位，把发电企业降价损失计入改革成本中，明确发电企业的合理收益标准，并在此基础上建立发电企业在电力市场下的激励约束机制和监管制度，国务院国资委要制定基于市场竞争的中央发电企业经营业绩考核管理办法，并要求中央企业相应制定所属发电企业的经营业绩考核办法，允许发电企业在利益最大化目标下的合理经营行为，包括基于价格信号的投资行为，激励和约束发电企业降低生产经营成本。同时，国务院国资委要明确发电企业搁浅成本的处置办法，解决不同企业参与市场竞争的起点公平性问题。按省把不同起点的发电企业整合到一家中央发电企业等于损害了电力市场改革的基础，应该维持现有的产权格局，但是，在政策上明确不同发电企业的市场竞争起点，在中央企业内部通过经营管理办法，如确定不同的业绩目标消除不同发电企业的市场竞争起点差异。同时，国务院国资委也在政策上明确不同中央发电企业的市场竞争起点差异。

减少政府干预和重建电力监管体制

目前较窄范围的价格上下限设置容易达成政府控制价格的目标，但是牺牲了改革红利。扩大价格上下限范围有利于获得更大的改革红利，但是增加了政府控制价格目标的难度。正是在这个意义上，产生了对高度专业化和职业化的监管机构和人员的客观需要。西方发达国家反对政府干预经济，也成立了代表政府职能的电力（能源）监管机构，不仅说明电力市场监管十分必要，而且也间接说明电力市场监管的困难和复杂程度。因此，重建专业化、职业化的能源（电力）监管体制机制是深化电力体制改革的重要内容。