电力市场的“中国特色”

从20世纪80年代甚至更早西方国家电力市场至今已经走过了40多年的改革历程。虽然目前世界各国电力市场还有不少差异，未能像一般商品市场一样形成大致相同的市场模式或标准电力市场设计（Standard Market Design），但是，从更多更好地发挥市场机制作用的角度看，西方国家电力市场多样化背后的实质是基本相同的。我国电力市场改革从2002年开始至今已经近20年，特别是2015年国家进一步深化电力体制改革的九号文件发布后，我国电力市场改革不断取得实质性进展。目前，各省年度中长期市场交易方案各具特色，交易品种和交易方式丰富多样；8个省级电力现货市场试点已经基本完成；2020年全国电力市场成交电量比例达到50%。可以说，目前我国电力市场框架已经初步形成。在这个阶段，如果把目前我国电力市场放在国外成熟电力市场的大背景下做比较分析，可以发现，我国电力市场有许多特点、特征，与国外电力市场的差异还比较明显。我们认为，准确认识电力市场的“中国特色”，对于我们正确判断当前电力市场改革的成绩与不足，更有效地推进电力市场深化改革十分必要。

电力市场改革设计的“中国特色”

过多考虑降电价等社会目标

虽然不同国家或地区电力市场改革的具体目标有不同的表述，但是，基本的内容是相同的，即通过在发电和售电环节引入竞争机制，在维持和改善社会利益的前提下，改进传统政府管制由于信息不对称等原因存在的低效率问题，同时提高供电服务质量。

目前我国电力市场改革目标在不同场合和不同层次上存在模糊甚至矛盾之处。我国在处理电力市场中经济目标与资源目标、环境目标的做法与国外没有实质差异，但是，在处理经济目标与其他社会目标的关系时，却相对更加偏重其他社会目标，如社会稳定和服务国家政策等。国家在电力体制改革五号文件和九号文件中强调要“充分发挥市场配置资源的基础性作用”，“形成主要由市场决定能源价格的机制”，但是，国家宏观经济政策又要求降低电价，在省级电力市场交易方案设计中，降低电价基本上被作为市场改革的前提，许多省交易方案中甚至直接规定交易双方按价差竞价，电力市场改革的成果经常被简单解释为发电企业释放红利多少亿元。

国外电力市场设计中不考虑其他社会目标，其实并不是否定电力市场或电力工业需要承担其他社会目标，而是认为两件事分开做更有效率，只有先充分实现经济目标，才能更好地实现其他社会目标。目前我国把两者融合在一起，比如，为了社会稳定采用电量和电价限制措施，让低成本发电企业不能满发和高成本发电企业也不失去市场，这样，经济目标和其他社会目标都在低水平上实现，与分开做产生的效果有很大差距。

不追求最大限度地发挥市场机制作用

国外电力市场改革的原则是最大限度地在电力生产经营环节、市场主体和市场范围上实现充分竞争，通过向不同电压等级用户逐步开放批发和零售市场，在发电和售电环节全面引入竞争机制。即使在自然垄断经营的输配电环节，也探索通过输电经营权引入竞争机制。

目前我国电力市场改革在作用范围的设计上人为地设置了许多障碍。首先，通过市场电量的比例安排限制了市场竞争的范围。尽管这种安排有体制过渡的考虑，但是，客观上限制了竞争的范围。其次，优先发用电计划限制了竞争。国外电力市场考虑资源和环境目标有发电优先顺序制度，但是，仅仅在市场制度层面上，我国将其上升到国家政策。特别是优先用电政策，人为地把市场竞争与供电义务对立起来，既没有理论支持也与经验不符合，进一步限制了市场竞争。另外，市场机制还能解决计划体制不能很好解决的信息不对称和动态性等问题，通过增加市场主体的选择提高资源配置效率。我国电力市场设计中没有特别明确哪些是计划体制解决不好的问题，因此，在市场制度中没有充分发挥市场机制在这方面的作用，比如目前我国售电公司主要靠赚取差价而不是改善用户用电特性和服务质量获利。

如果说计划电量与市场电量的“双轨制”考虑体制转换的稳定性是合理的政策安排的话，那么，优先发电用计划特别是优先用电计划的合理性则值得反思。总体上讲，优先发用电应该体现在市场制度上而不是国家政策层面。在国家核定适当的可再生能源补贴后，可再生能源企业是否发电是市场主体的选择，国家政策应该主要体现在补贴政策制定上，而不是“保量保价”而且还要优先消纳的市场行为上。目前的优先用电政策仅仅适用于用电紧张的特殊时间，在电力供应有保障的情况下，用户优先用电本质是高可靠性用电，这种需要完全可以而且应该通过市场机制如支付高可靠性电价解决。目前的优先用电政策的实质是又要获得高可靠性用电又不愿支付相应成本，把保障供电与优惠用电混同起来。售电公司的差价盈利模式不被社会认同原因很明显，与什么要硬生生地加入这么一个中间层？目前的电力市场制度确实还没有为售电公司提供合同能源管理等业务的空间。

发电企业市场主体功能缺失

搁浅成本是国外电力市场改革中提出的一个专门概念，指由于电力市场改革导致原来政府给电力企业的承诺发生变化而给电力企业带来的损失。美国电力市场改革中，对搁浅成本进行准确计量后，以临时电价方式向用户征收后由政府补偿给电力企业。解决搁浅成本问题后，所有电力企业就处在了市场竞争的同一起跑线上。

目前我国电力市场改革存在的许多问题与搁浅成本的处置有关。首先，2002年五号文件中曾经提出“处理电力体制改革中的搁浅成本”，但是，后来没有提出具体办法。我国电力企业都是国家所有，电力市场改革前国家对发电企业的承诺如标杆电价等和电力市场改革后给发电企业造成的损失对每个发电企业都不相同，每个发电企业承担的社会义务也不同，相同装机容量的电厂有的员工超过1000人，有的则只有不到300人，每个发电企业在电力市场中的起跑线不一样。搁浅成本大的发电企业就会在市场竞争中寻找政府特殊支持，这样就出现了市场机制的不彻底和一些特殊的电力市场政策如针对某类发电企业的电价补贴。其次，电力市场原本是要通过市场竞争压力迫使企业降低成本提高效率，在搁浅成本没有解决的前提下，不同发电企业在市场竞争中的绩效难以客观评价，市场竞争所产生的赢利和亏损都是政策性赢利或亏损，发电企业参与电力市场实际上没有激励和约束机制。

没有明确市场主体特别是国有发电企业参与市场竞争的前提条件，电力市场竞争至少在发电侧是没有效率的，即不能产生相应激励和约束机制。搁浅成本的处置办法表面上看对国有企业来说没有必要，实际上，却是塑造市场竞争微观主体的基础。如果国家不解决这个问题，电力市场竞争就不可能真正有效。在目前发电企业整体盈利状况不好的情况下，之所以电力市场还能降价，不是市场机制的作用结果，而是国有发电企业响应政府号召的结果。

电力市场模式的中国特色

市场与计划“双轨制”

国外电力市场改革过程中，传统的以政府管制价格成交的电量会随着电力用户的逐步开放而逐渐减少直到消失。所有电量都以市场方式成交是电力市场改革的基本要求和目标。

我国即使取消传统意义上的计划电量，如果考虑优先发用电计划，由于这部分电量实际上采取了传统计划电量管理和政府定价的方式，因此，可能在很长的时间内，我国电力市场仍然存在计划与市场并存的“双轨制”。“双轨制”特征可以只体现在量或者价上，也可能同时体现在量和价上。很难想象在电力市场中有一部分发电电量是“保量保价”优先成交的，同时也有一部分用户是按用电需求和政府定价必须得到满足的。

“双轨制”的形成有经济管理体制的原因，国家宏观经济管理要求保证重要主体的利益；也有搁浅成本处置的原因，通过计划电量可以部分解决搁浅成本问题；另外，还有理论上的原因，如把保证供电与计划机制等同起来，与市场机制对立起来，这完全是误解，市场机制比计划机制能够更好地保证和改善供给，这是我国改革开放的基本经验。云南省2021年电力市场交易方案中还提出了优先发电与优先用电对口平衡的处理办法，指出“当一类优先发电无法满足省内优先用电需求存在缺额电量时，可由云南电网公司作为市场主体或委托具备交易资格的售电公司通过市场化方式对缺额电量进行购电，并按规则进行结算。”这样规定可能在结算上有必要，但是，却完全误解了优先发用电计划的实质。

交易品种不按时间序列组织

国外电力市场交易品种按时间序列组织。首先分为中长期交易和现货交易，然后，在中长期中分为多年交易、年度交易、月度交易和周交易等；在现货市场中分为日前交易，小时前交易和实时交易。为什么交易品种按时间序列由远及近地组织和实施？根本原因是为了电力市场供求实时平衡提供制度保证。时间由远及近，市场主体对市场供求平衡、生产成本和消费价值等信息掌握越来越准确，通过由远及近的多品种市场交易，市场主体能够根据最新信息不断做出合理的生产和消费决策，实现最优的电力供求平衡。按时间序列组织交易品种反映了电力市场客观规律。

我国电力市场交易品种从一开始就没有按照这个思路进行整体设计和规划。我国从电力市场改革试点出发，先有直接交易、发电权交易等交易品种。国家出台《电力中长期交易基本规则》对各省电力交易品种有一定的指导作用，但是，由于对交易品种设计的客观规律认识不充分等原因，根据2021年部分省级电力市场交易方案，不同省交易品种设计的合理性程度差异较大。福建省明确“中长期交易总体按照年度、月度及月内三种周期安排”。贵州省分为省内电能量交易，周边跨省跨区电能量交易，合同电量转让交易，电量互保交易，省内发电权交易和其它交易，省内电能量交易再按时间序列细分。湖北省分为年度、月度和特色专场交易等。目前我国电力市场交易品种并没有严格按时间序列的逻辑设计。由于没有区分中长期市场与现货市场在供求平衡方面的功能，为了体现电力市场供求平衡的特殊性及市场交易的公平性，许多省在中长期交易中探讨了模拟现货市场交易的做法，如分时段电力交易和带曲线电力交易等。

为什么国外电力市场交易品种都按时间序列设计，而我国电力市场不遵守这个规则同时并没有影响电力市场平衡？原因很简单，因为我国市场交易电量只是部分电量，大部分计划电量可以用来平衡市场。不过，我们必须知道交易品种按时间序列设计的科学价值。实际上，不仅交易品种设计，也包括集中式和分散式交易模式的选择，由于有计划电量可以用来作为市场需求与合同电量之间差异的平衡机制，两种模式之间的差异也模糊了。

省内与省外双重市场分割

国外电力市场以最大范围内的统一市场为目标，在有技术或者社会经济原因限制的情况下也要形成共同市场。按照完全竞争假设，只有更多的市场主体参与，而且在相同的交易规则下竞争，才能形成最有效率的市场。由于市场分割会限制和排除竞争，世界各国包括我国反垄断法律或者竞争政策都禁止各种形式的销售市场分割和妨碍商品在地区之间自由流通的行为。

我国跨省跨区交易一直存在“省间壁垒”。即使没有直接的交易限制，目前大用户和发电企业直接交易很少在跨省跨区之间发生，只能委托省级电网企业代理交易，往往代理交易产生的收益还不能在相应的市场主体之间分享。如湖南省对2018年祁韶直流购电产生的价差空间，规定“40%用于省内重点企业和贫困县参与市场交易的企业，40%用于除省内重点企业和贫困县企业以外的参与市场交易的全体企业，20%用于补偿发电企业”。跨省跨区电力交易的市场机制还不健全。更值得关注的是省内隐形的市场分割现象。四川省2021年电力交易组织方案中把交易品种分为批发交易和零售交易两类，其中批发市场交易品种分为常规直购，留存电量，战略长协，水电消纳示范，富余电量，低谷弃水，清洁替代（电能替代、自备机组停发替代、居民丰水期电能替代、燃煤火电关停补偿），合同转让交易；零售市场交易品种分为常规直购，留存电量、战略长协，水电消纳示范，富余电量，低谷弃水，清洁替代中的电能替代、自备机组停发替代。每个交易品种有不同的交易场景、交易主体和交易规则，相当于把一个完整的市场分割成了很多个子市场，或者至少没有按省内统一市场原则构建。

按照竞争政策的逻辑，省内统一市场和全国共同市场应该成为目前我国电力市场建设的明确目标。事实上，由于计划电量的平衡机制作用，电力市场交易可以不需要太多考虑平衡的需要，市场交易可以设计得更加简单，尽可能有相同的市场主体，执行相同的交易规则，完全按统一市场模式建设和运行。

基于量、价控制的电力市场风险管理机制

由于电力市场交易规模很大，价格的很小变化也可能引起收入或利润的巨大变化，因此，电力市场风险管理机制是国外电力市场制度的重要内容。总体上看，国外电力市场风险管理机制主要有两个方面：一是利用金融市场和金融工具包括期权期货市场和差价合同等进行风险管理；二是由于现货市场价格变化相对更大，更多电量采用中长期交易也能够相对规避风险。

目前我国电力市场仅有中长期交易，其风险管理没有采用国外普遍采用的金融市场和金融工具方式，而是采用直接限制成交价格包括使用价格上限和下限管制和限制投标数量如规定供需比的方式来进行市场风险管理。目前，我国电力市场成交价格基本上按照政府的降价预期成交，发电企业不管成本高低，只有系统性的降价风险，没有成本高或者投标决策失误的个体风险。

这种风险管理机制通过限制市场竞争实现，本身是对电力市场改革的否定，而不是补充。为什么会形成这种特殊的电力市场风险管理机制？主要原因有两个方面：一是不同发电企业搁浅成本没有明确处置过，市场竞争条件不明确、不统一，价格和成交数量限制可以缓解搁浅成本大的企业的亏损；二是政府为了维持社会稳定，不愿意看到任何国有发电企业陷入风险，国家对西北各省火电企业产权的集中化调整就反映了这一点。

市场价格信号与容量投资没有建立联系

为了保证电力市场改革不会影响电力供应，国外电力市场特别注意通过市场交易价格信号引导投资，确保电力市场能够实现长期均衡。除容量市场外，电力期货市场价格、中长期交易价格，甚至包括现货市场价格都能够传递投资的价格信号。对于资本技术密集的电力工业，基于电力市场价格信号的理性的容量投资机制能够同时避免投资不足与投资过剩两种极端状态，提高动态资源配置效率。

我国电力市场价格信号总体上与电力投资没有建立客观的逻辑联系。长期以来我国发电企业主营业务亏损或者微利，但是发电投资并没有受到方向性影响，比如低电价就少投资甚至不投资，国家发电投资整体上仍然保持较高的水平和增长速度。电网企业也一样，虽然由于降电价电网企业盈利大幅度下降，绝大多数省级电网公司处在亏损状态，但是，电网投资也保持较高水平。

如果电力投资失去价格信号引导，一方面电力市场引导资源优化配置的功能不完整；另一方面，电力投资势必要回到政府计划或规划引导，传统计划管理的风险可能出现，并产生投资不足或者投资过剩问题。

电力市场交易规则的中国特色

过分考虑产业政策的市场准入制度

国外电力市场中市场主体根据电力市场模式如批发电零售市场和技术条件如电压等级等逐步成批次进入市场。市场改革具有强制性，也没有计划和市场“双轨制”，市场主体进入后没有像我国这样转入计划电量“轨道”的退出问题。市场进入只考虑竞争政策，不考虑产业政策。英国电力市场改革包括市场化、自由化和私有化三项内容，其中的自由化主要指自由进出电力工业，如投资或股权转让；自由进出市场如有批发、零售用户或保底供电用户的选择权。

由于政府对电力市场的影响，目前我国电力市场是确定性的降价市场。对发电企业而言，进入市场产生确定性的损失；对用户而言，进入市场获得确定性的收益。这样，发电企业为了获得市场电量不得不进入市场，所有用户都选择进入市场。在市场电量相对有限的情况下，选择进入市场的用户就成为政府参与电力市场改革的重要工作之一。虽然近年来随着市场电量比例的增加，技术条件允许的用户参与电力市场的比例越来越大，但是，在市场准入方面仍然还以是否符合产业政策为主要依据，比如几乎各省都对战略性新兴产业用户实施了优先准入。

从电力市场改革初期电力直接交易方案的国家审批，到目前省级政府对市场进入用户的核准和发文，我们利用产业政策限制竞争政策的结果，只会进一步降低市场机制作用的发挥。电力市场制度本身就有创造公平自由竞争环境的义务，但是，除市场准入的政策干预外，目前许多省对用户退出市场采取了行政性惩罚措施，如贵州省2021年电力市场交易方案规定“自愿参与市场交易的电力用户，原则上不得自行退出市场；无正当理由退市的电力用户，由为其提供输配电服务的电网企业承担保底供电责任。电网企业为电力用户供电的保底价格在电力用户缴纳输配电价的基础上，按政府核定的目录电价的1.2倍执行”。通过直接执行更高的政府电价限制用户退出好比我们进商场不买东西就要罚款一样，也不符合竞争政策的要求。

价差竞价规则

电力市场价格形成机制是微观经济学的核心内容，包含十分丰富和深刻的经济学思想。在完全竞争假设下，供给曲线与需求曲线相交形成的市场均衡价格被证明是使社会福利最大化的价格。国外电力市场价格形成机制无论统一出清价格还是按报价支付，都根据这个原理设计。现货市场价格形成机制由于无法即时获得用户需求曲线信息，所以采用发电成本最小化或用户福利最大化形成价格。

目前我国各省电力市场交易中都采用了集中撮合交易方式。许多省集中竞价交易规则中明确要求发电企业按与标杆电价的价差报价，用户按与目录电价的价差报价，这样，发电企业按价差从大到小排序形成供给曲线，用户按照价差从小到大排列形成需求曲线，价差大的发电企业与价差小的用户按一定规则优先匹配成交，直到用户需求全部满足。这种价格形成机制是我国电力市场的创造发明，如果用经济学原理分析这种价格形成机制，在发电企业没有利益平衡硬约束的前提下，这种价格形成机制将会导致发电企业降价或让利最大化，或者从另一个角度即用户福利最大化。

价差竞价规则可以从经济学上给出一定程度的解释。假设所有发电企业在电力市场中有相同的边际收益，发电企业按降价幅度由大到小的排序自然变成成本从小到大的排序，这样就与微观经济学价格形成机制中供给曲线的原理相一致。假设用户支付的电费成本与用户的效用成正式，用户按目录电价降低幅度由小到大排序就等同于用户效用从大到小的排序，这样又与微观经济学价格形成机制中需求曲线的原理相一致，因此，在一定假设下，价差竞价规则与微观经济学价格形成机制有相同的社会福利最大化效果。

平衡利益而不是抑制市场势力的价格监管机制

由于电力工业存在显著的规模经济效应，电力市场自然难以满足完全竞争的原子假设；另一方面，技术和安全因素对电力市场运行影响很大，市场主体有很多私人信息；再加上重复博弈等因素容易诱导默契性合谋。国外电力市场在充分发挥市场机制作用的同时，非常重视市场势力的监管，有许多专门针对市场势力的市场制度和交易规则，如价格上限制度等。

我国许多省电力市场交易方案中不仅有价格上限，而且还有价格下限，而且对每个交易品种都分别设置价格上下限。如2021年贵州省电力市场交易方案规定，“根据当期市场交易情况，为规避电力市场价格大幅波动的风险，对集中竞价和挂牌交易限制最高、最低报价，最高不超过0.50元/千瓦时，最低不低于0.25元/千瓦时。”同时，“分时段价格实行‘基准价+上下浮动’机制，平段交易价格由发用电双方协商确定，并作为基准价；峰段交易价格在基准价基础上上浮最高不超过5%；谷段交易价格在基准价基础上下浮最高不超过8%。”很明显，这样的价格上下限规定不是为了抑制市场势力，而是为了平衡利益差异。这种价格监管机制还延续到了现货市场试点中，我国现货市场试点方案中都提出了价格上下限，如广东现货市场价格上下限分别为1.0元/千瓦时和0.0元/千瓦时，比中长期市场价格上下限范围更大一些。

电力市场的本质在于通过竞争形成的价格信号引导资源优化配置，而不是平衡利益。电力现货市场本来就是为电力市场瞬间不平衡特别是瞬间的过大需求和过剩供给造成的不平衡提供价格解决方案，价格大幅度变化是市场机制充分作用的结果，是电力现货市场的本质特征。国外电力现货市场价格上限是批发市场价格的30左右，我国却只有3倍左右。国外现货市场价格上限根据机会成本定价，以全年10万多个（3×96×365）现货市场出清价格的最高值为依据，超过这个价格被认为有市场势力操纵，通过价格上限管制加以限制。我国现货市场价格上下限参照会计成本确定，没有让市场机制充分发挥作用，价格该高时不高，该低时不低，价格上下限限制的不是市场势力，而是瞬间利益不能偏离平均利益太多。国外电力市场价格监管主要针对市场主体全年收益，允许有每天不同时段、季节的收益变化；我国电力市场价格监管则针对市场主体每天甚至每15分钟（现货市场一个竞价周期）的收益，几乎不能有每天不同时段和不同季节的变化，这与电力市场需求在一天内和不同季节的较大变化明显不匹配。

独有的产量出清机制

国外电力市场有价格形成机制，在出清价格上市场主体按全部生产能力或全部需求生产或消费相应的数量，除非有输电堵塞或者安全校核没有通过等原因。

为了在计划电量和市场电量之间进行平衡，同时避免一家发电企业获得太多的市场电量份额，许多省电力市场交易方案中在价格出清机制外还设立了产量出清机制，如山西省2021年电力市场交易组织方案中规定，除长协交易及战略性新兴产业用电交易以外的所有入市电力用户参加的普通交易“每次组织均设置火电企业可交易电量与需求电量的供需比K:1。供需比K值根据上年度发电侧平均利用小时数、批发用户或售电公司上年度实际用电量及2021年用电增量、市场交易均价等因素，由电力市场管理委员会在11月底前提出并报省能源局，由省能源局会同山西能监办研究确定”。这就是说，发电企业在电力市场中投标的产量不是全部生产能力，也不是扣除计划电量后的市场比例电量，与上年度发电侧平均利用小时等因素有关。如果只考虑上年度发电侧平均利用小时，就意味着每个参与市场的发电企业即使成本或投标价格很低，也不能“吃”其他发电企业的市场份额。

我国电力市场由“供需比”表示的产量出清机制显然又与发电企业的搁浅成本处置不到位和政府对电力市场的其它社会目标考虑有关。但是，这样做的结果又限制了市场机制作用的发挥，使电力市场进一步背离了电力体制改革的真正目标。

深化改革首先要让市场机制充分发挥作用

目前我国电力市场的特色归纳起来就是用市场的手段解决本应该用政府管制解决的降电价等社会问题，目标与手段不匹配，效率低，实际效果按照成本收益法计算可能为负值。电力市场深化改革的主要问题不是建设现货市场，而是首先解决市场机制作用发挥不充分的问题。市场机制建设的切入点一是政府转变观念，把市场竞争与实现社会目标分开，真正放松电力市场管制，让市场机制充分发挥作用，然后再用市场竞争的效益解决社会问题；二是明确搁浅成本处置结果，构建国有发电企业市场主体地位和竞争机制。

本文刊载于《中国电力企业管理》2021年01期，作者供职于东北财经大学产业组织与企业组织研究中心、长沙理工大学电价研究中心，本文得到教育部人文社科重点研究基地重大项目“竞争政策在电力产业的适用性与难点问题研究”（18JJD79001）资助