“囚徒困境”

市場設計者極力避免此種情況出現。“全世界任何一個市場，防串謀是監管的最主要的任務，監管機構99%以上的任務就是防串謀。”

華東市場中，玩家多，規則復雜，節點電價價格不可預測，增加了串謀的難度。“由于節點電價不一樣，串謀參與者不知道串謀后各自的收益是多少，所以很容易分贓不均。但運行過一段時間后，發電企業還是可以建立相關網絡模型，預先算出節點電價來。”

任何一個市場設計都沒有辦法事先根除串謀，還得依靠對發電企業報價行為進行事后分析。美國pjm每天的報價數據和中標結果全部送往監管機構，利用軟件每天進行計算分析，找出獲利較多的企業，并對報價行為進行分析，研究是不是有串謀行為，串謀罪名一旦坐實將面臨巨額罰款。

而此時，初涉電力市場的中國發電企業熱衷于談論“默契”和“共謀”。eo記者尋訪的地方發電企業和中央發電集團代表都期望能與同行達成共識，以便保護自己的利益。在市場推進期間，他們都認為發電企業必須聯合起來，無論是通過電話溝通還是眼色默契。

“毫無疑問的，電話、眼色等達成的價格聯盟都是違法的。”華東電力市場的一位設計者說，而當時，中國對此種行為缺乏相關的配套法律法規。

設計者因此寫下了一個與國內其他市場截然不同的條款：華東市場只允許售電方查詢自己的中標電量和中標電價，不公布各市場主體的成交電量、成交價格。

東北市場，在競價結束后售電方可查詢自己的中標電量和中標電價，以及其他競價電廠的中標電量。模擬運行的南方電力市場則可查詢自己的中標電量和中標電價，南方交易中心在市場交易結束三個月后公布各市場主體的成交電量、成交價格和申報價、量。華東這一做法，被諸多發電企業指責為信息不夠公開、透明。

這位設計者說，“不公布其他主體的信息，是為了讓他們全部進入囚徒困境。串謀都是很難達成的，需要每一個串謀成員講信用。比如，提前說好了，明天我們三個都報5毛錢，但最后報了個四毛九，中標了，其他人沒有中標。其他人以后就不會帶我玩了。”

設計者的邏輯是，在市場上，買方和賣方是戰斗的兩方，賣方和賣方之間、買方和買方之間也是敵人。作為一個中立的交易平臺，他們在戰斗，這個平臺有義務把他們的戰斗數據保密。

“不能夠讓市場成員互相監督對方的報價行為。如果成員之間可以監督，那么市場就完蛋了”。這位專家說，即使公開，也不應該是三個月，三個月后串謀者還是有可能進行秋后算賬。

地方考量發電集團心情復雜，地方政府則更各有各考量。

中國政治、經濟體制均以省為實體，地方政府是保證電力安全供應和電價穩定的責任主體，這與市場競爭主體不一致。

“區域市場交易會給該區域帶來凈收益，但各省之間存在明顯的贏家和輸家。一些官員在私底下交流支持區域市場，認同省一級政府要習慣市場慢慢取代自己的指示，但在公開場合該說什么，自己更清楚。”一位電力專家說。

“省一級政府始終把電當作其管控的對象。”華東能監局一位官員說。出于對電的調控需求，區域市場很難獲得各省政府的真正支持。

在調電試驗中，電力富余低價省份安徽省對區域市場的交易結果就頗為不滿。

市場推進之初，安徽認為區域市場為安徽發展電力事業提供了很好的契機。但安徽作為欠發達省份，在市場競爭中處于弱勢地位。因為安徽處于華東電網末端，定義為電力輸出省份，作為煤炭大省，擔心其資源、人力成本、環保空間上的優勢未能在市場中得到體現，反而在網損、發電利用小時等方面受到一些不利的影響。

安徽省政府認為，華東電力市場規則中規定分省(市)簽訂和履行發電機組的年度基數電量合同，即沿襲計劃經濟下的分省制定發電計劃模式。安徽省發電機組的年度基數合同利用小時數是4000小時，其中的10%還要參加華東區域市場競爭。而華東其他省(市)競價機組的年度基數合同利用小時數普遍在5000小時以上，甚至高達6500小時。對于安徽發電企業而言，由于年度基數合同利用小時數不同，年度基數合同利用小時數低的機組在市場競價中需要更多地考慮對固定成本的補償，這些發電企業在報價時，相對于只需要考慮變動成本的華東其他省(市)競價機組，則處于不利地位，造成了這些機組參與華東統一市場競價的起點不同。這種年度合同電量的處理方式仍是對省間壁壘的保護，不符合區域電力市場關于打破電力行業的省間壁壘、實現區域內資源優化配置的目標。

華東電力市場采用離線計算網損率、在線報價折算的網損處理方法。計算結果表明：華東各省(市)除安徽以外的三省一市網損因子相差不大，而安徽省由于向省外送電較多，所以平均網損因子較低，某些節點機組的網損因子甚至低于0.9。過低的網損因子使安徽的低價機組在參與華東市場統一競爭的價格排序時并不具有優勢。由于華東市場的日前競價采用節點電價的結算機制，較低的網損因子還影響了這些機組的結算價格。

華東電監局一位官員認為，安徽外送網損因子確實低了。“這個事情隨著市場起步一個階段后，是可以通過很簡單的技術手段調整的，但后來市場沒有繼續了，我也沒有提議對此進行改動了。”

安徽也擔心，由于安徽省經濟發展水平和電價水平與上海、江蘇、浙江、福建存在較大差距，安徽省電力公司所代表的安徽購電方在市場中處于非常不利的位置，面臨很大的市場風險。在試驗階段，安徽認為，本省在高峰時段沒有競得購入電量，省內部分發電能力被外省高價購走。

“如果安徽擔心這一問題，就可以通過安徽省政府主導用合同把電量簽回去。競爭發電只是一個調度方式，買電行為基本還是由省級政府主導的。只要把合同簽回去了，安徽的機組不一定發夠這么高的利用小時，但相當于通過市場向別的電廠購買了差額部分的電量。安徽其實沒什么好擔心的，這就是市場設計的魅力。”上述官員解釋說。

安徽認為，皖電東送是西電東送的重要組成部分，是國家發改委核準的項目，由于具備了一次能源的優勢，國家發改委在“十一五”發展規劃中確立了皖電東送戰略。華東推進區域市場建設后，安徽將建成大量以外送電為目的的電源項目，省內負荷無法消化，安徽省內機組的平均利用小時數將進一步降低。而華東電力市場運營規則沒有對皖電東送政策的具體規定，新建的皖電東送機組只能參與華東電力市場統一的競價，而華東市場規則中年度合同、網損和阻塞的規定進一步削弱了“皖電東送”機組的市場競爭力。安徽省建議可以在華東電力市場規則中參照三峽、華中、陽城等區外來電的做法處理皖電東送的問題，優先安排，確保支付，落實國家的產業政策。而在華東電監局看來，關鍵在于皖電東送政策如何以合同的方式落實，不應該由華東電力市場解決。

與安徽類似，同樣處于電網末端的福建也頗有微詞。華東市場一次月度競價前，福建省主管部門逐一打電話到各電廠，要求福建境內的機組不能參加華東區域市場的報價。

福建與華東聯絡線輸送能力有限，這為發電廠商抬高報價創造了條件。當時福建省正和中海油合作，談成了中國第二個進口天然氣項目，每年接收印尼lng260萬噸，為期25年，照付不議。作為配套項目，福建建設一批天然氣發電廠，分別為莆田、晉江、廈門電廠。另一方面，福建的裝機以水電為主，約占1/3。福建方面稱，如果火電參與電力市場，那么福建本地可支配的空間就很小。

華東電監局的官員說：“這三方面的原因是可以理解的。實際上，我們再往前走的話，是可以水電納進來的，福建的競爭優勢就很明顯了。”一位在福建工作過的電力專家說：“無論福建電力富余還是緊缺，只有市場才能解決它的問題。”

上海市政府則認為，華東電力市場中按電價排序的市場出清機制與節能降耗的目標并不完全一致。新投產低煤耗機組由于要回收其投資成本，其成本偏高，在競價排序中并不占優勢;而煤耗高的老機組由于報價低，往往能夠獲得更多的發電利用小時數。同時，由于華東市場中煤耗低的a類機組參與市場競價，發電利用小時數受市場競價的影響;而高煤耗的b類機組不參與市場競價，卻能通過年度合同獲得比a類機組更多的發電利用小時。中國政府在此時已經提出“十一五”期間gdp單位能耗要降低20%的目標，電力工業作為國民經濟中主要的能源行業，也承擔著節能降耗的責任。華東電力市場的競價結果與國家節能政策相悖，不利于實現國家制定的節能降耗目標。

同樣表達了這一觀點的江蘇省政府則準備采取一些強制性措施迫使高耗能小機組讓出發電空間。

華東電力市場第二次調電的總結報告對此有專門回應。其對不同容量段的機組進行統計，600mw及以上機組較合同多發電12.82%，300mw—600mw之間的機組較合同多發電8.83%，300mw以下的機組較合同僅多發0.88%，結果表明高效低耗大機組在電力市場中具有較強的競爭力，市場資源配置趨向于效率高的機組多發，效率低的機組少發。

一位電力市場專家分析說，假定沒有市場，機組計劃曲線根據競價電量進行比例分攤，根據不同類型機組在各容量段的煤耗曲線，比較市場和計劃兩種方式發電曲線發現，第二次調電中全網標準煤耗約減少4600噸，其中高峰期段減少4100噸，低谷時段減少500噸。以此類推，全年可節約標準煤25.15萬噸。

浙江省認為，建設區域統一市場還是由省級市場逐步過渡到統一市場是值得商榷的。目前電力規劃、電源建設等還屬于計劃機制，電力平衡同樣是以省為實體，華東統一市場的平臺并不堅實。在推進區域電力市場的同時，應推進廣義的市場配套改革，否則貿然推進統一市場并不合適。事實上，目前統一市場的配套措施改革困難較大，現階段華東統一市場的條件并不具備。建議采用澳洲的模式，首先建設省級市場，獨立的省級市場采用相同的模式和規則，等外部條件成熟后再逐步融合，最終過渡到區域市場。

江蘇省則認為，華東日前的全電量競價模式對電廠影響很大。電廠為了獲得合同電量，在合同覆蓋電量部分全部報零價，如果因為一些網絡約束造成報零價也不能中標，則電廠會有很大意見，因此華東全電量競價的方式必須修改。他們也建議，在省內設立市場，待省內基本平衡后，再在華東區域市場上進行調劑余缺。

爭論不僅僅發生在各省市與華東電力市場之間，省市之間的博弈也極為激烈。

華東電力市場的平衡賬戶還沒開始設計時，欠發達省份與經濟發達省份對平衡賬戶的設立已經陷入觀點對立中。安徽認為，安徽省的上網電價、銷售電價均處于較低的水平，是華東經濟相對不發達的地區，用戶對電價的承受能力較弱。平衡賬戶若依照“分省平衡”的原則實施銷售電價與市場競價聯動，則對安徽省的電力用戶影響較大，有可能造成安徽省用電價格的上漲，削弱安徽省的電價優勢，影響安徽省的經濟發展，形成電力輸出省份和電力受進省份之間的交叉補貼。因此，安徽省政府建議平衡賬戶的設立原則修改為全網統一使用、統一聯動幅度，并建立省間轉移支付制度。通過轉移支付制度實現電費在不同省(市)之間的流轉，使安徽電力用戶能夠與其他省(市)電力用戶共享區域電力市場改革成果。

浙江則認為，平衡賬戶應在省內設置，這與以省為實體的財稅體系和電價形成機制相適應，也與目前的國情相吻合。

華東電監局則認為華東電力市場的平衡賬戶應分省設立，采用掛賬形式，不產生現金流，從而避免電網公司或地方政府對平衡賬戶資金的挪用。

而華東區域內的五省市電力公司，亦有著不同的觀點。

他們大部分傾向于建立省級電力市場。在一次調研中，上海市電力公司表達了重建省級電力市場的意愿。在他們看來，省級電力市場運作的效率并不一定比區域市場差。2004年之前，上海電力市場的運作非常成功，市場規則經過嚴格的認定，電網公司與發電企業之間關系融洽，既沒有影響發電企業的經濟效益，也沒有影響電網的安全穩定運行，市場運作有一定的結余，為政府解決電網公司和發電企業共同面臨的一些問題作出了貢獻。

上海電力公司認為，上海發電企業的市場力有限。上海原來的9家電廠(屬3家發電集團)hhi指數1400，現有4家發電集團，按發電集團數計算hhi指數較大。但上海發電企業的市場力并不大，因為地方政府為了平抑電價有若干措施，如果某家電廠報高價，地方政府會出面干預以削減市場力。此外由于上海是個對外開放的市場，與省外的雙邊交易更加抑制了省外的市場力。

上海公司同時認為，電力市場建設最重要的是市場主體的建設。電力市場最重要的是市場主體的建設，而不是市場平臺的建設，有市場主體就有市場平臺。首先要討論清楚哪些是電力市場的主體，國家電網公司、區域電網公司、省電力公司哪些是市場主體，而在國家、區域、省哪個平臺進行交易，應該尊重市場主體的選擇。

浙能公司在浙江參與市場競價機組中的市場占有率為70.83%，由于浙江電網錢塘江斷面網絡阻塞現象較為嚴重，使得擁有過大市場份額的浙能公司動用市場里影響市場價格成為可能。浙江省電力公司認為，調電試驗暴露了節點電價形成機制與以省為實體的銷售電價體系之間的沖突，出現了電價優化而沒能兼顧資源優化配置的弊端等等。中國的財稅體制、行政管理體制、銷售電價體制、電網安全責任體制均以省為實體，因此在發展區域電力市場的同時，要完善省級電力市場建設。浙江省是六個省級試點市場之一，試點取得了不錯的成績和寶貴的經驗。應在對試點市場全面評估的基礎上，加快國家和區域市場無法覆蓋到的地方競價市場的建設。

江蘇省電力公司對于建設省級電力市場和浙江省電力公司的觀點基本一致，并強調省級電力市場，應主要開展省內年度雙邊交易和現貨集中競價交易。省電力市場可同時作為售電主體(委托代理的方式組織省內剩余發電資源)與購電主體，自由選擇參與國家月度合同市場或區域年、月度合同市場的交易，并直接參與國家現貨市場的雙邊交易。

無疾而終

在另一個試點區域，東北區域市場模擬運行采用了較為激進的“兩部制電價，全電量交易”方式。

2005年試運行階段，電煤市場化，之后開始漲價，抬高了上網電價，但銷售電價傳導不出去。2006年，東北試點平衡賬戶虧空37.5億元，這引發軒然大波，東北各省政府相關負責人向中央進行了匯報。2006年5月，國家發文要求東北區域市場試點停止運行，轉入總結階段。

推進市場變成了具有政治風險的試驗游戲。

主管部門對市場化愈發遲疑，加之地方政府抵觸、區域電網公司與省級電網公司之間不暢、發電集團從顧慮走向反對，經歷三年十余次月度競價和日前競價模擬運行，兩次正式調電試驗后，沒有總結，沒有指示，華東區域電力市場戛然而止，無疾而終。

“國外整個一個國家都是實行市場經濟，而且是運行了上百年。電力行業是他們市場經濟汪洋大海中的一個孤島，這個孤島上面的爬行動物要某一天變成在大海游泳的魚，往海里一跳就可以了。而我們的汪洋大海還沒形成，最多是一片沼澤地，市場設計就很容易變為一只蛤蟆。搞市場設計的人一定要注意，我們不要蛤蟆，我們還是要想方設法往魚那里靠。”華東電網公司一位資深專家說。

“沒有什么比引入新秩序更難控制、建立起來更危險、更不容易取得成功。”一位親歷者說，“這是現實，在電力市場化中，更是如此。”

“在電力市場化中，決心和判斷力遠比技術重要”，這句話成為華東電力專家總結的最核心經驗。推進電力市場化改革，建立完善的電力市場的關鍵，既在電力行業內，也在電力行業以外。

而在一位發電企業高層看來，雖說組織了盡量廣泛深入的討論、開展了幾乎完美的調電試驗，但確實有出于政績觀強行簡化或異化的痕跡。雖然有引以為傲的差價合約、創新搶眼的節點電價、滴水不漏的平衡賬戶、黃雀在后的最高限價，但如果電網公司是交易的唯一代理，而發電企業卻不能自主分配機組出力，沒有對稱的獎罰，不提及時、全面、準確披露信息的要求，環保不折價，銷售電價不聯動，回避合理的最低限價，靜態和片面地認識電力行業之外的經濟和產業特征，對資產分配現狀、行業認知水平、稅收歸屬、資金流動方向等一系列重要因素選擇忽視，那么華東電力市場的暫停絕不是偶然的。

“人們往往會傾向于記住那些遺憾，對那曾經閃耀著技術和機制光輝的市場平臺充滿了惋惜。這既是浪漫主義者的善良，也是最容易引起現實主義者懷疑的地方。試想，在中國特色大環境，在以安全可靠為前提的行業，在法律規則經常矛盾的社會，怎么就能運行如此先進的體系?大部分時候，越是精密越是脆弱。”她說。

另一家發電企業的親歷者則忍不住感嘆，“如果這個市場從當年運行至今，也足足十年了,這部分人對市場將非常清楚，理解非常深刻。擁有這么一批熟悉電力市場的人，那么建設一個規范、成熟的市場一點都不難。”

重啟?

2015年4月，中發9號文印發，新一輪電改啟動。華東方面很快反應，希望積極推進電力體制改革，爭取再次成為全國電力體制改革的主戰場。

在一份報告中，華東能監局列舉了華東區域推進電力市場建設的有利條件。

一是華東地區市場意識觀念比較成熟。區域電力市場可以順應區域市場經濟快速發展的需要，為區域經濟一體化服務。二是華東區域范圍內，各省份的資源稟賦、能源價格水平基本接近，具備統一平臺競爭的條件，適于改革的平穩起步。瀘、蘇、浙、皖、閩的標桿電價分別為459.3元/千千瓦時、431元/千千瓦時、458元/千千瓦時、428.4/千千瓦時、437.9元/千千瓦時，最大差價為30.9元/千千瓦時，是全國標桿電價最小的區域。三是華東區域交流同步電網網架結構堅強，調度基礎成熟穩定，能夠滿足區域范圍內優化資源配置的要求。華東區域省間共有跨省聯絡線23條，省間輸送能力均在500萬千瓦以上，隨著供需形勢逐步趨緩，各省均有不同程度的電力富余，有必要通過電力市場競爭優化資源利用。

軟條件方面，華東區域電力交易平臺已經運行多年，操作務實和信息系統已基本成熟，機組注冊管理工作扎實。華東電力市場10年來建立了日前市場、月度市場、發電權交易、電力用戶直接交易等多種市場模式，初步建設了電力市場技術支持系統，探索了市場經濟規律與電力生產特殊規律的有機結合與應用。電網企業和發電企業的市場意識都較強。華東電力市場從2003年試點開始，電力企業對市場的認同感增強，積累了豐富的市場建設和風險防范經驗。

但是困難依然存在。華東能監局測算，統調燃煤機組的利用小時數估計2015年仍能保持4700左右，電力企業推進市場改革的內生動力不足。

第二點困難則與十年前沒有變化。五省市各級政府相關部門對電力市場化路徑的認識仍未統一。華東各省市政府電力管理部門更多地對推進省內電力用戶直接交易積極性較高，希望通過市場化降低用戶電價，從而提高本地企業競爭力，但對推動跨省的電力資源優化，喪失對本省電力平衡的控制權仍存在一定的顧慮。

對接下來如何推進市場，華東方面思路有了變化。他們計劃優先推進跨省交易以及雙邊交易，到時機成熟時，才考慮重新啟動日前市場。

首先是依托華東區域現有的跨省交易平臺，推進區域電力市場試點，區域以跨省跨區電力批發交易為主，省內開展電力零售交易。考慮劃出部分年度基數電量(初期可為5%-10%)開展跨省跨區月度及周電量批發市場，增強跨省集中交易平臺優化配置資源作用，同時省內逐步培育獨立售電主體;第二階段集中平臺交易電量可考慮擴展交易空間，按照頂層設計、循序漸進的原則，調動購、售電主體的積極性，實現電力用戶直接在區域平臺購電，逐步發揮價格在市場中的決定性作用。

到了第三階段，華東能監局希望重新探索建立日前電力市場，完善“中長期交易為主、臨時交易為補充的交易模式”，逐步形成多買多賣有序競爭的電力市場體系。

時間，又開始了。

只是今時不同往日。到2015年，已有四條直流特高壓輸電通道接入華東電網，外來電占據上海市場的大約40%，最高達到60%左右。今天的華東電網公司，已非昔日那個華東電網公司。當年試點時開發的那些硬件、軟件，用一位當事人的話說，都已“挫骨揚灰”。

“當下的環境下，試點能否達到當年華東市場的水平我都心存疑慮。電網的態度已經發生了很大變化，地方政府的考慮依然不變，政府部門的合作沒有改進，操刀者的士氣也大不如前。”一位電力專家說，“也許，現階段先從省級小規模建開放式市場，再逐步擴大、逐步完善，這才是合理選擇。”(全文完)