自2015年“九號文”發布以來， 隨著各省交易中心的組建、 輸配電價的核定以及中長期協議電量的增加，電力市場改革進入中期，建立現貨市場成為當前改革的重中之重。

盡管國際上有一些現存的市場機制和理論可以作為參考，但各省份面臨的電源和調度問題不盡相同，要在約一年的時間內設計并落實如此龐大的市場規則變化，對各利益相關方都是較大的挑戰。國家于2017年8月明確的首批電力現貨市場8個試點地區，按照計劃將在2019年初開始試運行。2018年12月27 日，甘肅、山西電力現貨市場試運行啟動，加上2018年8月啟動的廣東省，目前共有三個試點地區實現了啟動試運行的預期目標。

設計一套完善的電力市場體系絕非易事，而中國電力市場改革面臨一項更大的挑戰，是如何從現有的“計劃分配”模式向市場化機制過渡。市場模式本身所需的思維方式轉變以及對改革結果的不確定性，使各利益相關方較為躊躇。

因此，制定一條市場化過渡路徑， 培育市場主體，分步驟幫助其逐步轉型，與電力市場設計本身同樣重要。然而，值得注意的是，盡管過渡方案可以通過在短期內控制變量給予參與者足夠的適應時間，但一定要在各階段中設計出足夠激勵參與者進行“改變和學習”的機制，確保下一階段能按計劃實施， 而非過度保護和強調參與者“不變”的空間，出現看似市場規則變了而市場行為止步不前的狀況。

優先選擇全電力庫模式

過渡路徑的制定需服務于最終要實現的理想市場模式。我們認為在現階段，中國省級電力系統以全電量邊際成本調度為基礎、現貨市場加中長期金融協議的市場結構更具實施性，能夠有效實現資源優化配置、釋放社會紅利的改革目標。

盡管在交易和流動充分的情況下，以分散的物理交易合約為主的凈電力庫市場也能實現同樣的優化結果，但考慮到這種模式涉及的人為環節更多、流程更加復雜，因而需要更加精細的市場規則和管理體系以避免市場操縱，確保系統優化。這對于改革初期的市場來說，實施難度相對較大。

美國加州和澳大利亞電力市場在早期也是采用帶物理曲線的合約為主的模式，但由于凈電力庫參與者尋求自身最優與系統整體最優之間的偏差，出現了很多人為制造阻塞、抬高電價的現象， 隨后二者均改為集中調度為主的全電力庫模式。因此，過渡路徑的設計應更傾向于全電力庫的模式，并分為以下三個階段，分步驟實施。

01階段一：實施市場化調度，輔以收益保障協議

這一階段的實施重點是實行競價上網和邊際成本報價以優化調度，降低系統成本，同時輔以收益保障協議，控制市場調度對各利益相關方帶來的財務影響，確保發電企業的收益基本保持不變。

此階段應要求所有發電廠進行嚴格的邊際成本報價，監管部門提供相應的規范性指導，包括公布報價條目、計算方法及參考范圍等，幫助企業進行標準化的計算和報價。邊際成本報價的計算方法和規范在其它電力市場(如PJM) 普遍存在，相對成熟，可以作為中國設定此類標準的重要依據。在此階段應減少報價頻率，避免放大扭曲報價對電廠造成的不良影響，減少電廠操縱價格的動機。

其次，所有電量應根據競價上網結果進行調度，通過資源優化降低系統成本。在此機制下，發電機組的報價越低，越有可能被系統優先調用。但如果報價低于自己的邊際成本，即使被調用也將是虧損發電。因此發電廠會盡量按真實邊際成本報價，以保證在不虧損的情況下被最大程度地調度。

對于原來的政府優先保障和計劃電量部分，可考慮應按原電量和價格變為與電網簽訂的金融購電協議(以下簡稱“收益保障協議”)：現有的中長期協議同樣變為金融協議。

至此，所有電量都由金融協議覆蓋，該合約不僅僅是保障價格的差價合約， 而是同時明確了電量的總收益保障合同，在本階段可暫由電網負責分配合約曲線。如果某發電廠的實際市場調度電量小于協議電量，相當于在某些時段市場價格低于該發電廠的發電成本時，系統將自動幫其選擇從市場上購買價格更低的電來履行合約義務。相反，如果該發電廠的實際市場調度電量多于協議電量，則表示該廠因邊際成本較低，價格優勢明顯而更多被調度。多出電量部分以市場價格結算，成為該發電廠的額外收益。

總的來說，即高成本發電廠選擇節約發電成本，將其直接用于從市場買電;而低成本電廠獲得這部分收益，替高成本電廠發電，賺取利潤，系統總收支平衡不變。該結算機制在加拿大安大略省電力市場被廣泛應用于直購協議結算。在此規則下，無論發電廠因系統調度多發還是少發，都是收益最大化的優化結果，從機制上減少了其報價作假、盲目爭取發電小時數的風險。

收益保障合同在市場調度和計劃調度之間建立了“緩沖帶”，將市場調度帶來的變動暫時控制在發電側，觀察系統成本和市場價格的變動，企業也能夠通過真正參與競價上網模式，了解到自身成本在市場環境中的競爭力水平和預期收益。到第二階段，市場價格逐步穩定、系統成本降低得到驗證后，會進一步將紅利釋放到用戶側。

02階段二：逐漸取消保障協議，拓寬市場開放范圍

進入到第二階段，各方對市場化調度有所適應并積累了一定的市場經驗后，應逐漸減少政府保障部分的電量， 擴大與用戶直接交易的范圍，鼓勵售電側直接參與批發市場，將市場紅利釋放到用戶側。

此階段應放開大用戶和售電公司參與電力直購市場，不再設置電量上限。與目前簽訂中長期協議后電廠自身的保障電量相應扣減不同，此階段發電廠通過簽訂新的用戶直購協議獲得附加電量，而相應減少的保障電量將由所有發電企業共同承擔。這樣一來，發電企業越早簽訂用戶直購協議，越能搶占優勢、鎖定更多合同電量，增加發電企業參與市場的動力，逐步提高市場化手段在穩定價格方面的作用。

在售電市場開放的過程中，還需考慮設定兜底供電商，以保證短期內無法承受市場電價的用戶的利益， 可考慮由原有的電網企業承擔兜底職責，但應給予足夠且合理的補償。最后，隨著用戶協議不斷增加，電力企業逐漸具備獨立參與市場的能力后， 在適當時機，可以徹底移除所有收益保障協議。電網可作為普通售電商， 按雙方商議價格與發電廠簽訂普通的中長期協議，并與其電網服務業務進行切割。

如德克薩斯州 ERCOT 等眾多電力市場的普遍做法，隨著雙邊協議占比增大，協議中應開始要求協議簽訂者提交曲線，將系統平衡責任分擔至市場參與主體，提高其負荷管理能力，鼓勵商業模式創新，培育用戶側未來參與批發市場的能力。

03階段三：引入競爭性報價，向售電側放開現貨市場

當市場框架基本建立、交易主體趨向成熟以及監管職能不斷完善后，應進一步去除改革初期為減少風險設立的行政管控措施，轉為用市場化手段對系統進行調控，提高競爭性。

由于中國的發電結構相對單一， 若持續采用嚴格基于邊際成本的報價， 可能出現大多時段市場最終出清電價與電廠邊際成本十分接近的情況，這將導致發電廠難以收回長期運營所必須投入的其它成本。因此，在取消收益保障協議的基礎上，本階段應將邊際成本報價轉為競爭性報價。這樣，大部分時段發電企業出于競爭壓力仍會按邊際成本報價以爭取被調度，而用電高峰時段則會選擇抬高報價形成尖峰電價。 這些尖峰電價時段能夠幫助企業收回其成本， 保證關鍵電廠的盈利和系統安全，避免需求高峰時的供應短缺。

在擁有競爭性報價的基礎上，電力市場的平均價格與發電資源的全成本 (邊際成本和非邊際成本)逐步趨近， 售電側進入現貨市場的時機趨于成熟。系統應向售電側放開現貨市場，加上之前的售電側直購選項，系統正式形成雙向現貨市場加長期虛擬協議的市場格局。此時，發電企業將基于市場價格自主抉擇進入或離開市場，從而達到市場供需的動態平衡。

在完成上述三個階段的過渡后，系統已經基本構建了“電力庫模式”的市場框架。該框架根本上改變了系統的運作模式，并不斷激勵和迫使市場參與者進行學習和改變，同時在經濟收益上提供緩沖，保證改革快速而平穩地進行。

值得注意的是，建立額外市場(如容量市場)的主要目的是彌補電量市場補償的不足，這需要建立在電量市場運行已基本穩定、 價格和供需實現均衡的基礎上 (國際普遍經驗顯示這通常需要兩年左右的時間)，謹防將電量市場尚未穩定所帶來的問題與電量市場本身的缺陷混淆起來。在過渡期間過早的加快進度或引入其它市場，可能會造成未預測到的市場扭曲，很難實現預期目標。

從目前已公布的一些現貨試點計劃來看，我們很欣慰地看到許多省份都充分意識到了過渡路徑的重要性，尤其在過去政府發電計劃的處理、中長期合同與現貨的結合方式、價格形成與結算以及市場參與范圍等幾個問題上進行了很多創新性的過渡探索，而非簡單一步照搬國外成熟模式。

盡管本文中提到的僅是一種過渡思路，但希望其中的部分設計和原則能為各省下一階段的市場設計提供參考。