從2002年國務院出臺《電力體制改革方案》的五號文件起，我國電力市場改革已開展21年。經歷了長時間的持續改革，目前我國電力市場建設完成情況究竟如何?這是國家、電力企業和社會公眾普遍關注并且希望得到回答的問題。2015年，國家關于電力體制深化改革的九號文件發布后，我國電力市場改革確實取得了顯著的成績，比如省級中長期市場相對成熟，市場交易電量規模大幅度增加等。但是，我國電力市場改革的程度或成績是否意味著可以用市場交易電量規模等指標來表示?筆者認為，目前我國電力市場改革在一些根本問題上存在誤區，這些誤區不消除，電力市場深化改革很難進一步推進，就像現貨市場一樣，從2019年就開始結算試運行，但直到現在仍然沒有一個省或地區真正開始運行。

(來源：微信公眾號“電聯新媒” 作者：葉澤)

電力市場有效性評價標準的誤區及其建議

表現形式

目前我國電力市場改革主要強調市場體系、交易品種、交易模式和方式、市場主體或交易電量規模等，卻相對忽視市場交易價格形成的科學性和合理性。中長期交易價格根據1439號文件在基準價×(1±20%)的范圍內形成，為釋放價格的時間信號，中長期交易電量執行或參照執行國家管制性目錄分時電價。現貨市場價格上下限的形成缺乏經濟理論依據和合理性，基本上參照目錄分時電價形成。總體上，目前我們把市場交易方式當作電力市場本身，即只要通過市場交易方式完成的電量就是電力市場改革，就是有效的，顯然這是一個誤區。

理論分析

經濟學原理告訴我們，與一般商品市場一樣，電力市場的核心是使交易價格=成本。與一般商品市場不同的是，電力商品的表現形式十分復雜，有電量也有電力，電量按時間可以分為多年、年、月直到多日，電力可以按15分鐘甚至更小的時間間隔劃分。與一般商品的成本相似，電力市場交易中的成本可分為會計成本和經濟成本;在正常供求平衡情況下使用會計成本如平均成本，但是供求不平衡的情況下，則需要使用經濟成本，如缺電情況下，采用用戶失負荷價值定價，而電力嚴重供過于求情況下，則采用發電失出力價值定價。不過，由于電力系統供求平衡的特殊性，與一般商品的成本不同，不同供求平衡情景下，不同成本計量方法所產生的成本差異很大，即電力市場特別是現貨市場交易價格變化很大，這是電力市場的基本特征。目前我國電力市場中并沒有認真核算不同情景下的系統發電成本，相關部門簡單地以基準價或者考慮一定浮動比例后的價格代替不同情景的成本核算結果，這樣導致市場交易價格并不嚴格遵守價格=成本的經濟規律，電力市場因此缺乏有效性的客觀判斷。所以，目前我國電力市場是按市場形式執行政府“基準價+煤電聯運機制+目錄分時電價”的價格形成機制的特殊市場。

改革建議

這種“市場形式+計劃實質”的特殊電力市場會產生的后果是付出了市場交易和組織的成本，但是卻沒有獲得市場價格引導資源優化配置效益的結果。因此，目前的電力市場改革實際上又一次面臨是否要真正“充分發揮市場在資源配置中的決定性作用”的戰略選擇。計劃體制不利于充分發揮價格信號優化資源配置效益的作用，但是，可以節省交易成本;完全的市場機制雖然要付出大量的交易成本，但是，卻可以通過市場機制優化資源配置。考慮到電力工業資本密集，市場優化資源配置效益的潛力空間很大，建議國家將目前“市場形式+計劃實質”的電力市場統一到“市場形式+市場實質”上來。“市場實質”的關鍵做法是在政府核算不同情景的系統發電成本的基礎上，建立價格=成本的市場價格形成機制。如果政府需要進行宏觀調控，可以對年度交易結算均價進行調整。

電力保供的誤區

表現形式

電力保供表面上與電力市場無關，實際上卻涉及電力市場的根本功能。電力保供反映了電力工業和電力商品的根本屬性。保供本身理所當然，但是，保供的方式與電力市場有關，是有科學保供與否之分。目前我國電力保供在方式上把電力市場排除在外，提出了“需求響應優先，有序用電保底、節約用電助力”的基本方針，結果是寧愿按5.0元/千瓦時的補償標準讓用戶轉移尖峰負荷，也不執行5.0元/千瓦時的電力市場價格。假設5.0元/千瓦時就是用戶的失負荷價值，相當于本來市場交易價格按價格=成本原則達到5.0元/千瓦時就可以實現的電力保供，卻非要用更大的成本(補償費用)才能實現。更重要的是，如果實際市場尖峰價格是1.5元/千瓦時，這種價格水平會誘導用戶相對更多地用電和發電企業相對更少地發電，加劇電力不平衡。因此，從某種意義上，目前我國由于電力供不應求產生的電力保供，至少有一部分是目前我國電力市場不納入保供機制，而對尖峰時段采用了價格上限管制造成的。另外，相對更高的需求響應補償標準還會誘導用戶把生產計劃(用電負荷)有意安排在尖峰季節和時段，加劇保供壓力。

理論分析

電力保供可以轉換為用電可靠性的科學選擇問題。如果要求電力系統提供99.9999%的供電可靠性，對應的系統發電成本很高，如1.20元/千瓦時;如果把供電可靠性降低為99.9%，雖然降低比例不大，但系統發電成本明顯降低，如0.60元/千瓦時。目前我們簡單片面地理解電力保供，即只強調供電可靠性，卻完全忽視了對應的成本，或者要求提供99.9999%的可靠性，卻只允許按0.60元/千瓦時定價。這種機制設計顯然不科學，即使國家補貼(國有發電企業和電網企業承擔)也不具備可持續性。實際上，如果引入電力市場機制，隨著市場價格的提高，用戶相應調整用電，相當于不同用戶分別選擇不同的可靠性并執行相應的價格(成本)。這種機制才是科學的電力保供機制。電力系統是一個包括用戶在內的整體，用戶在電力系統電力電量平衡中也應該承擔相應的責任，而不是完全任性地用電，市場機制提供了用戶承擔自身責任的有效辦法。這種責任應該延伸到包括居民在內的全體用戶。打個比方，居民一年內只有在春節親人團聚等情景下可能有一天、兩天的大面積用房如300平方米的住房需求，少數有錢人因此買了300平方米的別墅，同時承擔了全年其他時間房子閑置的成本。而大多數人只買了120平方米房子，在短期節日需要時讓客人在酒店吃住。雖然酒店吃住費用大，但畢竟只有一兩天，比購買300平方米的別墅經濟劃算很多。目前我國電力保供像是政府代替所有用戶決定了高標準的高消費(即99.9999%供電可靠性或300平方米別墅)，卻沒有考慮用戶承擔了更高的成本。

改革建議

建議把電力市場納入電力保供機制中，讓市場價格引導發電企業增加發電出力與用戶調整、限制用電尖峰負荷，實現市場主體自由選擇和利益最大化，從同時增加尖峰供給和轉移、限制尖峰需求兩個方面有效建立內在的電力保供機制，并形成一個全體用戶承擔相應責任的電力系統可持續發展機制。讓用戶承擔尖峰用電責任可能會提高用戶短期用電成本，但是，這種機制會引導用戶用電行為合理化，如選擇99.9%供電可靠性和購買120平方米房子，這種理性行為會在長期內降低用戶用電成本，使用戶受益。相反，目前政府代替全體用戶做出的高消費選擇至少不適用低消費需求的用戶，即使短期內不增加用戶用電成本，也會增加國家負擔;長期內則肯定會增加用戶包括居民用戶的用電成本。即使執行目前的電力保供機制，也要明確核定電力保供期間發電企業的額外損失，并規定這個損失不計入經營業績考核，甚至應作為激勵按利潤考核。

有效市場與有為政府的認識誤區

表現形式

我國電力市場改革中并沒有明確電力市場條件下政府管理的邊界。總體上，由于電力工業的特殊性，政府在電力市場改革中比過去計劃體制下管得更多更細。從五號文件發布后，國家相關部門批復發電企業與電力用戶直接交易方案開始，到現在國家、省政府相關部門每年底發布次年電力市場化交易實施方案，對市場主體年度交易電量比例做出強制性規定，對年度中長期市場交易電量規模和每個交易品種的交易價格上下限做出具體規定等，電力市場完全由政府相關部門組織實施，電力交易和調度機構、市場主體和電網企業具體執行，與國外電力市場改革中市場主體與政府部門的角色關系存在明顯的差異。

理論分析

現代經濟學認為市場與政府(計劃)表現為替代關系。如果要增加市場因素，必然就要減少政府(計劃)作用。電力市場相對復雜和特殊，除自然壟斷輸配電環節外，由于規模經濟等客觀經濟規律的作用，電力批發市場和零售市場往往也難以實現完全有效的市場競爭，因此，都需要政府管理。在既要維持政府管理又要減少政府管理的雙重要求下，國外電力市場改革中成立或者重建了專業化、職業化的電力監管機構。一方面，政府不再直接管理，讓市場機制充分發揮作用;另一方面，電力監管只是對市場運行過程特別是結果的監管，如果有問題監管才出現，沒有問題監管也不需要，電力市場相對獨立運行。

改革建議

最近，國家出臺的《關于深化電力體制改革加快構建新型電力系統的指導意見》中提出“推動有效市場與有為政府更好結合，不斷完善政策體系，做好電力基本公共服務供給。”建議在充分考慮電力工業和電力市場特殊性的基礎上，明確政府與電力市場的邊界，原則上把電力市場交給市場主體，包括電力交易機構，政府主要履行監管職責。具體建議包括由電力交易(調度)機構編制和組織實施年度市場化交易實施方案和現貨市場運行方案，政府相關部門在交易機構的配合下，對市場主體報價是否使用市場勢力，市場主體年度收益是否超過社會平均收益率，市場交易的公開、公平和公正等進行監管。考慮電力市場監管的專業性，建議由各地電力監管機構履行電力監管職能，同時加強職業化電力監管隊伍的建設。

電力市場價格風險管理的誤區

表現形式

我國電力市場改革把價格穩定作為原則。對于電力市場價格變化，我國電力市場總體上采用了簡單粗暴的規避方式。“簡單”的主要表現是直接為幾乎每筆交易都設置了價格上下限。雙邊交易理論上沒有價格上下限，但是，基準價×(1±20%)的政策或更窄范圍變化的政府指導價構成了價格限制。集中交易一般都有價格上下限，或者采用對價格變化產生影響的供需比限制。現貨市場雖然把發現價格作為目標，但是，卻執行了嚴格的價格上下限，省間現貨價格上限原來為10.0元/千瓦時，但今年也降低為3.0元/千瓦時。“粗暴”至少包括兩方面內涵：一是不問價格上下限的成本依據或合理性，根據感覺或意愿直接任性確定，比如20%的基準價變化幅度，1.2的供需比，1.5元/千瓦時的現貨市場價格上限等;二是不考慮市場主體風險態度和主觀能動作用，直接控制價格變化范圍。其做法就像為了避免開車風險，要求所有車輛以很低速度如城區限速20千米/小時、高速限速40千米/小時行駛。

理論分析

電力市場的核心就是通過價格變化引導市場主體發用電行為調整和資源優化配置。由于電力負荷需求水平的時間差異性等，不同時間的發供電成本差異很大，因此價格變化也會很大，這是電力市場客觀經濟規律。如果把每筆交易價格都限定于一個較窄的變化范圍，那何必搞電力市場特別是現貨市場呢?經濟理論和國外電力市場經驗甚至日常生活經驗都表明，在保證市場價格機制充分發揮作用的前提下，風險是可以有效規避的。比如開車有風險，可以通過車主購買車險得到有效控制，并不需要把車速限制在一個很低的水平。國外電力市場以現貨市場為主，價格變化根據經濟規律確定可以在用戶失負荷價值和發電機組失出力價值的很大范圍內變化，但是，通過建立與現貨市場配套的期貨期權金融市場和運用差價合同等金融工具，能很好地控制市場價格風險。我國現貨市場設計中也提出了中長期差價合同的金融工具，但沒有使用，相反仍然使用直接的價格上下限制。本來用市場的方式可以把市場機制和風險管理兩項工作同時做好，可是我們卻人為地強化兩者之間的對立，用行政的方式控制價格，在規避風險的同時也犧牲了市場競爭效率。

改革建議

既然進行電力市場改革，就應該優先考慮市場競爭目標的實現程度，然后再來控制風險，而不能本末倒置，為了控制風險而犧牲市場機制及其資源優化配置效益。事實上，經濟理論與國外電力市場為我們提供了許多適應電力市場包括現貨市場的市場化金融風險管理手段。在目前電力期權市場暫時缺乏條件的情況下，完全可以運用差價合同工具和場外期權交易市場等手段規避價格風險。全電量物理出清的現貨市場價格變化再大，市場主體也可以通過簽訂相應比例的中長期差價合同實現有效的風險管理。比如通過建立金融性的中長期合同套利交易市場，可以使中長期合同價格與現貨市場價格一致;針對2022年8月出現的省間現貨高價風險，完全可以通過設置相應月份的場外期權交易市場，使市場主體以支付類似車險的形式，在很大程度上規避實際現貨價格產生的風險。另外，要充分考慮季節性、時段性等因素引起的價格變化合理性，對每筆交易的價格上限盡可能按經濟規律或者市場主體不使用市場勢力時的最高(最低)價格制定。如果需要對電價水平進行宏觀控制，也應該以年度交易均價為對象，這樣可以在實現政府電價穩定目標前提下最大限度地發揮市場機制作用。

中長期市場與現貨市場組合關系的誤區

表現形式

2015年九號文件的第二個配套文件“關于推進電力市場建設的實施意見”中這樣描述中長期市場與現貨市場的關系：“具備條件的地區逐步建立以中長期交易為主、現貨交易為補充的市場化電力電量平衡機制;逐步建立以中長期交易規避風險，以現貨市場發現價格，交易品種齊全、功能完善的電力市場。”這個文件把中長期市場與現貨市場定義為主補關系。但實際現貨市場建設根據這個定義，把現貨市場做成了一種偏差電量結算機制，即采用這個結算公式進行市場交易結算：中長期合同電量×中長期合同價格+(現貨市場電量-中長期合同電量)×現貨市場價格，沒有體現現貨市場全電量物理出清。盡管這個結算結果與標準模式的現貨市場結算結果通過因素結合后是相同的，但是，也不能做這樣的解釋。這樣的解釋實際上既沖淡了現貨市場發現價格的功能，也模糊了中長期市場規避價格風險的功能。正是由于這個原因，在中長期市場簽約電量比例按國家規定要求很大如90%的情況下，現貨市場發現價格和引導資源優化配置的功能就會壓減到很小，如10%。為了釋放充分的價格信號，國家要求對中長期合同進行分時段分解，把本是現貨市場解決的問題放在中長期市場中解決。一方面，中長期合同按電量、電價和電費不變原則，在每天24小時的分解機制上，由于涉及利益調整很難通過雙邊協商實現，操作上由于涉及許多變量的協調調整十分復雜，分解后的負荷曲線和價格很難與現貨市場實際負荷需求與價格一致;另一方面，如果真能分解一致，現貨市場就沒有必要存在，就真的演變成了偏差電量調整機制。

理論分析

借鑒國外經驗，按照各省集中式現貨市場模式設計，中長期市場與現貨市場分別以金融性差價合同及風險規避和全電量物理出清及發現價格的功能，互補并整體地呈現為集中式電力現貨市場。這里的互補關系可按左右鞋理解，只有左鞋或右鞋等于沒有鞋。這樣的電力現貨市場既可以釋放價格信號，同時又可以規避價格風險。有了這個基本認識，現貨市場與中長期市場的功能發生了轉變，變成一個純粹用于規避現貨市場價格風險的金融性工具，與實際電力電量平衡沒有關系。與此同時，現貨市場全電量物理出清既反映了電力系統運行規律，也發現了價格。在這種模式下，現貨市場顯然不是偏差電量結算機制，而是全電量物理出清機制，市場交易結算應該按現貨市場電量×現貨市場價格+中長期合同電量×(中長期合同價格-現貨市場價格)進行。這個結算公式的第一部分指現貨市場全電量物理出清并結算。第二部分所體現的價格風險規避原理可以這樣解釋：中長期合同價格是市場主體協商后雙方都接受的價格，可認為是零風險價格：假設發電企業和用戶都是價格理性人，如果現貨市場價格高出中長期合同價格，說明發電企業出現了誤判應該承擔相應的責任，中長期合同電量×(中長期合同價格-現貨市場價格)小于零，作為減項扣除發電企業因為更高現貨價格多收的電費，發電企業的實際結算電價水平在機制上趨近中長期合同價格即零內風險價格。同理，當現貨價格低于中長期合同價格時，說明用戶誤判了市場價格趨勢，用戶在現貨市場全電量物理出清因更低現貨市場價格所產生的額外收益也不應該由用戶獲得，通過正值的中長期合同電量×(中長期合同價格-現貨市場價格)，應該分享給發電企業;這樣，發電企業的實際結算電價水平在機制上也趨近中長期合同價格即零內風險價格。由于中長期市場只是金融工具，與電力電量平衡沒有關系，因此，也根本不需要做中長期合同分解。實際上，目前中長期分時段分解的要求來源于中長期市場高比例簽約的政策性要求，而不是中長期合同本身。如果把中長期合同簽約電量比例交給市場主體自主決策，并且出現高比例簽約結果，這種結果反映了市場主體強烈規避價格變化的集體意愿，也應該得到尊重，而不需要再人為地分出分時段價格。事實上，市場機制會自動誘導出最優的中長期合同簽約電量比例。比如，尖峰負荷時段用電比例較大的用戶會選擇更大比例的中長期合同;相反，可以低谷時用電的用戶會選擇更多電量在現貨市場出清。

改革建議

國家相關部門要明確調整集中式現貨市場下中長期市場與現貨市場關系定位，應將主補關系改述為互補關系;并且相應調整現貨市場下中長期市場的功能，把過去的中長期物理交易調整為純粹的金融性結算工具。同時，把中長期差價合同市場作為金融市場進行試點，比如引入非發電企業和用戶的投機性市場主體，取消市場主體中長期合同交易數量限制，開展連續的中長期合同轉讓交易，建立中長期合同價格與現貨市場價格一致的內在機制。按現貨市場全電量物理出清組織交易和結算，即結算電量=現貨市場電量×現貨市場價格+中長期合同電量×(中長期合同價格-現貨市場價格)。取消中長期合同分時段分解做法，中長期合同應根據上面的公式按月與現貨市場月度交易均價作差價合同結算。集中式現貨市場中長期合同不具備物理意義，只有結算價值;建議把風險管理的權力和責任還給市場主體，取消中長期合同簽約電量比例限制。如果堅持維持現在的高比例要求，則建議開設金融性的中長期合同轉讓交易市場，讓不同負荷特性和發電成本特性的用戶和發電企業甚至純粹的投機商通過中長期市場與現貨市場之間的套利交易，間接釋放中長期合同的時間信號，使中長期合同價格接近現貨市場價格。

本文刊載于《中國電力企業管理》(上旬刊)2023年第8期，獨家稿件，作者供職于長沙理工大學。