深化电力市场建设的若干思考：现货市场如何起步、计划与市场如衔接

以中发9号文为标志的新一轮电力体制改革，重点围绕解决电力行业市场机制缺失问题，提出了我国深化电力体制改革的目标和任务。改革实施三年以来，我国电力市场建设稳步推进，市场建设成效初显，市场化交易已达到了一定规模，根据中电联统计数据显示，2017年，全国市场化交易电量合计16324亿千瓦时，占全社会用电量比重达到25.9%。随着市场建设的不断深化，多买多卖的市场竞争格局逐步形成，改革所带来的经济实体用电成本降低、促进清洁能源消纳等红利加快释放，受到社会各方广泛关注。

当前，电力市场建设已由顶层设计转向实施落地。电力市场总体框架和建设方向已经明确，但具体如何建设仍不清晰，市场模式选择及交易品种设计尚存在分歧。下一步深化电力市场建设，必须立足国情，充分考虑我国经济社会发展阶段、基本经济制度、行政管理体制、能源禀赋和电源电网结构等特点，合理设计市场模式和发展路径。我国电力市场建设面临的特殊国情和形势，对深化电力市场建设提出了七大要求：

一是我国资源大范围配置需求突出，要求进一步打破省间壁垒，加快构建全国统一电力市场。我国能源供需逆向分布的特点，决定了能源资源必须在更大范围内进行配置。然而，我国长期形成以省为实体的财税管理体制和电力平衡机制，在经济新常态、电力供过于求的背景下，地方政府普遍对省间交易进行干预，制约市场功能的发挥。为促进资源大范围优化配置，必须通过合理机制设计打破省间壁垒，加快建立全国电力市场。

二是新能源发展迅猛，“三弃”问题突出，要求加快建立促进新能源充分消纳的市场机制。我国新能源资源集中、规模大，远离负荷中心，难以就地消纳，加之灵活调节电源占比低，近几年电力需求增速减慢等多种因素共同作用下，新能源消纳矛盾更加突出。需要抓紧研究建立可再生能源参与的市场机制，以市场化手段促进新能源消纳。

三是计划与市场长期共存，要求市场建设能够促进计划向市场平稳过渡。为防止电力市场价格波动给国民经济和社会稳定造成较大影响，政府计划需要逐步被市场交易所取代，我国电力市场会长期存在“市场+计划”的双轨制。如何实现计划向市场的平稳过渡是目前市场建设中亟需解决的重要问题。

四是市场化交易规模不断扩大，电力电量平衡面临挑战，要求加快建设完善电力市场体系。随着市场化交易规模的不断扩大、新能源的迅猛发展，电力电量平衡面临挑战，需要尽快建立健全中长期交易与现货交易相结合的完整电力市场体系，从而在满足市场经济规律的同时，保证电力供需平衡和电网安全运行，促进清洁能源充分消纳。

五是部分地区发电市场集中度较高，要求市场建设必须合理解决市场结构问题，有效防范垄断风险。部分省(市)存在发电集团寡头垄断，单一发电企业市场份额过大的情况。特别是当前电力央企重组形势下，发电集团市场垄断问题更加突出，将对市场正常运行产生影响，需要在市场机制设计中予以考虑。

六是市场交易主体不断增多，但市场环境尚不成熟，法律信用体系不健全，要求市场建设必须同步完善监管体系。我国尚处于市场建设初期，市场环境的不健全迫切要求进一步完善市场监管机制、强化监管能力建设、健全监管法规体系，加强对发电和售电等各类市场主体交易秩序、市场力、违规行为等的监管，确保交易组织和调度公平、信息发布公开透明，及时评估市场运行状态及潜在风险，切实保障市场建设的有序推进。

七是科技创新不断进步，新业态层出不穷，要求市场建设有利于引导商业模式和业务模式创新。市场化改革实施三年来，独立配售电公司加快组建，社会资本积极寻找投资机遇和发展空间，互联网+售电、综合能源服务等新技术、新产业、新业态层出不穷，要求深化改革应以市场为导向，进一步破除体制机制障碍，鼓励和引导市场主体加快转型升级、积极开展技术创新。

基于我国国情考虑，深化电力市场建设需着力解决五大关键问题：一是如何推动现货市场起步，二是如何打破省间壁垒，三是如何在市场环境下促进新能源消纳，四是如何实现计划向市场的平稳过渡，五是如何解决发电市场集中度高的问题。

问题一：现货市场如何起步

国家要求“2018年底前，启动现货交易试点;2020年全面启动现货交易市场”，并已启动南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃的现货市场试点工作，目前试点地区正在积极开展试点方案和规则编制等准备工作。现货试点工作即将启动，但目前社会各界对于现货市场的模式选择、启动条件等问题仍存在较多争议。

1.现货市场的模式

从国际经验看，现货电力市场主要存在两种模式。模式一：中长期交易采用物理双边合约，剩余部分电量参与现货交易，如英国、北欧、德国等欧洲国家普遍采用该模式。该模式的特点是，市场规则相对简单，市场价格波动风险较小，但中长期物理交易难以反映短期价格信号，竞争机制发挥的作用相对有限，且现阶段调度实施中长期物理交易校核存在困难。模式二：中长期交易采用双边差价合约(发电企业和消费者签订差价合约，合约中规定了参考电价和电量。如果现货市场价格低于合同规定的参考电价，不足部分由消费者支付发电企业，反之，发电企业返还超额收益。差价合约中的物理量不具有约束力，不需要强制执行)，发电企业全部电量均参与现货交易，如美国、澳大利亚等国家采用该模式。该模式的特点是，市场竞争激烈，价格充分反映市场即刻的供求变化信息，资源配置效率更高，但市场规则复杂，在现货市场建设尚不完善时，价格波动、电网安全运行和用户用电安全等风险较大。

目前，我国电力市场建设处于起步阶段，电力交易以计划为主，存在部分大用户直接交易，相比而言，采用部分电量现货模式更易于与现有模式衔接，降低改革风险，适合市场力大或供需紧张、计划电量放开比例较低的省份。对于新能源占比高、市场力较小、供需宽松、市场环境成熟度高的省份可探索全电量现货模式。此外，为了实现向未来全国统一电力市场的演变，各省现货市场在起步之初其核心规则就需要统一。

2.现货市场启动需具备的条件

受电网安全、电源技术特性等约束，现货市场的运行机制和交易方式都较为复杂，需要提前做好充分准备。从国际经验看，美国加州ISO等现货市场运行都建立在扎实的前期工作基础上(美国加州ISO、得克萨斯州ERCOT现货市场建设用时均超过3年)。从我国实际看，要实现2018年底前启动试点、2020年全面启动的改革目标任务，面临较大挑战，亟需做好以下准备工作：

一是提升市场主体的市场意识，增强其参与市场的主动性;二是制定市场规则，夯实制度基础;三是建立完善相关市场技术支持系统，包括机组组合技术、负荷预测技术、出清算法、电量分解技术、结算清算技术、机组统一调用技术等，加快工程运用;四是强化发电和用户侧的硬件基础，例如，可依托公司营销系统的改造，推动发电和用户具备每天采集96点的数据采集条件。

问题二：如何打破省间壁垒

目前，我国电力交易省间壁垒问题突出，主要表现在：一是地方政府严格控制省外购电量，尤其在经济进入新常态后，某些省份要求除国家指令性计划电量外，禁止向省外购电。二是行政干预省间交易价格，部分受端省份压低交易价格，部分送端省份抬高交易价格，致使双方协商困难，交易难以达成。

打破省间壁垒的关键是充分发挥市场机制作用，减少地方政府的行政干预，促进电力资源大范围优化配置。具体措施包括：一是放开省间发用电计划，扩大省间市场化交易空间。不同类型的计划电量可采取不同的放开方式，例如，配套电源送出交易可按照受端省发用电计划放开比例进行;政府间框架协议和历史固化形成电量交易可继续执行协商结果;点对多网的清洁能源交易可采用按照固定比例方式划分。二是促进市场主体参与交易。进一步放开用户选择权，允许用户参与省间购电。通过组织开展省间发电权交易、省间辅助服务交易等方式，建立起发电侧的激励机制，对受端利益受损的发电机组进行补偿。三是促进政府接纳省间送受电。建立省间交易利益补偿机制，省间交易产生的红利由送受端省协商(或者按照强制比例)分配，补偿受端省损失。

问题三：市场环境下如何促进新能源大范围消纳

完善市场机制特别是现货市场交易机制是促进新能源消纳的关键举措。考虑电力市场建设进度，新能源参与市场需要区分近期和中远期两个阶段。

近期，由于现货市场刚起步，新能源可在省内继续执行全额保障性收购，省间主要采取中长期交易，富余可再生能源电量可参加省间增量现货交易。省间新能源中长期交易可包括：一是省间新能源直接交易。放开用户和售电企业的省外购电权。将优先发电安排以外的输电通道容量面向市场主体全部放开，由用户通过双边协商和集中竞价等方式开展直接交易。二是发电权交易。组织送出地清洁能源企业与受入地常规能源企业开展发电权交易，扩大省间发电权交易电量。三是置换交易。鼓励负荷和发电特性具有互补性的省份开展发电置换交易。同时，为充分利用跨区域省间输电通道能力，促进可再生能源充分消纳，国家电网公司探索开展了跨区域省间富余可再生能源电力现货交易，即当送端电网调节资源已经全部用尽，各类外送计划和交易全部落实的情况下，可再生能源仍有富裕发电能力，预计产生的弃水、弃风、弃光电量可参与省间现货交易。

中远期，随着现货市场的建立，逐步推动可再生能源参与现货市场，通过市场竞争与政府补贴相结合的方式实现优先消纳。根据国际经验，新能源参与现货市场主要通过差价合约和溢价竞争两种模式进行补贴。一是差价合约模式。新能源发电企业参与新增项目的竞标，成功后与政府签订差价合约，获得标杆电价，新能源企业在合同期内所有出售电量以此电价结算。同时，新能源企业参与现货市场交易，市场收益多退少补。如果市场价格低于标杆电价，不足部分由政府或消费者支付;反之，新能源企业返还超额收益。二是溢价竞争模式。新能源发电与其他机组按照同等规则参与市场竞争，并在市场价格的基础上按一定比例获得补贴。补贴额度可以是固定值，也可以根据电价波动进行调整。我国可因地制宜对不同的可再生能源参与现货市场模式进行探索，未来，随着技术的成熟和可再生能源成本的下降，可逐步降低补贴力度，使可再生能源面向市场并最终退出财政补贴政策。

问题四：计划与市场如何衔接

实现计划向市场的平稳过渡是电力市场建设的关键，重点需要解决两个问题：一是如何确定计划电量与市场电量的比例，二是如何妥善处理搁浅成本。

1.合理确定计划与市场的电量比例

短期内若市场化电量放开比例过大，将影响电网安全运行，对市场各方利益的冲击也较大;若放开比例过小，将影响电力改革推进速度，难以满足社会期望。因此，需统筹考虑以下因素循序渐进放开。一是本省的最大市场空间。根据政策要求，核算本省内优先购电、优先发电量，两者中的最大值决定了该省市场放开的最大空间。二是本省的发电市场结构。测度本省的发电市场结构，若市场力(又称市场操纵力，表示发电商改变市场价格、使之偏离市场充分竞争情况下所具有的价格水平的能力。一般而言，当发电商的市场份额较大时，将具备较大的市场力)较大，为避免大型发电集团操纵市场，可缓放发用电计划。三是本省的供需形势。对本省的供需形势进行评估，若供需形势紧张，则暂缓发用电计划放开。四是中央对相关改革的总体要求，以其作为硬性约束条件。

2.搁浅成本处理

搁浅成本是指由于电力工业管制政策改变所引起的电力企业经济损失。搁浅成本若处理不当，可能引发失业和社会问题，因此应予以关注。

实践中，建议政府在处理搁浅成本问题时，不必实施全覆盖，可采取托底原则。目前，可能需给予补偿的发电企业主要包括两类：一类是按照计划模式投资建设、尚未完成还本付息的电厂。这类企业在市场竞争中无法回收的部分投资成本属于搁浅成本，需要补偿;而已完成还本付息且能够维持经营的电厂可暂不补偿。另一类是由于改革造成濒临破产的电厂。由于省内、省间发用计划放开、清洁能源迅猛发展，导致机组利用小时数大幅下降，企业濒临破产的，也需补偿搁浅成本。

在改革初期，可采取三种方式回收搁浅成本。一是对于需要补偿搁浅成本的机组，在计划电量分配上给予合理倾斜，保障其获得较多稳定的利用小时数。二是通过兼并重组，将需要补偿的电厂并入优势发电企业。三是由省内全体用户共同承担。

问题五：如何解决发电市场集中度高的问题

我国发电侧市场集中度较高，且存在进一步提升的趋势，可能引发市场力问题。目前，我国发电市场主要以几大中央发电集团和省能源集团为主，在部分省份已存在发电企业寡头垄断形势，出现了“价格联盟”现象。电力央企重组将进一步加大市场集中度。目前，随着电力企业重组的推进，在部分省份一家发电企业的市场占比将打破20%的界限要求，甚至超过40%。

解决发电市场集中度高带来的市场力问题，需要多措并举、综合施策：一是扩大市场范围。推动全国电力市场建设，用市场机制打破省间交易壁垒，通过扩大市场范围降低单个企业的市场份额。二是完善市场规则。在市场机制设计上，完善最高限价、紧急干预等市场机制，运用规则手段抑制市场力。三是强化市场监管。建立严格的监管制度，加强对滥用市场力、恶意串谋操控市场等行为的监测，加大处罚力度，加强信息披露监管。

总体来看，深化市场建设任重道远，国际成熟电力市场经验虽可借鉴，但决不可照搬照抄，市场模式选择和路径设计必须充分尊重我国发展阶段和现实国情，并在实践过程中不断优化，探索有中国特色的市场化改革之路。