深化电力市场建设的若干思考：现货市场如何起步、计划与市场如何衔接？

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。