华东电网市场化启示录（三）

“囚徒困境”

市场设计者极力避免此种情况出现。“全世界任何一个市场，防串谋是监管的最主要的任务，监管机构99%以上的任务就是防串谋。”

华东市场中，玩家多，规则复杂，节点电价价格不可预测，增加了串谋的难度。“由于节点电价不一样，串谋参与者不知道串谋后各自的收益是多少，所以很容易分赃不均。但运行过一段时间后，发电企业还是可以建立相关网络模型，预先算出节点电价来。”

任何一个市场设计都没有办法事先根除串谋，还得依靠对发电企业报价行为进行事后分析。美国pjm每天的报价数据和中标结果全部送往监管机构，利用软件每天进行计算分析，找出获利较多的企业，并对报价行为进行分析，研究是不是有串谋行为，串谋罪名一旦坐实将面临巨额罚款。

而此时，初涉电力市场的中国发电企业热衷于谈论“默契”和“共谋”。eo记者寻访的地方发电企业和中央发电集团代表都期望能与同行达成共识，以便保护自己的利益。在市场推进期间，他们都认为发电企业必须联合起来，无论是通过电话沟通还是眼色默契。

“毫无疑问的，电话、眼色等达成的价格联盟都是违法的。”华东电力市场的一位设计者说，而当时，中国对此种行为缺乏相关的配套法律法规。

设计者因此写下了一个与国内其他市场截然不同的条款：华东市场只允许售电方查询自己的中标电量和中标电价，不公布各市场主体的成交电量、成交价格。

东北市场，在竞价结束后售电方可查询自己的中标电量和中标电价，以及其他竞价电厂的中标电量。模拟运行的南方电力市场则可查询自己的中标电量和中标电价，南方交易中心在市场交易结束三个月后公布各市场主体的成交电量、成交价格和申报价、量。华东这一做法，被诸多发电企业指责为信息不够公开、透明。

这位设计者说，“不公布其他主体的信息，是为了让他们全部进入囚徒困境。串谋都是很难达成的，需要每一个串谋成员讲信用。比如，提前说好了，明天我们三个都报5毛钱，但最后报了个四毛九，中标了，其他人没有中标。其他人以后就不会带我玩了。”

设计者的逻辑是，在市场上，买方和卖方是战斗的两方，卖方和卖方之间、买方和买方之间也是敌人。作为一个中立的交易平台，他们在战斗，这个平台有义务把他们的战斗数据保密。

“不能够让市场成员互相监督对方的报价行为。如果成员之间可以监督，那么市场就完蛋了”。这位专家说，即使公开，也不应该是三个月，三个月后串谋者还是有可能进行秋后算账。

地方考量发电集团心情复杂，地方政府则更各有各考量。

中国政治、经济体制均以省为实体，地方政府是保证电力安全供应和电价稳定的责任主体，这与市场竞争主体不一致。

“区域市场交易会给该区域带来净收益，但各省之间存在明显的赢家和输家。一些官员在私底下交流支持区域市场，认同省一级政府要习惯市场慢慢取代自己的指示，但在公开场合该说什么，自己更清楚。”一位电力专家说。

“省一级政府始终把电当作其管控的对象。”华东能监局一位官员说。出于对电的调控需求，区域市场很难获得各省政府的真正支持。

在调电试验中，电力富余低价省份安徽省对区域市场的交易结果就颇为不满。

市场推进之初，安徽认为区域市场为安徽发展电力事业提供了很好的契机。但安徽作为欠发达省份，在市场竞争中处于弱势地位。因为安徽处于华东电网末端，定义为电力输出省份，作为煤炭大省，担心其资源、人力成本、环保空间上的优势未能在市场中得到体现，反而在网损、发电利用小时等方面受到一些不利的影响。

安徽省政府认为，华东电力市场规则中规定分省(市)签订和履行发电机组的年度基数电量合同，即沿袭计划经济下的分省制定发电计划模式。安徽省发电机组的年度基数合同利用小时数是4000小时，其中的10%还要参加华东区域市场竞争。而华东其他省(市)竞价机组的年度基数合同利用小时数普遍在5000小时以上，甚至高达6500小时。对于安徽发电企业而言，由于年度基数合同利用小时数不同，年度基数合同利用小时数低的机组在市场竞价中需要更多地考虑对固定成本的补偿，这些发电企业在报价时，相对于只需要考虑变动成本的华东其他省(市)竞价机组，则处于不利地位，造成了这些机组参与华东统一市场竞价的起点不同。这种年度合同电量的处理方式仍是对省间壁垒的保护，不符合区域电力市场关于打破电力行业的省间壁垒、实现区域内资源优化配置的目标。

华东电力市场采用离线计算网损率、在线报价折算的网损处理方法。计算结果表明：华东各省(市)除安徽以外的三省一市网损因子相差不大，而安徽省由于向省外送电较多，所以平均网损因子较低，某些节点机组的网损因子甚至低于0.9。过低的网损因子使安徽的低价机组在参与华东市场统一竞争的价格排序时并不具有优势。由于华东市场的日前竞价采用节点电价的结算机制，较低的网损因子还影响了这些机组的结算价格。

华东电监局一位官员认为，安徽外送网损因子确实低了。“这个事情随着市场起步一个阶段后，是可以通过很简单的技术手段调整的，但后来市场没有继续了，我也没有提议对此进行改动了。”

安徽也担心，由于安徽省经济发展水平和电价水平与上海、江苏、浙江、福建存在较大差距，安徽省电力公司所代表的安徽购电方在市场中处于非常不利的位置，面临很大的市场风险。在试验阶段，安徽认为，本省在高峰时段没有竞得购入电量，省内部分发电能力被外省高价购走。

“如果安徽担心这一问题，就可以通过安徽省政府主导用合同把电量签回去。竞争发电只是一个调度方式，买电行为基本还是由省级政府主导的。只要把合同签回去了，安徽的机组不一定发够这么高的利用小时，但相当于通过市场向别的电厂购买了差额部分的电量。安徽其实没什么好担心的，这就是市场设计的魅力。”上述官员解释说。

安徽认为，皖电东送是西电东送的重要组成部分，是国家发改委核准的项目，由于具备了一次能源的优势，国家发改委在“十一五”发展规划中确立了皖电东送战略。华东推进区域市场建设后，安徽将建成大量以外送电为目的的电源项目，省内负荷无法消化，安徽省内机组的平均利用小时数将进一步降低。而华东电力市场运营规则没有对皖电东送政策的具体规定，新建的皖电东送机组只能参与华东电力市场统一的竞价，而华东市场规则中年度合同、网损和阻塞的规定进一步削弱了“皖电东送”机组的市场竞争力。安徽省建议可以在华东电力市场规则中参照三峡、华中、阳城等区外来电的做法处理皖电东送的问题，优先安排，确保支付，落实国家的产业政策。而在华东电监局看来，关键在于皖电东送政策如何以合同的方式落实，不应该由华东电力市场解决。

与安徽类似，同样处于电网末端的福建也颇有微词。华东市场一次月度竞价前，福建省主管部门逐一打电话到各电厂，要求福建境内的机组不能参加华东区域市场的报价。

福建与华东联络线输送能力有限，这为发电厂商抬高报价创造了条件。当时福建省正和中海油合作，谈成了中国第二个进口天然气项目，每年接收印尼lng260万吨，为期25年，照付不议。作为配套项目，福建建设一批天然气发电厂，分别为莆田、晋江、厦门电厂。另一方面，福建的装机以水电为主，约占1/3。福建方面称，如果火电参与电力市场，那么福建本地可支配的空间就很小。

华东电监局的官员说：“这三方面的原因是可以理解的。实际上，我们再往前走的话，是可以水电纳进来的，福建的竞争优势就很明显了。”一位在福建工作过的电力专家说：“无论福建电力富余还是紧缺，只有市场才能解决它的问题。”

上海市政府则认为，华东电力市场中按电价排序的市场出清机制与节能降耗的目标并不完全一致。新投产低煤耗机组由于要回收其投资成本，其成本偏高，在竞价排序中并不占优势;而煤耗高的老机组由于报价低，往往能够获得更多的发电利用小时数。同时，由于华东市场中煤耗低的a类机组参与市场竞价，发电利用小时数受市场竞价的影响;而高煤耗的b类机组不参与市场竞价，却能通过年度合同获得比a类机组更多的发电利用小时。中国政府在此时已经提出“十一五”期间gdp单位能耗要降低20%的目标，电力工业作为国民经济中主要的能源行业，也承担着节能降耗的责任。华东电力市场的竞价结果与国家节能政策相悖，不利于实现国家制定的节能降耗目标。

同样表达了这一观点的江苏省政府则准备采取一些强制性措施迫使高耗能小机组让出发电空间。

华东电力市场第二次调电的总结报告对此有专门回应。其对不同容量段的机组进行统计，600mw及以上机组较合同多发电12.82%，300mw—600mw之间的机组较合同多发电8.83%，300mw以下的机组较合同仅多发0.88%，结果表明高效低耗大机组在电力市场中具有较强的竞争力，市场资源配置趋向于效率高的机组多发，效率低的机组少发。

一位电力市场专家分析说，假定没有市场，机组计划曲线根据竞价电量进行比例分摊，根据不同类型机组在各容量段的煤耗曲线，比较市场和计划两种方式发电曲线发现，第二次调电中全网标准煤耗约减少4600吨，其中高峰期段减少4100吨，低谷时段减少500吨。以此类推，全年可节约标准煤25.15万吨。

浙江省认为，建设区域统一市场还是由省级市场逐步过渡到统一市场是值得商榷的。目前电力规划、电源建设等还属于计划机制，电力平衡同样是以省为实体，华东统一市场的平台并不坚实。在推进区域电力市场的同时，应推进广义的市场配套改革，否则贸然推进统一市场并不合适。事实上，目前统一市场的配套措施改革困难较大，现阶段华东统一市场的条件并不具备。建议采用澳洲的模式，首先建设省级市场，独立的省级市场采用相同的模式和规则，等外部条件成熟后再逐步融合，最终过渡到区域市场。

江苏省则认为，华东日前的全电量竞价模式对电厂影响很大。电厂为了获得合同电量，在合同覆盖电量部分全部报零价，如果因为一些网络约束造成报零价也不能中标，则电厂会有很大意见，因此华东全电量竞价的方式必须修改。他们也建议，在省内设立市场，待省内基本平衡后，再在华东区域市场上进行调剂余缺。

争论不仅仅发生在各省市与华东电力市场之间，省市之间的博弈也极为激烈。

华东电力市场的平衡账户还没开始设计时，欠发达省份与经济发达省份对平衡账户的设立已经陷入观点对立中。安徽认为，安徽省的上网电价、销售电价均处于较低的水平，是华东经济相对不发达的地区，用户对电价的承受能力较弱。平衡账户若依照“分省平衡”的原则实施销售电价与市场竞价联动，则对安徽省的电力用户影响较大，有可能造成安徽省用电价格的上涨，削弱安徽省的电价优势，影响安徽省的经济发展，形成电力输出省份和电力受进省份之间的交叉补贴。因此，安徽省政府建议平衡账户的设立原则修改为全网统一使用、统一联动幅度，并建立省间转移支付制度。通过转移支付制度实现电费在不同省(市)之间的流转，使安徽电力用户能够与其他省(市)电力用户共享区域电力市场改革成果。

浙江则认为，平衡账户应在省内设置，这与以省为实体的财税体系和电价形成机制相适应，也与目前的国情相吻合。

华东电监局则认为华东电力市场的平衡账户应分省设立，采用挂账形式，不产生现金流，从而避免电网公司或地方政府对平衡账户资金的挪用。

而华东区域内的五省市电力公司，亦有着不同的观点。

他们大部分倾向于建立省级电力市场。在一次调研中，上海市电力公司表达了重建省级电力市场的意愿。在他们看来，省级电力市场运作的效率并不一定比区域市场差。2004年之前，上海电力市场的运作非常成功，市场规则经过严格的认定，电网公司与发电企业之间关系融洽，既没有影响发电企业的经济效益，也没有影响电网的安全稳定运行，市场运作有一定的结余，为政府解决电网公司和发电企业共同面临的一些问题作出了贡献。

上海电力公司认为，上海发电企业的市场力有限。上海原来的9家电厂(属3家发电集团)hhi指数1400，现有4家发电集团，按发电集团数计算hhi指数较大。但上海发电企业的市场力并不大，因为地方政府为了平抑电价有若干措施，如果某家电厂报高价，地方政府会出面干预以削减市场力。此外由于上海是个对外开放的市场，与省外的双边交易更加抑制了省外的市场力。

上海公司同时认为，电力市场建设最重要的是市场主体的建设。电力市场最重要的是市场主体的建设，而不是市场平台的建设，有市场主体就有市场平台。首先要讨论清楚哪些是电力市场的主体，国家电网公司、区域电网公司、省电力公司哪些是市场主体，而在国家、区域、省哪个平台进行交易，应该尊重市场主体的选择。

浙能公司在浙江参与市场竞价机组中的市场占有率为70.83%，由于浙江电网钱塘江断面网络阻塞现象较为严重，使得拥有过大市场份额的浙能公司动用市场里影响市场价格成为可能。浙江省电力公司认为，调电试验暴露了节点电价形成机制与以省为实体的销售电价体系之间的冲突，出现了电价优化而没能兼顾资源优化配置的弊端等等。中国的财税体制、行政管理体制、销售电价体制、电网安全责任体制均以省为实体，因此在发展区域电力市场的同时，要完善省级电力市场建设。浙江省是六个省级试点市场之一，试点取得了不错的成绩和宝贵的经验。应在对试点市场全面评估的基础上，加快国家和区域市场无法覆盖到的地方竞价市场的建设。

江苏省电力公司对于建设省级电力市场和浙江省电力公司的观点基本一致，并强调省级电力市场，应主要开展省内年度双边交易和现货集中竞价交易。省电力市场可同时作为售电主体(委托代理的方式组织省内剩余发电资源)与购电主体，自由选择参与国家月度合同市场或区域年、月度合同市场的交易，并直接参与国家现货市场的双边交易。

无疾而终

在另一个试点区域，东北区域市场模拟运行采用了较为激进的“两部制电价，全电量交易”方式。

2005年试运行阶段，电煤市场化，之后开始涨价，抬高了上网电价，但销售电价传导不出去。2006年，东北试点平衡账户亏空37.5亿元，这引发轩然大波，东北各省政府相关负责人向中央进行了汇报。2006年5月，国家发文要求东北区域市场试点停止运行，转入总结阶段。

推进市场变成了具有政治风险的试验游戏。

主管部门对市场化愈发迟疑，加之地方政府抵触、区域电网公司与省级电网公司之间不畅、发电集团从顾虑走向反对，经历三年十余次月度竞价和日前竞价模拟运行，两次正式调电试验后，没有总结，没有指示，华东区域电力市场戛然而止，无疾而终。

“国外整个一个国家都是实行市场经济，而且是运行了上百年。电力行业是他们市场经济汪洋大海中的一个孤岛，这个孤岛上面的爬行动物要某一天变成在大海游泳的鱼，往海里一跳就可以了。而我们的汪洋大海还没形成，最多是一片沼泽地，市场设计就很容易变为一只蛤蟆。搞市场设计的人一定要注意，我们不要蛤蟆，我们还是要想方设法往鱼那里靠。”华东电网公司一位资深专家说。

“没有什么比引入新秩序更难控制、建立起来更危险、更不容易取得成功。”一位亲历者说，“这是现实，在电力市场化中，更是如此。”

“在电力市场化中，决心和判断力远比技术重要”，这句话成为华东电力专家总结的最核心经验。推进电力市场化改革，建立完善的电力市场的关键，既在电力行业内，也在电力行业以外。

而在一位发电企业高层看来，虽说组织了尽量广泛深入的讨论、开展了几乎完美的调电试验，但确实有出于政绩观强行简化或异化的痕迹。虽然有引以为傲的差价合约、创新抢眼的节点电价、滴水不漏的平衡账户、黄雀在后的最高限价，但如果电网公司是交易的唯一代理，而发电企业却不能自主分配机组出力，没有对称的奖罚，不提及时、全面、准确披露信息的要求，环保不折价，销售电价不联动，回避合理的最低限价，静态和片面地认识电力行业之外的经济和产业特征，对资产分配现状、行业认知水平、税收归属、资金流动方向等一系列重要因素选择忽视，那么华东电力市场的暂停绝不是偶然的。

“人们往往会倾向于记住那些遗憾，对那曾经闪耀着技术和机制光辉的市场平台充满了惋惜。这既是浪漫主义者的善良，也是最容易引起现实主义者怀疑的地方。试想，在中国特色大环境，在以安全可靠为前提的行业，在法律规则经常矛盾的社会，怎么就能运行如此先进的体系?大部分时候，越是精密越是脆弱。”她说。

另一家发电企业的亲历者则忍不住感叹，“如果这个市场从当年运行至今，也足足十年了,这部分人对市场将非常清楚，理解非常深刻。拥有这么一批熟悉电力市场的人，那么建设一个规范、成熟的市场一点都不难。”

重启?

2015年4月，中发9号文印发，新一轮电改启动。华东方面很快反应，希望积极推进电力体制改革，争取再次成为全国电力体制改革的主战场。

在一份报告中，华东能监局列举了华东区域推进电力市场建设的有利条件。

一是华东地区市场意识观念比较成熟。区域电力市场可以顺应区域市场经济快速发展的需要，为区域经济一体化服务。二是华东区域范围内，各省份的资源禀赋、能源价格水平基本接近，具备统一平台竞争的条件，适于改革的平稳起步。泸、苏、浙、皖、闽的标杆电价分别为459.3元/千千瓦时、431元/千千瓦时、458元/千千瓦时、428.4/千千瓦时、437.9元/千千瓦时，最大差价为30.9元/千千瓦时，是全国标杆电价最小的区域。三是华东区域交流同步电网网架结构坚强，调度基础成熟稳定，能够满足区域范围内优化资源配置的要求。华东区域省间共有跨省联络线23条，省间输送能力均在500万千瓦以上，随着供需形势逐步趋缓，各省均有不同程度的电力富余，有必要通过电力市场竞争优化资源利用。

软条件方面，华东区域电力交易平台已经运行多年，操作务实和信息系统已基本成熟，机组注册管理工作扎实。华东电力市场10年来建立了日前市场、月度市场、发电权交易、电力用户直接交易等多种市场模式，初步建设了电力市场技术支持系统，探索了市场经济规律与电力生产特殊规律的有机结合与应用。电网企业和发电企业的市场意识都较强。华东电力市场从2003年试点开始，电力企业对市场的认同感增强，积累了丰富的市场建设和风险防范经验。

但是困难依然存在。华东能监局测算，统调燃煤机组的利用小时数估计2015年仍能保持4700左右，电力企业推进市场改革的内生动力不足。

第二点困难则与十年前没有变化。五省市各级政府相关部门对电力市场化路径的认识仍未统一。华东各省市政府电力管理部门更多地对推进省内电力用户直接交易积极性较高，希望通过市场化降低用户电价，从而提高本地企业竞争力，但对推动跨省的电力资源优化，丧失对本省电力平衡的控制权仍存在一定的顾虑。

对接下来如何推进市场，华东方面思路有了变化。他们计划优先推进跨省交易以及双边交易，到时机成熟时，才考虑重新启动日前市场。

首先是依托华东区域现有的跨省交易平台，推进区域电力市场试点，区域以跨省跨区电力批发交易为主，省内开展电力零售交易。考虑划出部分年度基数电量(初期可为5%-10%)开展跨省跨区月度及周电量批发市场，增强跨省集中交易平台优化配置资源作用，同时省内逐步培育独立售电主体;第二阶段集中平台交易电量可考虑扩展交易空间，按照顶层设计、循序渐进的原则，调动购、售电主体的积极性，实现电力用户直接在区域平台购电，逐步发挥价格在市场中的决定性作用。

到了第三阶段，华东能监局希望重新探索建立日前电力市场，完善“中长期交易为主、临时交易为补充的交易模式”，逐步形成多买多卖有序竞争的电力市场体系。

时间，又开始了。

只是今时不同往日。到2015年，已有四条直流特高压输电通道接入华东电网，外来电占据上海市场的大约40%，最高达到60%左右。今天的华东电网公司，已非昔日那个华东电网公司。当年试点时开发的那些硬件、软件，用一位当事人的话说，都已“挫骨扬灰”。

“当下的环境下，试点能否达到当年华东市场的水平我都心存疑虑。电网的态度已经发生了很大变化，地方政府的考虑依然不变，政府部门的合作没有改进，操刀者的士气也大不如前。”一位电力专家说，“也许，现阶段先从省级小规模建开放式市场，再逐步扩大、逐步完善，这才是合理选择。”(全文完)