我国电力市场改革的误区及相关建议

从2002年国务院出台《电力体制改革方案》的五号文件起，我国电力市场改革已开展21年。经历了长时间的持续改革，目前我国电力市场建设完成情况究竟如何?这是国家、电力企业和社会公众普遍关注并且希望得到回答的问题。2015年，国家关于电力体制深化改革的九号文件发布后，我国电力市场改革确实取得了显著的成绩，比如省级中长期市场相对成熟，市场交易电量规模大幅度增加等。但是，我国电力市场改革的程度或成绩是否意味着可以用市场交易电量规模等指标来表示?笔者认为，目前我国电力市场改革在一些根本问题上存在误区，这些误区不消除，电力市场深化改革很难进一步推进，就像现货市场一样，从2019年就开始结算试运行，但直到现在仍然没有一个省或地区真正开始运行。

(来源：微信公众号“电联新媒” 作者：叶泽)

电力市场有效性评价标准的误区及其建议

表现形式

目前我国电力市场改革主要强调市场体系、交易品种、交易模式和方式、市场主体或交易电量规模等，却相对忽视市场交易价格形成的科学性和合理性。中长期交易价格根据1439号文件在基准价×(1±20%)的范围内形成，为释放价格的时间信号，中长期交易电量执行或参照执行国家管制性目录分时电价。现货市场价格上下限的形成缺乏经济理论依据和合理性，基本上参照目录分时电价形成。总体上，目前我们把市场交易方式当作电力市场本身，即只要通过市场交易方式完成的电量就是电力市场改革，就是有效的，显然这是一个误区。

理论分析

经济学原理告诉我们，与一般商品市场一样，电力市场的核心是使交易价格=成本。与一般商品市场不同的是，电力商品的表现形式十分复杂，有电量也有电力，电量按时间可以分为多年、年、月直到多日，电力可以按15分钟甚至更小的时间间隔划分。与一般商品的成本相似，电力市场交易中的成本可分为会计成本和经济成本;在正常供求平衡情况下使用会计成本如平均成本，但是供求不平衡的情况下，则需要使用经济成本，如缺电情况下，采用用户失负荷价值定价，而电力严重供过于求情况下，则采用发电失出力价值定价。不过，由于电力系统供求平衡的特殊性，与一般商品的成本不同，不同供求平衡情景下，不同成本计量方法所产生的成本差异很大，即电力市场特别是现货市场交易价格变化很大，这是电力市场的基本特征。目前我国电力市场中并没有认真核算不同情景下的系统发电成本，相关部门简单地以基准价或者考虑一定浮动比例后的价格代替不同情景的成本核算结果，这样导致市场交易价格并不严格遵守价格=成本的经济规律，电力市场因此缺乏有效性的客观判断。所以，目前我国电力市场是按市场形式执行政府“基准价+煤电联运机制+目录分时电价”的价格形成机制的特殊市场。

改革建议

这种“市场形式+计划实质”的特殊电力市场会产生的后果是付出了市场交易和组织的成本，但是却没有获得市场价格引导资源优化配置效益的结果。因此，目前的电力市场改革实际上又一次面临是否要真正“充分发挥市场在资源配置中的决定性作用”的战略选择。计划体制不利于充分发挥价格信号优化资源配置效益的作用，但是，可以节省交易成本;完全的市场机制虽然要付出大量的交易成本，但是，却可以通过市场机制优化资源配置。考虑到电力工业资本密集，市场优化资源配置效益的潜力空间很大，建议国家将目前“市场形式+计划实质”的电力市场统一到“市场形式+市场实质”上来。“市场实质”的关键做法是在政府核算不同情景的系统发电成本的基础上，建立价格=成本的市场价格形成机制。如果政府需要进行宏观调控，可以对年度交易结算均价进行调整。

电力保供的误区

表现形式

电力保供表面上与电力市场无关，实际上却涉及电力市场的根本功能。电力保供反映了电力工业和电力商品的根本属性。保供本身理所当然，但是，保供的方式与电力市场有关，是有科学保供与否之分。目前我国电力保供在方式上把电力市场排除在外，提出了“需求响应优先，有序用电保底、节约用电助力”的基本方针，结果是宁愿按5.0元/千瓦时的补偿标准让用户转移尖峰负荷，也不执行5.0元/千瓦时的电力市场价格。假设5.0元/千瓦时就是用户的失负荷价值，相当于本来市场交易价格按价格=成本原则达到5.0元/千瓦时就可以实现的电力保供，却非要用更大的成本(补偿费用)才能实现。更重要的是，如果实际市场尖峰价格是1.5元/千瓦时，这种价格水平会诱导用户相对更多地用电和发电企业相对更少地发电，加剧电力不平衡。因此，从某种意义上，目前我国由于电力供不应求产生的电力保供，至少有一部分是目前我国电力市场不纳入保供机制，而对尖峰时段采用了价格上限管制造成的。另外，相对更高的需求响应补偿标准还会诱导用户把生产计划(用电负荷)有意安排在尖峰季节和时段，加剧保供压力。

理论分析

电力保供可以转换为用电可靠性的科学选择问题。如果要求电力系统提供99.9999%的供电可靠性，对应的系统发电成本很高，如1.20元/千瓦时;如果把供电可靠性降低为99.9%，虽然降低比例不大，但系统发电成本明显降低，如0.60元/千瓦时。目前我们简单片面地理解电力保供，即只强调供电可靠性，却完全忽视了对应的成本，或者要求提供99.9999%的可靠性，却只允许按0.60元/千瓦时定价。这种机制设计显然不科学，即使国家补贴(国有发电企业和电网企业承担)也不具备可持续性。实际上，如果引入电力市场机制，随着市场价格的提高，用户相应调整用电，相当于不同用户分别选择不同的可靠性并执行相应的价格(成本)。这种机制才是科学的电力保供机制。电力系统是一个包括用户在内的整体，用户在电力系统电力电量平衡中也应该承担相应的责任，而不是完全任性地用电，市场机制提供了用户承担自身责任的有效办法。这种责任应该延伸到包括居民在内的全体用户。打个比方，居民一年内只有在春节亲人团聚等情景下可能有一天、两天的大面积用房如300平方米的住房需求，少数有钱人因此买了300平方米的别墅，同时承担了全年其他时间房子闲置的成本。而大多数人只买了120平方米房子，在短期节日需要时让客人在酒店吃住。虽然酒店吃住费用大，但毕竟只有一两天，比购买300平方米的别墅经济划算很多。目前我国电力保供像是政府代替所有用户决定了高标准的高消费(即99.9999%供电可靠性或300平方米别墅)，却没有考虑用户承担了更高的成本。

改革建议

建议把电力市场纳入电力保供机制中，让市场价格引导发电企业增加发电出力与用户调整、限制用电尖峰负荷，实现市场主体自由选择和利益最大化，从同时增加尖峰供给和转移、限制尖峰需求两个方面有效建立内在的电力保供机制，并形成一个全体用户承担相应责任的电力系统可持续发展机制。让用户承担尖峰用电责任可能会提高用户短期用电成本，但是，这种机制会引导用户用电行为合理化，如选择99.9%供电可靠性和购买120平方米房子，这种理性行为会在长期内降低用户用电成本，使用户受益。相反，目前政府代替全体用户做出的高消费选择至少不适用低消费需求的用户，即使短期内不增加用户用电成本，也会增加国家负担;长期内则肯定会增加用户包括居民用户的用电成本。即使执行目前的电力保供机制，也要明确核定电力保供期间发电企业的额外损失，并规定这个损失不计入经营业绩考核，甚至应作为激励按利润考核。

有效市场与有为政府的认识误区

表现形式

我国电力市场改革中并没有明确电力市场条件下政府管理的边界。总体上，由于电力工业的特殊性，政府在电力市场改革中比过去计划体制下管得更多更细。从五号文件发布后，国家相关部门批复发电企业与电力用户直接交易方案开始，到现在国家、省政府相关部门每年底发布次年电力市场化交易实施方案，对市场主体年度交易电量比例做出强制性规定，对年度中长期市场交易电量规模和每个交易品种的交易价格上下限做出具体规定等，电力市场完全由政府相关部门组织实施，电力交易和调度机构、市场主体和电网企业具体执行，与国外电力市场改革中市场主体与政府部门的角色关系存在明显的差异。

理论分析

现代经济学认为市场与政府(计划)表现为替代关系。如果要增加市场因素，必然就要减少政府(计划)作用。电力市场相对复杂和特殊，除自然垄断输配电环节外，由于规模经济等客观经济规律的作用，电力批发市场和零售市场往往也难以实现完全有效的市场竞争，因此，都需要政府管理。在既要维持政府管理又要减少政府管理的双重要求下，国外电力市场改革中成立或者重建了专业化、职业化的电力监管机构。一方面，政府不再直接管理，让市场机制充分发挥作用;另一方面，电力监管只是对市场运行过程特别是结果的监管，如果有问题监管才出现，没有问题监管也不需要，电力市场相对独立运行。

改革建议

最近，国家出台的《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》中提出“推动有效市场与有为政府更好结合，不断完善政策体系，做好电力基本公共服务供给。”建议在充分考虑电力工业和电力市场特殊性的基础上，明确政府与电力市场的边界，原则上把电力市场交给市场主体，包括电力交易机构，政府主要履行监管职责。具体建议包括由电力交易(调度)机构编制和组织实施年度市场化交易实施方案和现货市场运行方案，政府相关部门在交易机构的配合下，对市场主体报价是否使用市场势力，市场主体年度收益是否超过社会平均收益率，市场交易的公开、公平和公正等进行监管。考虑电力市场监管的专业性，建议由各地电力监管机构履行电力监管职能，同时加强职业化电力监管队伍的建设。

电力市场价格风险管理的误区

表现形式

我国电力市场改革把价格稳定作为原则。对于电力市场价格变化，我国电力市场总体上采用了简单粗暴的规避方式。“简单”的主要表现是直接为几乎每笔交易都设置了价格上下限。双边交易理论上没有价格上下限，但是，基准价×(1±20%)的政策或更窄范围变化的政府指导价构成了价格限制。集中交易一般都有价格上下限，或者采用对价格变化产生影响的供需比限制。现货市场虽然把发现价格作为目标，但是，却执行了严格的价格上下限，省间现货价格上限原来为10.0元/千瓦时，但今年也降低为3.0元/千瓦时。“粗暴”至少包括两方面内涵：一是不问价格上下限的成本依据或合理性，根据感觉或意愿直接任性确定，比如20%的基准价变化幅度，1.2的供需比，1.5元/千瓦时的现货市场价格上限等;二是不考虑市场主体风险态度和主观能动作用，直接控制价格变化范围。其做法就像为了避免开车风险，要求所有车辆以很低速度如城区限速20千米/小时、高速限速40千米/小时行驶。

理论分析

电力市场的核心就是通过价格变化引导市场主体发用电行为调整和资源优化配置。由于电力负荷需求水平的时间差异性等，不同时间的发供电成本差异很大，因此价格变化也会很大，这是电力市场客观经济规律。如果把每笔交易价格都限定于一个较窄的变化范围，那何必搞电力市场特别是现货市场呢?经济理论和国外电力市场经验甚至日常生活经验都表明，在保证市场价格机制充分发挥作用的前提下，风险是可以有效规避的。比如开车有风险，可以通过车主购买车险得到有效控制，并不需要把车速限制在一个很低的水平。国外电力市场以现货市场为主，价格变化根据经济规律确定可以在用户失负荷价值和发电机组失出力价值的很大范围内变化，但是，通过建立与现货市场配套的期货期权金融市场和运用差价合同等金融工具，能很好地控制市场价格风险。我国现货市场设计中也提出了中长期差价合同的金融工具，但没有使用，相反仍然使用直接的价格上下限制。本来用市场的方式可以把市场机制和风险管理两项工作同时做好，可是我们却人为地强化两者之间的对立，用行政的方式控制价格，在规避风险的同时也牺牲了市场竞争效率。

改革建议

既然进行电力市场改革，就应该优先考虑市场竞争目标的实现程度，然后再来控制风险，而不能本末倒置，为了控制风险而牺牲市场机制及其资源优化配置效益。事实上，经济理论与国外电力市场为我们提供了许多适应电力市场包括现货市场的市场化金融风险管理手段。在目前电力期权市场暂时缺乏条件的情况下，完全可以运用差价合同工具和场外期权交易市场等手段规避价格风险。全电量物理出清的现货市场价格变化再大，市场主体也可以通过签订相应比例的中长期差价合同实现有效的风险管理。比如通过建立金融性的中长期合同套利交易市场，可以使中长期合同价格与现货市场价格一致;针对2022年8月出现的省间现货高价风险，完全可以通过设置相应月份的场外期权交易市场，使市场主体以支付类似车险的形式，在很大程度上规避实际现货价格产生的风险。另外，要充分考虑季节性、时段性等因素引起的价格变化合理性，对每笔交易的价格上限尽可能按经济规律或者市场主体不使用市场势力时的最高(最低)价格制定。如果需要对电价水平进行宏观控制，也应该以年度交易均价为对象，这样可以在实现政府电价稳定目标前提下最大限度地发挥市场机制作用。

中长期市场与现货市场组合关系的误区

表现形式

2015年九号文件的第二个配套文件“关于推进电力市场建设的实施意见”中这样描述中长期市场与现货市场的关系：“具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制;逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场。”这个文件把中长期市场与现货市场定义为主补关系。但实际现货市场建设根据这个定义，把现货市场做成了一种偏差电量结算机制，即采用这个结算公式进行市场交易结算：中长期合同电量×中长期合同价格+(现货市场电量-中长期合同电量)×现货市场价格，没有体现现货市场全电量物理出清。尽管这个结算结果与标准模式的现货市场结算结果通过因素结合后是相同的，但是，也不能做这样的解释。这样的解释实际上既冲淡了现货市场发现价格的功能，也模糊了中长期市场规避价格风险的功能。正是由于这个原因，在中长期市场签约电量比例按国家规定要求很大如90%的情况下，现货市场发现价格和引导资源优化配置的功能就会压减到很小，如10%。为了释放充分的价格信号，国家要求对中长期合同进行分时段分解，把本是现货市场解决的问题放在中长期市场中解决。一方面，中长期合同按电量、电价和电费不变原则，在每天24小时的分解机制上，由于涉及利益调整很难通过双边协商实现，操作上由于涉及许多变量的协调调整十分复杂，分解后的负荷曲线和价格很难与现货市场实际负荷需求与价格一致;另一方面，如果真能分解一致，现货市场就没有必要存在，就真的演变成了偏差电量调整机制。

理论分析

借鉴国外经验，按照各省集中式现货市场模式设计，中长期市场与现货市场分别以金融性差价合同及风险规避和全电量物理出清及发现价格的功能，互补并整体地呈现为集中式电力现货市场。这里的互补关系可按左右鞋理解，只有左鞋或右鞋等于没有鞋。这样的电力现货市场既可以释放价格信号，同时又可以规避价格风险。有了这个基本认识，现货市场与中长期市场的功能发生了转变，变成一个纯粹用于规避现货市场价格风险的金融性工具，与实际电力电量平衡没有关系。与此同时，现货市场全电量物理出清既反映了电力系统运行规律，也发现了价格。在这种模式下，现货市场显然不是偏差电量结算机制，而是全电量物理出清机制，市场交易结算应该按现货市场电量×现货市场价格+中长期合同电量×(中长期合同价格-现货市场价格)进行。这个结算公式的第一部分指现货市场全电量物理出清并结算。第二部分所体现的价格风险规避原理可以这样解释：中长期合同价格是市场主体协商后双方都接受的价格，可认为是零风险价格：假设发电企业和用户都是价格理性人，如果现货市场价格高出中长期合同价格，说明发电企业出现了误判应该承担相应的责任，中长期合同电量×(中长期合同价格-现货市场价格)小于零，作为减项扣除发电企业因为更高现货价格多收的电费，发电企业的实际结算电价水平在机制上趋近中长期合同价格即零内风险价格。同理，当现货价格低于中长期合同价格时，说明用户误判了市场价格趋势，用户在现货市场全电量物理出清因更低现货市场价格所产生的额外收益也不应该由用户获得，通过正值的中长期合同电量×(中长期合同价格-现货市场价格)，应该分享给发电企业;这样，发电企业的实际结算电价水平在机制上也趋近中长期合同价格即零内风险价格。由于中长期市场只是金融工具，与电力电量平衡没有关系，因此，也根本不需要做中长期合同分解。实际上，目前中长期分时段分解的要求来源于中长期市场高比例签约的政策性要求，而不是中长期合同本身。如果把中长期合同签约电量比例交给市场主体自主决策，并且出现高比例签约结果，这种结果反映了市场主体强烈规避价格变化的集体意愿，也应该得到尊重，而不需要再人为地分出分时段价格。事实上，市场机制会自动诱导出最优的中长期合同签约电量比例。比如，尖峰负荷时段用电比例较大的用户会选择更大比例的中长期合同;相反，可以低谷时用电的用户会选择更多电量在现货市场出清。

改革建议

国家相关部门要明确调整集中式现货市场下中长期市场与现货市场关系定位，应将主补关系改述为互补关系;并且相应调整现货市场下中长期市场的功能，把过去的中长期物理交易调整为纯粹的金融性结算工具。同时，把中长期差价合同市场作为金融市场进行试点，比如引入非发电企业和用户的投机性市场主体，取消市场主体中长期合同交易数量限制，开展连续的中长期合同转让交易，建立中长期合同价格与现货市场价格一致的内在机制。按现货市场全电量物理出清组织交易和结算，即结算电量=现货市场电量×现货市场价格+中长期合同电量×(中长期合同价格-现货市场价格)。取消中长期合同分时段分解做法，中长期合同应根据上面的公式按月与现货市场月度交易均价作差价合同结算。集中式现货市场中长期合同不具备物理意义，只有结算价值;建议把风险管理的权力和责任还给市场主体，取消中长期合同签约电量比例限制。如果坚持维持现在的高比例要求，则建议开设金融性的中长期合同转让交易市场，让不同负荷特性和发电成本特性的用户和发电企业甚至纯粹的投机商通过中长期市场与现货市场之间的套利交易，间接释放中长期合同的时间信号，使中长期合同价格接近现货市场价格。

本文刊载于《中国电力企业管理》(上旬刊)2023年第8期，独家稿件，作者供职于长沙理工大学。