01我国建立电力市场的必要性
党的十八大以来，我国经济体制改革的核心问题是如何处理好政府和市场的关系。这个过程必然需要政府逐步放权，放权过程中难免存在政府与市场边界不清、责任不明的问题。由于经济高速增长，这一关键问题在之前的改革过程中被掩盖了，目前在电力产业表现得十分明显。建立中国特色的电力市场是满足人民追求美好生活的电力需要，更是我国电力工业生产力发展的需要。
（一）市场竞争模式和垂直垄断模式的比较
纵观电力发展历史和国内外电力工业现状，市场竞争模式和垂直垄断模式是主要的两种电力工业体制模式。其中采用市场竞争模式的有欧洲、美国、澳洲、新加坡等发达地区国家以及拉美等发展中国家。采用垂直垄断模式的有日本、韩国、香港、台湾等国家和地区，以及美国部分州电网。我国上一轮厂网分开后的计划体制可认为是这两种模式的中间过渡状态。两种模式优劣对比见下表。
从上表可以看出，市场模式和垄断模式各有利弊。需要注意以下几点：
1．确保电网安全运行方面，两种模式均能够有效保证电网安全。市场竞争模式的市场交易是严格限定在电网运行安全边界之内的，任何违反调度指令的行为均有严厉的经济和行政处罚。2003年美加大停电事故范围也只是在PJM周边的垂直垄断电力公司，事后这些电网陆续并入了PJM的市场范围。当然，电力市场要求调度机构具备更高的分析安全边界的技术能力和市场技术支持系统的可靠性。
2．在电力生产分配环节，两种模式均能够实现效率最优。电力市场（包括现货市场）的市场出清目标即是社会总福利最优（双边报价模式）或生产总成本最小（单边模式）。垂直垄断模式可通过经济调度实现总生产成本最小化，这也是日本、韩国、香港和美国市场化改革前的主要生产计划模式。与电网共同产权的发电厂，能够按要求提供发电成本、能耗并按照经济调度结果发电。
3．对于降低电价的作用，两种模式并没有明显区别。不考虑政府的行政干预影响，影响电价最重要因素是一次能源（煤、气、油）价格水平，实际供需形势和能源生产技术革新，而这几点因素和电力体制并没有直接联系。
严格来说，不能说市场竞争模式就一定比垂直垄断模式各方面都好，毕竟采用垂直垄断体制的日本、韩国和香港具备世界顶级的供电可靠率和电力公司利润率（电价水平合理）。但是市场竞争模式在较多方面，特别是激励生产效率提升和激发经济新动能方面，相对垂直垄断模式具有明显优势，这也是世界上多数国家和地区，特别是发达国家，选择了市场竞争的电力体制的原因。
（二）我国推进市场化改革必要性分析
上一轮电力体制改革后，厂网分开，形成了多个发电集团，但电力市场却没有建立起来，可以认为是介于市场竞争和垂直垄断模式之间的“半拉子”过渡模式，过渡模式有以下弊端：
1．难以实现电力生产消费资源最优配置。“半拉子”模式下发电投资主体多元化，发电主体不会说出自己真实的边际能耗或成本用于发电排序，因此节能发电调度就成了“空中楼阁”。目前日前调度计划大部分省、区仍基于政府年初下达的发电计划电量分解，与社会生产成本最优的目标相去甚远。事实也证明了目前“半拉子”模式下，节能调度或经济调度已不具备实施的基本条件。
2．难以激励经济新动能和新业态。“半拉子”模式下电力行业的市场环境，主要包括行政制定发用电计划，目录和上网电价和项目行政审批制度，基本和传统的计划经济模式一致，虽然在国家优惠政策下风、光等分布式能源有了大发展，但这并没有促生新动能和业态。随着市场化试点工作的推进，建立调频辅助服务市场并开始实际结算运行的广东，储能技术开始在调频市场里得到应用，这是市场发展后自发形成的商业模式，不仅增加了系统调节能力，还推动了整个电力行业的转型升级。全国范围内也因市场化改革的推进，出现了电力市场环境下的售电企业、负荷集成企业、电力交易机构等新产业、新业态。
3．难以促进清洁能源消纳。清洁能源消纳是国家政策要求，“半拉子”模式已经逐步显露出阻碍清洁能源消纳的态势。市场模式下，清洁能源机组，例如水电和风、光电源，通常具有很低的边际成本，市场规则保证其优先于其他火电机组出清发电垂直垄断模式下，电力公司也可通过经济调度促使旗下发电资产将电量空间转让给水电资产，确保清洁能源消纳和总生产成本最低。但是在“半拉子”模式下，清洁能源消纳牵扯到不同投资主体的利益调整，不仅实施难度大，而且行政化的干预措施不利于长期电力投资环境的健康发展。
我国的“半拉子”电力体制模式，从资源配置、效率提升和刺激经济等各方面，无论是和市场竞争模式还是垂直垄断模式相比，都有一定差距。
02我国电力市场设计关键问题思考
（一）电力市场设计应因地制宜，符合国家战略和政策要求
从我国的电力工业发展和管理模式的变革可以看出，电力工业的生产力决定了生产关系，我们国家的电力市场建设需要遵循这个客观要求，结合国家经济发展的要求和政治体制的特点，借鉴内外经验和教训，因地制宜建设具有中国特色的电力市场。
电力市场建设应该与国家战略和重要政策相适应，包括西电东送、清洁能源消纳、蓝天保卫战、电能替代等。由于边际成本的优势，西电东送和清洁能源消纳与现货市场目标是一致的，可具体落实在市场规则和出清算法中。但需要注意的是，清洁能源电源虽然边际成本低，但是容量投资成本较高，如果要求其在现货能量市场中报低价取保优先出清，那么容量投资成本的回收是市场设计需要重点考虑的问题之一。南方（以广东起步）现货试点没有直接的清洁能源消纳需求，容量市场也没有对应的紧迫性，但是区域现货市场容量市场对清洁能源消纳可能产生重大影响，需要进行系统的研究。
电力市场虽然需要考虑适应国家战略和政策要求，但电力市场不是解决所有问题的万能钥匙。电力现货市场的最重要功能是资源优化配置和提供合理的价格信号，不能因为一些政策要求随意修改市场规则，导致这两个重要市场功能失效。
（二）电力市场设计应以保障电力供应安全为前置条件
电力市场的两大重要目标是保障电力供应安全和提升电力生产效率。上一轮电改五号文的总体目标为：打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化配置资源，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开，公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。其中对保证电力供应没有任何体现，这也预示后面对电力供应形势产生错误判断，电力供应趋紧造成平衡账户巨亏，最终导致了区域市场试点的失败。
我们认为电力供应安全应该是电力市场建设的前置条件，应通过完整的市场体系对所有提供电力供应安全的技术服务商品进行合理补偿，并在此基础上提升市场效率和生产效率。
电力供应安全包括短期电力供应安全和中长期电力供应安全。短期供应安全，即电网各种稳定问题为主，作为市场出清的约束条件需严格满足。中期供应安全主要指燃料和来水，确保不发生错峰，主要通过合理的市场设计和激励，以及电煤管理规定等行政化手段确保满足。长期供应安全通过电源投资和规划实现，典型方式如美国PJM的容量市场。
从目前趋势看，本轮电改较上一轮电改时的电力供应形势好不少。经过十多年的电源和电网建设，从电网坚强程度、机组可靠性等方面有较大提升。另外我国经济增速逐渐放缓，经济增长由追求数量向追求质量转变，大规模电荒的可能性不大。但是电力供应短期波动的可能性仍然存在，例如煤炭去产能、蓝天保卫战、电能替代等，市场规则设计应包含电力供应趋紧的对策。
（三）电力市场设计应采用渐进的方式
2002年五号文件提出的电力市场改革基本上采用了“休克式疗法”的做法。以东北区域市场为例，完全打破省级实体，取消所有计划电量，试图一步到位完成电力市场改革。这种激进的改革方式不适应我国国情。
本轮电改中发9号文采用了渐进式的市场建设思路，其中一个重要的特征是以省级政府为电力市场建设的实施主体。省政府是履行电力供应义务的实际责任主体，电力用户的代理者，是最合适的电力市场改革的主体。在省级政府牵头下，市场规则、市场模式、交易品种和市场范围等问题自然迎刃而解，这也是广东中长期交易和现货试点顺利推进的最重要原因。
本轮改革的现货市场试点省份中，也有地方采用了激进的“休克式疗法”的市场建设方式，导致不仅现货市场进度缓慢，连中长期电力交易的品种和规模都乏善可陈。外来电进行市场报价，是区域市场发展到一定阶段后体现的功能，需要较为完善的区域（跨省）市场规则和技术系统支撑。第三方交易结算，也是较为成熟的市场模式下才产生的。激进做法不仅对改革没有推动，而且遭到了巨大阻力。
上轮电改和本轮改革中遇到的问题都证明了电力市场化改革不能采用“休克式疗法”。
实践是检验真理的唯一标准，区域电力市场建设也应该按照渐进式的建设方式开展，市场建设起步阶段要依靠各省政府推动，在建设过程中让各省区政府认同市场配置资源的重要作用，熟悉电力市场运作规律。如果区域电力市场能够让参与省区分享到市场红利，省级电力市场自然会过渡到区域电力市场，不必在区域市场起步阶段就打破现有以省为实体的体制。
基于以上考虑，南方区域建设电力现货市场便采用了以广东起步的渐进式方法，并提出分“市场起步、两级运作、一级运作”的三阶段建设思路：市场起步阶段，优先确定跨省送受电计划曲线，作为广东省内电力现货市场的边界条件，并以现货市场价格结算跨省增送的电量；两级运作阶段，西部电厂参与市场报价，通过联合优化出清形成跨省送电计划，保障清洁能源消纳和西电东送，确保政府框架协议执行，同时不影响省级现货市场运作；一级运作阶段，全区域实现统一电力平衡和资源集中优化配置。
（四）过渡阶段计划电与市场电需要有效衔接
渐进式的市场化改革方式，需要详细研究计划向市场过渡阶段的市场规则，即计划电量和市场电量在现货市场的衔接。上一轮东北区域市场试点失败后，许多专家提出试点中可以先部分电量竞争，然后逐步过渡到全电量竞争的渐进方式。适当降低参与市场竞争的电量的比例，计划电量可以通过煤电联动机制提高上网电价，平衡账户亏损金额不至于那样大，或许不会那么快失败。
南方（以广东起步）电力现货试点中对计划电和市场电的衔接方式有详细的规则。计划电承担对政府、重要用户和农电等保障性供电，因此数量对应低价的非市场化发电量确保电网公司购售电合理价差。政府下达的基数电量，在现货市场中按金融性质的差价合同处理，既保证了这些机组的合理收益，同时又实现了和现货市场运营的解耦，确保计划电对未来市场化建设推进不造成影响。
（五）省内现货市场与区域现货市场衔接需遵循四大原则
尽管以省级电力现货市场起步，但是我国电力市场建设的最终目标还是跨省的区域市场，实现资源在更大范围内的优化配置。因此省内电力现货市场规则要与区域市场规则共同考虑。如果省内市场发展反而阻碍了后续区域市场的建设，那么就是犯了“颠覆性”的错误。区域市场是更大范围内的整体优化配置，省级市场是相对局部的优化行为，应当包含在区域市场的优化出清中统筹考虑。区域现货市场相比省内现货市场是更高一级的市场，其衔接有四大原则：
1．区域现货市场出清优先于省内现货市场开展，不能采用省内市场先出清，区域市场后余缺调剂的方式。省间余缺调剂方式并没有打破省间壁垒，而打破省间壁垒是区域市场的最重要功能。送端省区推荐余缺调剂的主要目的是优先满足省内负荷供应，同时避免用户价格大幅度提升，这些目标可通过调整区域市场的价格机制和结算方法，以及制定专门的市场配套方案解决。
2．区域现货市场要利用各省市场的“全报价和约束”信息，采用联合出清形成跨省计划。联合出清优先考虑了各省区和跨省的所有约束，确保跨省区计划结果对于各省安全可行，即省内市场不会发生系统调峰或局部断面等约束无法满足等问题。另外基于各省市场“全报价”参数的联合优化结果，确保了整个市场的总优化目标更加接近于理论上的社会福利最优目标。
3．区域现货市场实现各省级现货市场的市场耦合。区域现货市场和省级现货市场不是平级市场关系，市场主体在省级市场报价后，报价数据会传送至区域市场系统用于联合出清（市场主体将电量合理分解到两个市场也是极其困难的）。若跨省市场和省内现货市场是两个平级的市场，不仅市场交易电量要分解到两个市场，各断面约束也要拆分到两个市场同时满足，无法在日前和日内实时市场操作实施，市场也偏离社会福利最优的目标。
4．区域现货市场形成的跨省计划结果是省内市场的边界条件和硬约束。省内现货市场不按照外送电曲线作为边界条件，不仅会无休止地增加协调成本，还会导致区域内其他省区市场无法开展现货交易组织。区域市场基于市场全参数的联合出清结果，是实际运行日的EMS计划曲线，按照这个边界条件组织省内现货交易，既是系统安全运行的需要，也确保了省内日前市场与实时市场交易结果一致。
（六）电力市场设计应考虑省区和地区的不平衡
电力市场建设，特别是区域市场建设要考虑省与省之间的经济不平衡，要调动省政府参与电力市场的积极性。在东西部省间发电成本差异较大的情况下，区域市场可能会打破原有利益格局，例如导致经济较发达省区电价下降，锦上添花；欠发达省区电价上扬，雪上加霜。以南方区域市场设计为例，广东省经济发展水平高，经济对电价的承受能力强，电价上涨或者下降对经济或者企业的影响相对较小，而贵州等省经济发展水平较低，经济或企业对电价上涨的承受能力有限，电价上涨后产生的社会福利损失大。区域电力市场如果完全按照市场竞争理论设计，可能引起区域范围内的社会福利损失变大。考虑到省政府代表了本省用户侧利益，如果不考虑省间经济不平衡影响，区域市场建设会遭到来自西部省区的强大阻力。
区域市场的价格机制和结算方法，在不影响市场基本功能的前提下，应考虑各省区经济发展不平衡影响。对于区域市场竞争结果，可以指定专门的市场配套方案，适当的调整省间市场红利的分配，最大程度降低来自各省的总阻力，推动区域市场前进。例如广东不同地区差异化输配电价有效地缓解了地区经济差异的影响，同时未影响现货市场运作和价格机制，对区域市场是很好借鉴。整个区域电网的输电成本，可以由东部发达省区多分摊一些，毕竟大部分长距离输电设备是为了向东部负荷中心供电而建设，在现货市场中起到了降低东部负荷中心的节点电价的作用。
（七）电力市场设计应该考虑容量市场和搁浅成本
发电容量投资是保证电力供应安全最主要的措施，一种方式是容量市场，如PJM容量市场，另一种方式是通过能量市场的收益进行回收，例如美国德州市场、澳大利亚采用这种模式。
PJM通过容量市场将容量投资收益回报功能从现货能量市场剥离后，一方面现货能量市场的价格能够更低、更稳定，另一方面因为不用核算容量投资成本（这部分成本核算也非常困难），市场操纵等行为更容易界定，市场监管效率大大提升。
南方（以广东起步）现货试点应考虑对应的市场规则或配套方案：一方面应对没有容量市场带来的现货价格波动，或限制价格后带来中长期容量投资不足；另一方面监管机构要做好准备，如何应对市场主体将容量投资成本纳入到现货市场报价成本。
目前南方（以广东起步）现货试点一个重要的配套文件是不同成本机组同台竞争补贴方案。这个方案本质上为了解决容量成本回收和机组搁浅成本的问题。我们将相关主体因为政府实施改革而损失的既定利益理解为政府实施改革的搁浅成本。广东燃气电厂在市场化前政府核定专门上网价确保投资回收，这部分属于搁浅成本。广东的气电补贴方案，对其设计思路各方应该进一步深入理解。虽然方案名称是对“不同成本机组同台竞争进行补偿”，但是成本补贴只是手段，不是最终目的。气电补偿方案的最终目的是解决容量补偿不足和搁浅成本补偿。换一个角度说，如果气电机组既没有容量成本补偿问题，也没有搁浅成本问题，那么不同成本的气电机组就不会进行补偿。否则对高成本机组补偿以增加其利用小时数，不仅与市场的初衷相违背，甚至与计划模式的经济调度都背道而驰。
（八）电力市场设计应加强监管体系建设
2006年东北区域电力市场平衡账户出现巨额亏损，燃料成本的增加是主要的，但是也有部分市场力因素的作用。由于发电集团主体数量相对有限，发电厂很容易通过持留和串谋等市场行为提高边际机组价格，从而提高出清价格。
我国电力监管机构在经济性监管和市场监管方面的人员、经验、技术系统和法规体制支撑都严重不足。这方面可参照我国金融行业较为成熟的监管经验。其在证券法中赋予交易所市场监管职责，形成包括证监会、交易所和券商的多层监管体系，其中交易所是市场监管的主体，“交易所天然具有监管的职能，并普遍为法律所确认”“交易所必须是强大的市场监管者”。我国电力市场的市场运营机构从人员力量、技术系统、组织架构和协调市场主体等方面，都是最适合市场监管实施主体。市场运营机构和电网公司需要在市场利益保持完全中立，并通过立法赋予其市场监管职责。
（九）进一步改革跨省区输配电价模式
本轮电力市场化改革通过建立输配电价体系，将批发市场电价传导至市场用户销售电价，是电力现货市场建设的重要基础。同时电网公司盈利模式由传统的价差模式转为顺价模式，电网公司收益与现货市场脱钩，确保了其运营市场的中立性。
目前输配电价改革仅推广至省级电网，但是跨省输配电价仍沿用计划模式下的价格模式，严重阻碍跨未来区域电力市场的建设。跨省输配电价基于输送电量计算，而省级电网输配电价改革后是直接分摊至受益的用户侧。假如送端省区电源报价2毛每度电，但是加上1毛9分的跨省输配电价后，却无法与受端省区3毛5分的高价电源竞争。这种不合理现象已屡次发生在跨省区中长期市场竞价中，将严重影响未来区域电力市场的市场效率和清洁能源消纳。计划模式下，跨省输电设备仅通过其输送电量体现投资价值；但现货市场中，跨省区输电的价值更多体现在降低了受端电网的整体现货价格水平。因此跨省区输电通道设施投资回收机制，应采用直接向受益市场主体分摊的方式，这也是区域电力市场建设的重要基础。（刘恺 和识之 林庆标）
