從分類試點到統一設計
——電力市場化改革的可選路徑探討

劉光林

目前，我國首批確定的8個電力現貨市場建設試點已經全部實現模擬試運行。由此，我國電力市場建設開始步入現貨試點時代。在這個關鍵歷史節點，業界有必要就下一步電力市場建設進程進行深入研究，以護航電力市場化改革工作行穩致遠。本文就此主題進行探討，以期拋磚引玉，換得業內人士的共同思考。

傳統計劃體制急需市場化改革

電力市場化改革啟動之前，我國完全靠計劃調度體制來實現供需平衡，電能價格也完全由政府采取計劃手段予以管制。

計劃體制下，供需平衡的依據就是每年由有關部門制定的發用電計劃。在實際運行中，如果供大于求，就通過調度指令來約束發電側機組出力的方式維持系統平衡；供不應求時，則會祭出需求側管理的大招，根據電力供應缺口的大小，以及政府提前制定的有序用電計劃，通過依次拉限不同級別用戶負荷的方式，來實現供需平衡。很明顯，這種供需調節方式的主導方，并不是發電企業和用戶這一對供需直接當事方。當一種產品的數量不由其供應方和需求方來共同決定的時候（尤其是在我國不斷深化改革、擴大開放，市場主體更加多元的背景下），那么，此種產品的供需平衡體制和機制勢必要進行改革了。

除供需平衡以外，電力系統運行的另一個重要因素——電價的發現和形成，在我國也同樣嚴重依附于計劃體制。政府有關部門先是根據建設和運營成本，為發電企業設定上網價格，后來又根據社會平均成本出臺煤電等的標桿上網電價，同時還在銷售側限定銷售電價。在這種體制下，雖然號稱按照成本定價，但事實上計劃定價機制對于成本的反映既具有滯后性也不夠精確。后來，隨著煤炭市場價格的放開，“計劃電”與“市場煤”的矛盾更加突出，甚至出現煤價與上網電價“倒掛”的極端情況，已經嚴重影響到電力系統的正常運行，即使在“煤電價格聯動”機制下，仍然難以擺脫電價與成本脫鉤、價格無法實現順暢傳導的事實。更為嚴重的是，在政府定價機制下，“供需決定價格”的定律仿佛不再具有“真理性”——供大于求時電價不降，供不應求時電價不漲，“穩如泰山”的電價仿若“一潭死水”，既無法有效引導行業投資，也不能有效實現系統平衡，讓整個電力系統失去了應有的生氣和活力。另外，在當時的定價機制下，由于輸配電價的缺失，電網企業的利潤來源竟是銷售電價與上網電價的差額，導致其贏利模式不具科學性和合理性，也凸顯出電網建設、生產運營和銷售服務等成本及利潤成為一筆糊涂賬的深層次問題，更是對電網企業開展依法有效監管帶來了巨大障礙。

是以，進行電力市場化改革，用市場手段實現電力資源優化配置成為社會各界的共同呼聲。

我國對現貨市場早有探索

“無現貨，不市場。”說到電力市場建設，“現貨”是一個始終繞不開的話題。

進入本世紀，在國務院5號文的指導下，我國開展了以市場化為方向的電力體制改革嘗試，其中包括在東北、華東電網開展的區域電力市場建設、發電廠與大用戶直接交易、發電權轉讓交易、跨省跨區直接交易等等，但是，上述交易無一例外均為以多年、年度、季度、月度和周為周期的中長期交易。不過，在電力現貨市場建設試點啟動之前，全國已有過幾個與建設現貨市場相關的案例：

2006年，華東電網模擬開展日前交易，而且進行了兩次調電試驗，不過由于種種原因于次年宣布暫停；

10年后的2016年，云南電力市場在全國率先開展日前電量交易，當年累計成交電量64.87億千瓦時。隨后交易規模連續4年保持兩位數以上增長，2018年更是比上年增長21.03%；

2017年8月，國家電力調度控制中心、北京電力交易中心公布《跨區域省間富余可再生能源電力現貨試點規則（試行）》，并正式啟動棄風、棄光電能及四川棄水電能跨區域省間現貨交易試點。

這些都可以看成國內電力現貨市場建設的萌芽，為我國電力現貨市場建設積累了寶貴的經驗。隨著2015年中發九號文的印發，電力體制改革進入一個新的階段，社會各界對加速電力現貨市場建設的呼聲愈發高漲。2017年8月28日，《國家發展改革委辦公廳 國家能源局綜合司關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》印發，在國家層面正式啟動電力現貨市場建設試點工作，并確定了首批8個試點。隨后，各試點區域有關部門開展了一系列準備工作，包括組織團隊確定建設方案、編制運營規則、研發技術支持系統和交易平臺等。最終，8個試點在2018年8月30日至2019年6月26日之間全部啟動試運行，國內電力現貨市場建設進入一個全新階段。

現貨試點改革是對市場關系的重構

在現貨市場試點工作啟動之前，新一輪電改已經以試點方式啟動了多個分項領域改革，比如輸配電價改革試點、交易機構相對獨立改革、售電側改革試點、增量配電業務改革試點等等。

與建設現貨市場試點相比，其他分項改革的任務主要在于為建設電力市場培育市場成員、交易主體等市場要素。這就可以看出，其他分項改革大多涉及的是電力系統的某個局部環節或者某個領域，而現貨市場建設則關系到電力系統的方方面面，建設現貨市場必須以其他分項改革成果為基礎，需要重構各市場要素的關系。簡單說來，其他分項改革偏重于要素培育，而現貨市場建設則偏重于關系的構建和重構。

比如在增量配電業務改革試點過程中，增量配電企業的所有制形式無論是混合所有制還是社會資本獨資，無論是電網企業控股還是社會資本控股；增量配電業務改革試點邊界劃分無論是通過企業間協商還是根據行政區域劃定，存量配電資產是核資折價入股還是折價出售等等。無論試點采取了什么樣的差異化措施，只要解決了邊界劃分、存量資產處置、配電網建設、接入省網等問題，就可以順利獲得供電業務資質，成為合格的增量配電主體并開展相應業務。

而現貨市場建設從一開始就承擔著理順和處理各種關系的職能與任務，也就是說，成熟完善的電力市場不能忽略市場覆蓋范圍內的任何一個個性化因素和局部因素，否則，這個市場就有可能將某些市場主體排除在外，成為一個不夠健全完備的市場。而且市場的本質就是不斷擴展的，任何一個市場都會經歷一個從小到大的過程，因為市場越大，越有利于資源優化配置，越能凸顯其市場優越性。比如，根據8個現貨試點出臺的建設方案來看，在市場初期沒有納入的市場主體和尚未開展的交易品種，會隨著改革的不斷深入逐漸出現在未來的市場中。

此外，市場的另一個特征是其動態屬性，市場建設是一個不斷豐富和完善的過程。比如，四川在現貨市場第一階段采用系統邊際電價出清，但又特別強調同時發布分區邊際電價，這就為市場成熟后采用分區電價提前做了準備。再比如蒙西現貨市場運行初期以全網統一分時電價作為過渡，但最終還是會以分時區域電價（或分時節點電價）作為市場價格。也就是說，電力市場建設是一個不斷完善和豐富的過程，需要根據市場條件和覆蓋范圍的變化、市場成員的增減，不斷做出相應的反應和變化。

我國現貨試點體現差異化探索特征

從啟動之初，國家確定的首批電力現貨市場建設試點就體現出差異化探索的特點。這從對試點區域的選擇上就可以看出設計者的良苦用心，8個試點當中，有以西電東送為特征實現大范圍跨省區平衡的南方區域試點，另外7個省區試點分別為電力送端和受端，送端省份又分為煤電大省、水電大省和新能源大省。總之每個試點是各有各的特殊之處，充分體現了因地制宜建設現貨市場的基本原則，以及鼓勵各地差異化探索的試點導向。

事實上，各試點也的確遵循了差異化探索的原則和要求。這在市場模式的選擇上就體現得很明顯，以廣東、山東、山西為代表的試點選擇了“集中式”，而以蒙西和四川為代表的試點則選擇了“分散式”。相比其他試點，四川試點的個性化特征更加突出，該省充分考慮了其水電裝機占比高、峰枯發電特性差異大、網架輸電安全約束多等因素，專門設立了棄水期市場和非棄水期市場，棄水期主要由水電企業參與，非棄水期由火電企業參與，且該省還創新開發了針對梯級水力—電力耦合約束進行聯合優化出清的系統交易功能，為破解水電參與現貨市場運營難題積累了寶貴經驗。除上述之外，如果再考慮到定價機制、交易組織、市場出清和結算規則等，各試點的差異化還會體現得更加明顯，在此不予贅述。

除上述內容之外，各試點出臺的市場運營規則也體現出極其明顯的差異化特征，廣東采用了“基本運營規則+市場管理（準入與退出+信用管理）、中長期交易、現貨交易、輔助服務交易、結算、信息披露、系統運行管理、發電廠輔助服務補償及并網運行考核細則”1+8模式；蒙西采用了“運營基本規則+中長期交易、日前交易、日內交易、實時交易、結算、信息披露、信用管理細則”1+7模式；山東采用“現貨交易規則+中長期交易規則”1+1并列模式，將市場管理、輔助服務、結算、系統運行、信息披露、市場監管等細則融入其中；四川則采用“現貨交易細則+中長期與現貨交易銜接細則+結算細則”1+1+1并列模式，同樣將諸如市場管理、信息披露、市場監管等細則融入上述3份文件中。不僅如此，上述規則文件在行文格式方面也是“百花齊放”，將個性化發揮到了極致。

包容性對于未來統一市場建設至關重要

然而，建設電力現貨市場，我們在鼓勵差異化探索的同時，也應該看到，電力市場與其他商品市場十分相似，也是一個從小到大不斷擴展的市場，也是一個需要具有更多包容性的市場。

我國的資源稟賦決定了能源與負荷呈逆向分布的格局，也讓建設大范圍優化配置電力能源的跨省跨區電力市場，甚至全國統一電力市場變得無比迫切。而且經過多年來的超高壓和特高壓電網工程項目建設，我國跨省區聯絡線路日益堅強。隨之而來的是，近年來全國跨區跨省電力交易量逐年攀升，2019年1～6月，全國跨區送電完成2243億千瓦時，同比增長11.2%；各省送出電量合計6426億千瓦時，同比增長12.0%。這也充分顯示出我國建設省級以上電力市場具備了堅實的硬件基礎。

而要在更大范圍內建設電力市場，其核心就在于彰顯市場設計的包容性。

那么，該如何增強市場的包容性呢？建議是，各試點地區在前期差異化探索的基礎上，盡快走到一起，實現對各現貨市場設計方案的整合與融合。當然，市場融合不同于普通的社會交流，不能只追求“最大公約數”，而是要求得“并集”效果，即，你有我有的內容要保留，你有我沒有的內容也要保留，你沒有我有的內容還是要保留。因為市場越大，意味著擁有更多的市場成員，意味著需要應對更多的個性化需求。因此，在更大的市場中，需要提供更多的市場產品，設計出更多的交易品種，以滿足更多主體的市場需求。

事實上，不僅在區域市場和全國統一電力市場方面應該實現市場設計整合，即使在省級電力市場建設方面，也應該遵循互相兼容原則或者共用市場設計原則，畢竟市場規則的通用和兼容，意味著對市場成員的友好，也更方便市場主體跨省參與市場。

更何況，采取統一電力市場設計也是國際社會的普遍存在——歐洲有著為各國廣泛認同的電力市場設計和組織原則，歐洲電力現貨交易所提供的市場設計為歐洲大部分國家所接受；而美國則推出了標準電力市場設計；澳大利亞甚至干脆確立了單一國家電力市場設計。像我國這樣，在不同試點省份之間竟然存在著“集中式”和“分散式”這種具有明顯市場設計差異的情況并不多見，畢竟如此突出的省間市場設計差異并不利于未來的統一市場建設。

有人可能會懷疑，讓每個省級電力市場都采用統一市場設計，會不會不利于個性化探索，甚至降低省內市場的運行效率呢？其實大可不必有此疑問，因為每個省級市場的市場主體都能夠在統一市場設計當中找到與自身相關的交易規則和適合自身的交易品種，絲毫不會影響其個性化和效率。技術支持系統和交易平臺，說白了也就是一個軟件系統，不會因為模塊的增加而影響其運行效率。相反，采用統一市場設計，不但不會降低省內市場的運行效率，還會因為市場設計的統一性，避免了不同地區的市場成員不得不面對多個市場和多套系統平臺的煩惱，更有利于市場擴展與融合。

充分做好預判和防范市場風險工作

當然，不考慮安全的改革，就不算真正的改革。建設電力市場，安全是處于一票否決地位的。2000年，正值電力市場構建期的美國加州爆發電力危機，這甚至一度被認為加州電力市場化改革的失敗，盡管有分析認為此次危機并不能完全歸咎于改革，但這還是為正在緊鑼密鼓搞電力市場化改革的我國提了一個醒兒。

后發優勢就在于可以利用先發者的經驗，接受先發者的教訓。

我們應該看到，市場化改革所能帶來的風險，畢竟屬于市場風險，根源在于體制機制轉換。因此，一旦出現風險時，可以采取“機制歸零”的手段進行應對，暫時回到改革的“原點”，爭取空間，再試再探。所以，為規避市場風險，我國多數現貨試點都采取了申報限價和監管市場力等措施，有的試點還規定，當市場價格出現異常波動時，可以中止現貨結算，轉由按長期規則開展結算，甚至在極端情況下，可以中斷現貨交易，恢復傳統調度方式。

釀成加州電力危機的原因雖然不全在市場化改革，但不可否認的是，定價機制的放開的確成為危機爆發的導火索，其根本原因在于沒有做好應對可能出現市場風險的預案，因此，導致危機持續時間較長，對電力系統安全運行造成了實質性的不利影響。

為應對可能出現的市場風險，預留了“恢復出廠設置”的中國電力市場化改革，必能行穩而致遠。

◆鏈接

部分國家地區電力市場建設情況

歐洲統一電力市場

2008年，歐洲統一電力市場的象征——歐洲最大的電力現貨交易所之一的歐洲電力現貨交易所成立。目前，該交易所運營法國、德國、奧地利和瑞士等8個國家的電力現貨市場，其交易量約占歐洲總能源消耗的三分之一以上。

在歐洲，存在著為各國廣泛認同的電力市場設計和組織原則。市場采取匿名交易，營造出一個公平的競爭環境。交易所為所有交易進行金融擔保，如果一方違約，交易所會對其進行懲罰。

目前歐洲的競價分區主要與國界相同，但也有特例。北歐和意大利就被劃分成多個競價區，而德國、奧地利、盧森堡卻合成一個大區。分區的劃分考慮兩方面因素：政治和經濟。在政治方面，國家采取統一電價，可以減輕政府管理的工作量；在經濟方面，分區越大，市場流動性就越好，市場力就越小，能優化出的社會福利就越大。但大的分區也帶來基礎設施成本的增加和遇到阻塞時再調度成本的增加，如果某個分區阻塞時重時輕，就采取分區分裂法——無阻塞時應用大分區，有阻塞時采用小分區。

歐洲電力現貨交易所的市場設計有很大包容性，已被歐洲大部分國家所接受。歐洲現貨市場分為日前和日內市場。日前市場追求的是最大流動性，涵蓋整個市場最大的信息量，其競價出清價格是大部分電力金融衍生品的對標指數。日內市場是為了糾正日前與日內預測的偏差，因此交易量比較少，且為連續交易。

在歐洲，電力現貨交易所負責電力市場耦合。市場耦合其實就是不同國家市場間進行電力交換，通過優化出清算法實現，其目標是將整個歐洲的購電成本優化到最低。

美國電力市場

1996年，美國聯邦能源管理委員會（FERC）頒布法令，要求無歧視開放輸電網絡。該法令明確電網的擁有者不能同時擁有發電和供電企業，鼓勵建設RTO（區域電網運行中心）/ISO（獨立系統運行中心）來管理整個輸電系統的運行。RTO/ISO通過將輸電網絡的運行控制權與其所有權以及發、輸電運行控制權分離，對具有自然壟斷性質的垂直一體化電力系統進行了有效分拆。RTO負責調度電網，有權決定調度指令。

為了配合輸電網絡開放，1996年FERC又頒布法令，對市場參與者提出了信息公開要求，并對信息公開做了量化規定。

1999年，FERC再次頒布法令，要求RTO/ISO實行統一的實時運行模式，明確RTO/ISO應該履行價格管理與設計、阻塞管理、并行潮流管理、輔助服務、確定系統內總可用輸電容量、市場監管、計劃與擴容等職責。在此框架下，美國形成10個區域電力市場。

美國電力市場建設具備以下特點，一是產權比較分散，全國電力公司數量眾多，規模差別比較大；二是區域電網的調度運行是通過電力公司自發形成，調度運行模式差別較大；三是沒有全國層面的調度管理機制，各個區域電力系統之間采用聯合調度。

2002年，美國提出標準電力市場的設計（SMD），具體如下：

（1）輸電網的獨立與開放。SMD提出分離輸電公司的發、售電業務，成立獨立的輸電服務商ITP，使之成為市場的管制環節，不能開展交易業務，必須無歧視開放輸電網，提供標準化服務。

（2）交易模式。交易種類上，SMD提出電能交易、容量交易、輔助交易、輸電權交易。交易方式上，取代以往的集中交易模式，推薦雙邊交易模式。交易周期上，分為長期、日前、小時和實時四種。

（3）交易電價模式。SMD推薦采用節點邊際電價（LMP）。目前，美國電力市場大部分采用LMP理論，包括PJM、紐約、新英格蘭、德州、加州電力市場。SMD對輸電價采用兩部制定價，包括容量部分和電量部分。

澳大利亞國家電力市場

1998年底，澳大利亞國家電力市場（NEM）開始運行。目前有200多家大型發電企業、5個州的輸電網和14個主要配電網，為900余萬用戶提供服務，約占全國總電量的89%。

NEM分為批發市場和金融市場。批發市場采取電力庫模式，澳大利亞能源市場運營機構（AEMO）負責集中調度和交易，對于受AEMO調度的機組，所有電能交易都必須通過AEMO的集中交易平臺進行，每半小時公布一次電力市場現貨價格。主要購電方是零售商，終端用戶比較少。發電商和零售商還可參與電力金融市場。發、購雙方可協商簽訂長期或短期的雙邊交易合同（差價合約），也可以在有資質的證券期貨交易所進行電力期貨交易。