近期中共中央、國務院《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發[2015]9號文）已經下發，明確了改革重點和路徑：有序放開輸配以外的競爭性環節電價，有序向社會資本放開配售業務，有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃；推進交易機構相對獨立，規范運作；繼續深化對區域電網建設和適合我國國情的輸配體制改革研究；進一步強化政府監管，進一步強化電力統籌規劃，進一步強化電力安全高效運行和可靠供應。也就是大家簡稱的“三放開、一獨立、三強化”。生產環節計劃管制的放開，相應的電力市場機制必須跟上，對于應該建立一個什么樣的電力市場機制，筆者結合工作體會，提出如下觀點和建議，與大家共勉。

一、“三放開”體制改革一定程度解放了發電企業和電力用戶的自主權

2002年，以“廠網分離”為標志的電力體制改革實施以來，在計劃體制基礎上，電力市場建設進行了很多有益探索，東北、華東區域電力市場試點、大用戶直購電試點、跨省跨區電能交易等，但最大的障礙是行政計劃管制，包括項目核準制、價格審批制、年度計劃電量分配制。項目核準制以保證未來的電力供應和電量平衡為基礎，電價審批以核準項目所估算的設備利用小時數為核價依據，年度計劃電量分配機制，落實了項目核準制和電價審批制對電力投資回報的預想，三個制度形成完整的閉環運行。這種體制可以有效調控行業發展速度。但也存在明顯的弊端，近20年來，電力需求增長不確定性較大，使得國家集中決策審批的方式難以適應，項目核準制剝奪了電企分散決策權和發展的部分自主經營權。價格審批制鎖定了電力生產發、輸、配、售各個環節的價格，年度發電計劃分配又鎖定了上網電量，發電企業自然喪失了市場競爭的積極性。價格不能波動，電量不能自主營銷確定，電力項目不能自主決策，推進電力市場建設自然舉步艱難。

中發[2015]9號文“三放開”內容實質還原了電力商品屬性，營造市場決定電價的機制，以價格信號引導資源有效開發和合理利用，提高了電力企業的自主權。

二、如何建立一個合理的電力市場

通常，電力市場分為批發市場和零售市場，從目前世界各國開展的電力市場建設情況看，只有在批發市場開動起來之后，才能推動零售市場的正常運行，因此本文主要談批發市場。應該建立什么樣的電力市場？或者說什么才是電力市場？這是當前需要回答的一個問題。

很多人認為，由政府牽頭搭建一個市場平臺，讓發電企業和用戶自由協商或集中競價后簽訂購售電合同，同時與電網企業簽訂輸電服務合同，由電網企業收取過網費，政府負責審定過網費和監管市場秩序，這就是“電力市場”。這種觀點對電力市場的認識過于簡單化，只認為電力市場應還原電力的一般商品屬性，沒有看到電力市場機制還應適應電力的特殊物理屬性，即電力系統運行的物理約束和客觀規律。

電力的特殊物理屬性主要有三方面：一是以光速傳輸，且目前大規模儲能技術不成熟、不經濟，即發輸配用電瞬時完成，電力系統運行必須保證實時平衡，即電力的供應量和需求量實時平衡；二是電能在共用輸配電網絡中流動的路徑由物理定律決定，而不是通過購售電合同來人為確定，因此，任何一個電力市場必須要有一個統一的交易管理平臺，負責電力交易的電網安全校核和阻塞管理。

傳統的電力系統安全經濟調度是按照以下方式來實現的：每年初由政府電力管理部門制定年度發用電（量）計劃和年分月發用電（量）計劃；然后逐月由電力調度中心滾動修改月度發電（量）計劃，并初步形成月分日發電（量）計劃；到生產運行日的前一天，電力調度中心需要根據次日負荷預測曲線、電源和電網運行和檢修狀況、電網和電源的運行約束等，制定次日各發電機組的開停機計劃（也稱為機組組合或開機組合）和出力曲線、調頻和備用以及無功電壓調整等輔助服務安排，即所謂的日發電計劃和輔助服務計劃，電力供應緊張時，還要對用戶側制定有序供電計劃；最后在生產運行日內，調度中心的調度員還要根據電網實時平衡和安全穩定運行的需要，對發電機組進行再調度，調整一些機組在部分時段的出力，甚至啟停機。發電機組的自動發電控制系統（AGC）也會根據系統頻率的偏差自動調整調頻機組的出力，以保障系統的動態實時平衡。

由此可見，傳統的電力調度中心就是這個系統運行的“總指揮部”,隨時發出不同的調度指令來保證系統平衡。因此，電力系統作為人類歷史上最大的一臺“機器”，它的“運行”和“操作”是有特定的技術規則，要求這個系統的每一個主體都必須遵守。電力市場化改革必將會改變調度機構的運作方式，將傳統電力調度中心的職責分為電力交易和電網安全調度兩部分，從而使電能的發、用數量和價格可以像普通商品一樣由購售雙方協商決定，但正由于上述提到的電力商品的特殊物理屬性，無論雙邊合同期限長短，都必須要求購售雙方按約定曲線發、用電，保證發、用電功率的實時平衡。

需強調的是，由于確切的開機組合通常是提前24小時才確定，電網安全約束及其他特殊機組出力的約束也才能同時確定，因而，不論購售雙方在日以上的時間段達成了什么樣的合同（財務結算合同或實物交割合同），都必須在生產日前（日前市場）通過競價，或由購售雙方自行協商形成一條可以在次日執行的電力（功率）曲線，并告知電力系統的運行者（電力交易中心、電力調度中心）。

同樣，電能在當日的每個時間段都按照電力電量平衡的原則安排，由于影響電力系統運行的干擾因素始終存在，如氣溫的預報偏差對空調負荷影響、發用電設備意外停機、臨時檢修等，都出現在日前市場平衡的電力電量在生產運行日內失衡，市場環境下同樣要調整這些，即實時平衡市場。不同負荷性質的用戶即使在中長期市場上拿到同樣的電價，由于受到實時平衡市場對發電和用電平衡的要求，負荷不穩定的用戶最終平均購電價將高于同樣交易電量但負荷穩定的用戶。

由于電力運行的特性主要表現在電力的實時平衡、有功功率和頻率的耦合、無功功率和電壓的耦合。為保持電力實時平衡，市場主體中還需保留一部分旋轉備用或可中斷負荷；為保證頻率和電壓的穩定，需預留調頻調壓資源；同時為避免電力系統完全“停機”的風險，還要預留黑啟動資源。這些都是市場主體需要承擔的輔助服務義務，需要建立輔助服務市場，由發用電雙方按照“誰受益，誰付費”原則進行輔助服務交易。

一旦出現輸電和發電能力的不足，將影響社會穩定和國民經濟發展，當發電容量充裕度低于一定水平時，就需要建立一個容量市場。同時，為規避受燃料、電力供需劇烈變化帶來的經營風險及確定大宗電量交易價格的問題，還需建立中長期電力交易市場乃至電力金融衍生品市場。計劃體制下，單個煤電機組基本都是按照年最大發電利用小時數5500小時設計，調度機構“閃轉騰挪”的空間也很大，由于電量的平均分配，且5500小時未充分發揮機組設計能力，因而單個節點一般不會受到約束，也不存在大量不能完成的合同。但是，在市場條件下，機組間獲得利用小時數差距會很大，潮流變化也相應較大，加之我國近年來風電、水電和供熱機組的裝機規模不斷增大，很多地方還存在電網阻塞問題，中長期合同再以實物交割合同形式簽訂，易造成無法執行。應通過財務差價合同或期貨等金融合同的方式，對大規模電量交易進行“保價”，以維持市場價格的長期穩定，因此，中長期交易標的往往是只進行財務結算的金融合同，而不是需要實物交割的電能，中長期合同電量價格應以現貨價格作為參照價格。這是我國電力工業史上沒有出現過的購售電合同種類。

電力市場體系中這六個市場并不是電力市場模式獨有的，與現行的計劃管理手段相比，都發揮相同的作用，只是機制不同。（詳情見表）

三、當前推進電力市場建設存在的問題

電力市場建設目標有很多。首先應是形成市場化的定價機制。從電力市場建設的一般規律看，市場模式是發電側和用戶側放開，電網中間環節加強管制。無論采用何種市場模式，都必須建立在電力系統平穩運行的基礎上，形成滿足電力實時平衡、安全約束和輸電約束的市場價格，通過價格信號，引導市場主體的生產運行、電力投資（包括電源和電網）；此外，還能極大提升企業的生產管理水平。發電企業和用戶為了達到電力系統平衡要求，減少因為發用電量的偏差，支付的高額電費和輔助服務費用或保險金，在生產安排、設備檢修等方面，盡可能做到精細和準確，努力提高設備使用效率，降低能耗，減少成本支出。

中國當前的電力市場，仍然還存在不足和認識偏差。

（一）現有電力直接交易模式存在諸多難以克服的弊端。前文提到的電力實時平衡等特殊性和電力需求以及可再生能源發電能力的不確定性，只有到了日前和日內才能將電力供需狀況、電力輸送和分配受到的約束條件全部看清，此時市場產生的現貨價格才是電力的真實價格，這正是我們長期忽視的電力時間價值和空間價值。

當前開展的大用戶直接交易、跨省區交易都是通過計劃調度來執的，實際用電曲線和發電曲線與交易不太相關。受到電力實時平衡、安全約束和輸電約束等因素限制，發電主體合同電量執行和實際用電量會存在一定偏差，交易電量規模小時，在發電主體整體利用小時相當的背景下，可以通過調整發電主體計劃電量、優先執行交易電量結算等方式，促成交易的執行。當交易規模不斷擴大、計劃電量不斷縮小時，發電主體交易電量會出現大量偏差，造成部分機組超交易合同電量執行，同時另外一部分機組交易合同不能完成。加上我國電網斷面約束問題較為突出，同一省內存在多個輸電斷面，同時供熱、保障新能源發電優先上網、資源綜合利用機組運行特殊要求多的特點。電力用戶和發電主體都無法提前確定交易合同到了日前和日內時能否執行、能否交割，交易機構也無法應對因計劃電量調整而帶來的大量工作，通過調整計劃電量消化偏差的能力將逐漸降低直至消失，完全放開發用電計劃的目標也不可能實現。

（二）人們對電力市場的誤解。一是認為建立電力市場會降低居民電價。市場化改革首先是批發市場改革，只有一定功率和用電量之上的用戶參與市場才能夠體現規模效應，例如新加坡計劃2015 年7月放開的低電壓用戶，每月平均用電量要超過兩千度。用電量規模小的用戶不如由穩定的供應商提供目錄電價。中國目前的電價體制存在交叉補貼，開展市場交易，電力價格回歸正常，短期內由于供過于求，大用戶的電價可能有所下降，但交叉補貼恐怕暫時無法消除。二是電價高低一定和購電量多少相關。這個結論不一定正確，決定電力價格的是負荷性質和電量，因為電力的特點是實時平衡，大量存儲極不經濟，只有用電量大而且用電平穩的用戶，電價最便宜。用電量小，用電又不平穩的用戶，電價最高。同樣的用電量，用電非常不穩定的用戶比起用電穩定的用戶（如用電曲線像一條直線），電價高出兩三倍也不奇怪。三是只有好的電力用戶和發電企業才能進入市場。市場機制和計劃機制都是電力系統運行的技術經濟準則，兩種機制下，不存在好用戶或差用戶，也不存在好發電廠或差發電廠。市場只有合法、平等的主體，人為設置市場準入門檻，即使是希望排除落后產業參與或保護優勢產業，也屬于市場歧視，不公平對待市場主體。隨著市場機制的逐步完善，交易規模的擴大，全部的用戶和全部的發電廠都會逐步進入市場，按照市場規則開展競爭，在市場環境中成長或淘汰。

（三）電力行業缺乏合格的市場主體。長期以來的行政管制，電力行業已經形成了“企業為國家辦電，國家管控企業經營，消費者為企業買單”的狀態。國企經營主要取決于國家政策，難以很快適應市場機制。更適應市場的非國企由于勢單力薄，與國企之間難以形成競爭。

（四）潛在的市場化受益者尚未形成足夠的力量。扣除通貨膨脹因素，2014之前市場經濟發達的國家實現了電價的穩定或略上漲，同期的煤炭石油均有兩倍左右上漲，相對二次能源，電價基本不變可以說相對下降。這主要因為發達國家普遍在電力管制時代采用報酬率定價法，該方法有一個清晰的計算基礎，幾乎把所有的費用都考慮計價成本中，使得電價偏高，電力市場化制改革提高了資源優化配置的水平，降低了無效率和監督成本，電價出現了一定程度的下降。大多數發展中國家電價均有上漲，主要因為發展中國家普遍認為電價保持較低水平對社會經濟發展有好處，在電力管制時代人為壓低電價，開展市場化改革后，扭曲的電價得以矯正，形成正常的電價水平和電價結構。同時，發展中國家電力處于蓬勃發展期，需要更高的電價吸引電力投資者，實現電力與經濟同步發展。

四、如何推進中國的電力市場

從世界各國電力市場建設沿革來看，基本上是在完成日前市場、實時平衡市場、輔助服務市場、中長期合約市場建設后，考慮建設容量市場和金融市場。

我國正處在電力市場體系建設的初級階段，現有的發用電計劃可以逐步轉換成為市場主體自主協商的中長期合同。中長期合同有財務差價合同（與實際發用電無關）和實物合同（發用電要平衡）兩種。顯然，無論中長期合同采用哪種形式，都必須盡早開展日前市場、實時平衡市場、輔助服務市場的試點建設，并在取得經驗后推廣。市場建設初期，也可以簡化，實時平衡市場可以與輔助服務市場合并，將實時平衡視為一種輔助服務。起步階段需要著重在以下方面開展工作：

一是逐步改變日計劃制定方式。日前市場的關鍵在于允許發用電雙方自行制定次日的生產計劃曲線。由于體改方案中設置了相對獨立的交易機構，因此可將過去由調度機構制定日計劃改變為交易機構負責，同時規定發用電雙方在保證系統安全的情況下于日前提交次日生產計劃。此外，也可由交易機構組織發用雙方采用全電量報價的方式形成。

二是建立發用雙方報價的市場化實時平衡機制。在發用雙方提供了次日生產計劃后，發用雙方在日內可自愿地對每一時段的電力電量或偏差電量（日生產計劃以外）進行報價，形成可以反映實時平衡的市場電價，

三是著手建立輔助服務市場。在現有輔助服務補償機制基礎上，可建立以實時市場價格為參考信號的調頻和備用服務市場，將用戶、零售商、發電廠作為市場主體，用戶（零售商）和消耗輔助服務的發電廠作為分攤輔助服務費用的主體，提供輔助服務的用戶、零售商和發電廠通過競價確定輔助服務承擔者

四是確定區域為市場交易范圍。目前國內超20個省，存在一家發電公司裝機容量占全省總裝機容量的比例超過20%，有些省甚至達到50%以上，發電企業通過操縱市場價格影響了市場公平。其次，我國可再生能源發電規模大、集中在能源送出省，市場范圍大，資源優化配置的效果相對更好。現貨市場運行效果與交流強聯系電網覆蓋范圍密切相關，目前，我國區域電網是典型交流強聯系電網，是開展現貨市場試點最好的資源條件。三是對跨區交易，可以通過在任意一方的區域平臺上注冊開展交易，實現跨區電力余缺調劑和資源優化配置的作用。

五是關于公益性和調節性發用電計劃的執行。從目前電改方案看，市場交易電量和公益性調節性發用電計劃將在一段時間內并存，但是現貨市場的調度執行不能采用雙軌制，否則受安全約束和輸電約束影響，會引發電量偏差是由市場承擔還是由計劃承擔的問題。為了保證居民、社會公益組織的電力供應，公益性、調節性發用電計劃應當改造成中長期交易中的財務結算合同，既保證了不參與市場交易主體的經濟利益，也滿足雙軌制背景下，現貨市場統一出清、統一運行的要求。

六是提前做好涉及市場建設的技術規范、規程。雖然國外成熟市場已有詳細的解決方案，技術解決方案難度不大，但涉及需要解決的問題和技術細節繁多，工作量很大。

電力市場體系建設不可能一蹴而就，需要分階段進行。東歐國家在電力市場化改革前，電力體制、電力運行機制與我國非常相似，經過循序漸進的改革，已由計劃體制轉向遵循市場規律發展的道路，匈牙利從2003年實現部分用戶開放，2008年實現全部用戶開放，用了5年時間，每一個階段都從法律法規和技術方面為下一個階段做好充足準備。

中國的電力市場建設同樣需要分階段穩步推進。包括選好試點地區組建區域交易機構，并同時開展現貨市場試點，擬定現貨市場（含輔助服務市場）框架設計方案、交易規則等。完成技術支持系統建設。核定獨立輸配電價和各類可再生能源的度電定額補貼標準。確定發用電計劃縮減比例。開展模擬運行和試運行。通過集中競價開展次日或更短時間的電能和輔助服務交易，以及為了保持電力供需即時平衡，滿足規避輸電阻塞風險的需要，修訂完善有關規則、規范，開展輸電阻塞管理。總結試點經驗，豐富交易品種，完善交易機制，擴大試點范圍。探索推進容量市場、金融衍生品市場。逐步取消所有發用電計劃，基本實現由市場方式配置全部電力資源。力爭在2-3年內實現現貨市場試點運行，用10年時間，建成競爭充分、開放有序、健康發展的市場體系。