推動中國競爭性電力市場建設的整體性研究
A Comprehensive Study on the Establishment of a Competitive Power Market in China
劉樹杰 楊娟
中國宏觀經濟研究院市場與價格研究所
2019年6月
摘要
電力是一種基于系統(tǒng)集成和連續(xù)的實時平衡的特殊產品，將競爭性交易制度與電力的這種特殊的物質屬性相融合，需要“明理、順勢、有序” 的系統(tǒng)性安排。電力市場建設需要“頂層設計” 。
“頂層設計” 包括：（1）邏輯性。從制度的“頂層” 開始設計，高屋建瓴， “綱” 、 “目”清晰；（2）整體性。關聯(lián)目標系統(tǒng)安排，關聯(lián)措施協(xié)同推進。電力市場構建涉及交易模式、市場布局、組織機構等多方面內容，但其核心或最頂層的，則是批發(fā)市場交易模式的選擇。而電力交易模式的本質，是競爭性電力交換關系或交易制度的安排，進而電力市場構建的“頂層設計” 或邏輯的始點，最終應歸結為批發(fā)市場的交易者準入及由此決定的市場成員權、責關系的構建。
所以，國外的學界及官方機構對批發(fā)市場交易模式的概括，都是基于經濟關系和制度安排的視角，將之分為“Mandatory Power Pool” （強制性電力庫）和“Bilateral Electricity Trade” （雙邊交易或雙向交易）兩大類型?！皬娭齐娏臁?是只有一個買者的單邊（向）交易的批發(fā)市場，發(fā)電商只能向系統(tǒng)運營機構競爭性賣電，除“可調度負荷”（相當于“負的發(fā)電機” ）外，售電商（大用戶）也只能以相同的分時價格向系統(tǒng)運營機構買電。由于售電商（大用戶）不參加批發(fā)競爭，其經銷行為無關系統(tǒng)平衡，也就不存在承擔系統(tǒng)不平衡責任問題。因而從售電商角度看，“強制電力庫” 雖不自由，但也無責任約束。“雙邊（向）交易” 是有多個買者的雙向競爭的市場，發(fā)電與負荷雙方均有充分的自由選擇權，既可場外一對一“定制” 中長期合同，也可參加場內的集中撮合交易。但如此自由的代價，是要對實物合同的執(zhí)行承諾與物理執(zhí)行的偏差承擔不平衡責任，因而在“雙邊（向）交易”市場中，售電商對系統(tǒng)平衡的責任重大。澳大利亞、新加坡、加拿大的阿爾伯塔省等國家和地區(qū)的電力批發(fā)市場，一直實行單邊交易的“強制性電力庫” 模式，而在英國、德國、法國、美國、北歐等國家和地區(qū)，電力批發(fā)市場均為基于平衡機制的“雙邊（向）交易”模式?！凹惺健?、 “分散式” 概念及其解釋，囿于工程思維模式和“調度” 的視角，不僅與“Mandatory Power Pool” 和“Bilateral Electricity Trade” 的內涵或口徑無法對接，且因之以調度關系替代經濟關系，使交易者的權、責及其相互關系這一最基礎的制度安排無法體現(xiàn)，必然而且已經導致了國內電力批發(fā)市場的理解和設計中的邏輯混亂。
我國電力市場構建的“頂層設計” ，應包括遠（理想）、近期目標及其實施的路徑。近期的“頂層設計” ，應重點解決起步階段的批發(fā)交易模式選擇、源于國家能源戰(zhàn)略的“外來電” 及可再生能源支持政策與電力市場的融合、市場支配力的消解、省內市場與省間交易的銜接、市場組織機構的定位、電價交叉補貼的“妥善解決” 等。
理想的中國電力批發(fā)市場，應以雙邊（向）交易的跨省區(qū)域市場為主。理想的中國電力零售市場，應使消費者有充分的自由選擇權。這種理想的電力市場，需要幾個理想條件的創(chuàng)建：售電公司具備整合、管理其客戶用電負荷曲線的能力；法制完備、誠信中國確有成效；國家能源治理體系和能力現(xiàn)代化。
起步階段的中國電力市場構建，應“先易后難，問題導向” 。強制性電力庫的設計與操作相對簡單，易與現(xiàn)有制度環(huán)境對接，還可包容“優(yōu)先發(fā)、用電” 等中國特色安排。初始方案也可有更簡化的版本，如：(1) 原浙江試點的“發(fā)電企業(yè)全電量入庫競爭、部分電量按市場價結算” ；(2) 谷段（壓負荷）市場先建。起步階段的電力零售競爭可分步實施，部分地區(qū)也可暫不施行。以“價、補分離” 方式實現(xiàn)可再生能源支持政策與競爭性電力市場的融合?！拔麟姈|送” 等能源戰(zhàn)略安排 , 可以“政府授權合同交易 + 差價合約結算”方式融入相關省電力市場。建立以“區(qū)調” 為中心的省間聯(lián)合市場，促進以省為邊界的強制庫市場與跨省交易的銜接?！敖灰字行摹?應定位于公共機構并與調度“合署辦公” 。市場管理委員會宜定為議事機構。取消不合理的電價交叉補貼。再造有效能的電力監(jiān)管機構。
Summary
Electricity transmission and distribution depends on system integration and continuous real-time balancing. The integration of market competition with the electricity market requires “top-level design” that is executed in an orderly, timely, and reasonable fashion.
“Top-level design” includes: (1) Logic. An advantage of top-level design is the clear sequence and order; (2) Integrity. Related objectives should be systematically arranged, and related actions should be carried out in coordination. Construction of the electricity market involves many aspects such as trade models, market distribution, and organization. The most important consideration is the choice of the wholesale market model. The nature of the power trade is determined by competition and institutional arrangements, and thus the “top-level design” of constructing the electricity market should account for the dealer’s access to the wholesale market and the associated member rights and responsibilities.
Therefore, foreign academics and official institutions categorize wholesale markets as “Mandatory Power Pool” or the “Bilateral Electricity Trade” model based on buyer-seller relations and institutional arrangements. The “mandatory power pool” is a wholesale market involving unilateral transfers with a single buyer; generators can only sell electricity to the system operators by engaging in competition. Except in the case of “dispatchable loads,” electricity sellers and large consumers can only buy electricity from system operators at the same time-of-use price. Since the sellers (large users) do not participate in wholesale competition, the system balance has no effect on their trade behavior; thus, these sellers also do not bear the responsibility for system imbalance. Therefore, from the electricity sellers’ perspective, the mandatory power pool imposes certain restraints, but is also responsibility-free. The “bilateral electricity trade” is a two-way, competitive market involving multiple buyers. Power generators and users are both granted free agency. They can either negotiate one-on-one and create custom “over-the-counter” medium and long-term contracts, or be matched through participation in the centralized market. However, the price of such freedom is to assume disproportionate responsibility for possible deviations of the contract’s implementation. Therefore, sellers in the bilateral electricity trade model hold significantly more responsibility for maintaining system balance. Wholesale electricity markets in regions including Australia, Singapore, Alberta (Canada) employ the Mandatory Power Pool model characterized by unilateral market power, while regions including the United Kingdom, Germany, France, the United States, and Northern Europe employ the “Bilateral Electricity Trade” model characterized by balanced, competitive market mechanisms. Notions of “centralized” and “decentralized” are limited in scope as a result of engineering and dispatch-focused thinking, and are not compatible with the logic of the Mandatory Power Pool and Bilateral Electricity Trade models. Dispatch supersedes buyer-seller relations, and thus the institutional arrangements of dealer rights, responsibilities, and interrelations are not reflected. This has inevitably led to confusion regarding the design of the domestic wholesale electricity market.
The “top-level design” of China's electricity market construction should include both long-term and near-term objectives, as well as an implementation roadmap. Upcoming “top-level design” should focus on determining the wholesale market model, integrating renewable energy support policies with the electricity market, promoting cohesion between provincial markets and interprovincial trade, dissolving market dominance, and resolving issues arising from electricity cross-subsidies. Other urgent focus areas include: energy imports resulting from national energy strategies, and the arrangement of market institutions.
China's ideal wholesale electricity market should be based on interprovincial, regional markets involving bilateral contracts. China’s ideal retail electricity market should give consumers full freedom of choice. Realizing of this ideal power market will require the establishment of certain conditions: first is the seller's ability to integrate and manage its consumer load curve; second is a complete and effective legal system; third is the modernization of the national energy governance system and capacity. The initial phase of constructing China's electricity market should be “easy first, then difficult, and problem-oriented.” The design and operation of the mandatory power pool is relatively simple, due to the ease of navigating the existing institutional environment. The system could also accommodate characteristics of China's power sector, such as the prioritization of electricity transmission and consumption.
The initial plan can involve a more simplified scheme, such as: (1) a power pool, into which all power generators must direct their power, but a portion of the electricity is determined according to market price; or (2) a Low Voltage Load Switch Market, to be constructed first. The introduction of retail competition during the initial phase can be implemented step-by-step, or even suspended temporarily in certain regions. The integration of renewable energy support policies and competitive power markets can be achieved by separating subsidies from the pricing mechanism. National energy strategies such as the “West-East Electricity Transfer Project” can be integrated into the relevant provincial electricity markets through government authorized contracts and contract-for-differences (CFD) settlements. Other recommendations discussed in the report include: establishing an interprovincial joint venture involving regional operators to promote the integration of the province-bound mandatory power pool with interprovincial trade; co-locating the transaction center and dispatch center in a public agency; designating a market management committee; eliminating the cross-subsidization of electricity prices; and creating effective energy regulatory agencies.
1、導論
我國電力的“市場化交易” 已成燎原之勢，且在電力供給過剩的大背景下，降電價的效果也非常顯著。但目前各地的“市場化交易” 均為無平衡機制的“直接交易” ，亦即對買、賣雙方的實物交付均無負荷 / 出力曲線要求，此交易標的物并不符合電力產品實時平衡的物質特性，加之為降低電價而大多有市場“供、需比” 安排等行政干預措施，因而離真正的競爭性電力市場還相差很遠，且不具有可持續(xù)性。中央政府主管部門也已對這種“市場化交易” 的不可持續(xù)有明確認識，因而批準了廣東、浙江等八省的電力現(xiàn)貨市場試點申請，并要求 2018 年底開始試運行。
電力是一種基于系統(tǒng)集成和連續(xù)的實時平衡的特殊產品，將競爭性交易制度與電力的這種特殊的物質屬性相融合，需要“明理、順勢、有序” 的系統(tǒng)性規(guī)劃，才能成功到達“自由的彼岸” 。因而電力市場建設需要“頂層設計” 。
什么是改革的“頂層設計” ？一般的理解包括兩層含義：一是指改革須循其規(guī)律即制度生成的內在邏輯，方案設計應從制度的“頂層” 做起，高屋建瓴，綱舉目張；二是指改革須基于系統(tǒng)性思維，把握改革措施之間的內在聯(lián)系，整體設計，協(xié)同推進。電力市場構建涉及交易模式、市場布局、交易組織者等多方面內容。但其核心或最頂層的，是電力批發(fā)市場的交易模式選擇。而現(xiàn)代意義上的電力市場，是競爭性的電力交換關系或交易制度的安排。因而對電力交易模式的理解和設計，又應以交易者及其相互關系的性質為“頂層” 或邏輯主線。
因此，國外的學界和官方機構對電力批發(fā)市場的交易模式，都是基于經濟關系和制度安排的視角進行分析和概括，將之分為“Mandatory Power Pool” （通譯為“強制性電力庫” ）和“Bilateral Electricity Trade” （譯為“雙邊交易” 或“雙向交易” ），而非囿于工程思維模式的“調度關系” 視角。國內的“集中式” 、 “分散式” 概念及其解釋，其副作用不僅在于國際交流的困難，更重要的是無法與“Mandatory Power Pool”和“Bilateral Electricity Trade” 的經濟學內涵對接，不能像后者那樣體現(xiàn)交易關系的特點及由此決定的“權、責對等” 等方面的制度安排，進而導致對電力市場的理解和設計中的邏輯混亂。
在“強制電力庫” 中，只有市場組織者一個買者，發(fā)電方不能與負荷方直接交易，所有發(fā)電商都只能將電賣給系統(tǒng)運營機構，所有經銷商和批發(fā)購電的大用戶也只能向系統(tǒng)運營機構買電，因而強制電力庫也被稱為單邊（向）交易的電力批發(fā)市場。而“雙邊（向）交易” 的批發(fā)市場中有多個買者，且買、賣雙方可自由選擇交易的對象和場所。但這種自由的電力批發(fā)交易也是有代價的，即未按合同發(fā)、用電者，須為由此造成的系統(tǒng)不平衡承擔經濟責任。因此，平衡機制也被認為是“雙邊（向）交易” 的基石或核心。所以，盡管各國電力批發(fā)市場構建的實踐千差萬別，但本質上都是在單邊交易的“強制電力庫（單邊交易） ” 和基于平衡機制的“雙邊（向）交易” 之間進行選擇。在澳大利亞、新加坡、加拿大的阿爾伯塔省等國家和地區(qū)，現(xiàn)行的交易模式都是單邊交易的“強制性電力庫” ，在英國、德國、法國、美國已市場化改革的各州及北歐等國家和地區(qū)，現(xiàn)行的交易模式均為基于平衡機制的“雙邊（向）交易” 。
我國電力市場構建的“頂層設計” ，應包括遠（理想）、近期目標及其實施的路徑。近期的“頂層設計” ，應重點解決批發(fā)市場的交易模式選擇、國家能源戰(zhàn)略導致的“外來電”及可再生能源支持政策與電力競爭制度的融合、市場支配力的消解、省市場與省間交易的銜接、市場組織機構的定位、電價交叉補貼的“妥善解決” 等。
2、電力市場理論的正本清源
電力是一種基于系統(tǒng)集成和實時平衡的特殊產品，因而電力的市場化交易必須與電力產品特殊的技術特性相融合。但“市場的本質是所有權的交換” ，現(xiàn)代意義上的電力市場，是指競爭性的電力交換關系或交易制度的安排。因而對電力市場的頂層理解和設計，不應囿于“調度關系” 等工程思維模式，而應基于經濟關系和制度安排的視角。
2.1 經濟學視角下的電力產品特性
2.1.1 供電的質量及可靠性依賴于電力系統(tǒng)連續(xù)的實時平衡
電力的生產與消費須實時匹配。電力是生產與消費幾乎同時完成的產品。如果發(fā)、用電不能實時平衡，電壓、頻率等質量標準就不能維持，甚至危及系統(tǒng)安全，引發(fā)系統(tǒng)瓦解，從而電力產品的有用性也將不復存在。
電力系統(tǒng)的各構成單元須實時協(xié)同。電力也是系統(tǒng)實時集成的產品。在現(xiàn)有技術條件下，電網不僅為發(fā)電機向用電設備傳輸能量，也使所有接入電網的發(fā)、用電設備之間形成了互為存在、互相影響的電力系統(tǒng)。因此，電力系統(tǒng)的安全、可靠運行，不僅需要發(fā)電機之間的運行實時協(xié)同，而且發(fā)電與用電之間及發(fā)、用電設備與電網之間，也須實時協(xié)同。
2.1.2 電力的系統(tǒng)實時集成特性導致其特殊的產品結構
能量與輔助服務之分。電能量是電力系統(tǒng)的基礎性產品，是接入電力系統(tǒng)內的所有電器設備的動力來源。但使機器做功、電燈發(fā)光的電能必須符合一定的頻率、電壓等質量要求，而且須持續(xù)供應亦即具有可靠性。所以，從系統(tǒng)安全、可靠的角度看，發(fā)電機僅為系統(tǒng)提供能量是不夠的，一些機組還須具備提供頻率和電壓調整、旋轉備用、黑啟動等輔助服務的能力并在系統(tǒng)需要時發(fā)揮這些能力，以保障系統(tǒng)電力供應合乎質量要求并具有可靠性。
能量的時段之分。如同所有商品的效用均受時限影響一樣，供給于不同時段的電能量，其效用的大小也不相同。而電力需求受氣溫、人類作息節(jié)律等因素影響，短時內就有大幅度變化。為適應負荷的這種變化，一些發(fā)電機必須有快速調整出力的能力，并由此導致了較高的“靈活性” 成本。既然不同時段的電能效用和成本均不相同，能量產品也就應有時段之分，并通過分時或分基荷、腰峰荷定價，使之獲得獨立的價值表現(xiàn)。
2.1.3 系統(tǒng)運行（調度）機構是電力產品可用、可靠的組織保障
電力系統(tǒng)各單元的實時協(xié)同不會自發(fā)形成，這就要有相應的組織機構。系統(tǒng)運行機構就是電力系統(tǒng)協(xié)同運行的組織者。電力的“垂直一體化” 壟斷經營轉變?yōu)椤皬S、網分離”和發(fā)、售電競爭，并不能改變電力產品的實時平衡特性，所以，在所有建立了競爭性電力市場的國家和地區(qū)，也都保留了系統(tǒng)運行機構，其職能也仍以整合電能量、輔助服務、電網傳輸及供電與負荷之間的關系、保障系統(tǒng)供電的質量和可靠性為主。在一些系統(tǒng)運行機構獨立于電網公司的國家和地區(qū)，該機構（ISO）還被授予電網規(guī)劃職能。
2.2 電力產品特性對電力市場構建的影響
2.2.1 電力的競爭性交易須與電力產品的實時平衡特性相融合
如上所述，沒有系統(tǒng)連續(xù)的實時平衡，就沒有質量合格、供應可靠的電力產品。因而無論何種市場模式中，都須有系統(tǒng)實時平衡的保障機制，包括：
交易合同須以日內的出力曲線或負荷曲線形式執(zhí)行。無論是基于現(xiàn)貨市場統(tǒng)一出清還是場外“長協(xié)” ，能量由發(fā)電端向負荷端的實時傳輸，都必須按小時或更短時段（如15、 30 分鐘）出力或負荷計劃執(zhí)行，使電力市場的運行與電力系統(tǒng)的運行相銜接。
系統(tǒng)運行機構須有保障系統(tǒng)實時平衡的能力。如單邊采購輔助服務的手段及相應的支付能力、不平衡電量采購和責任確定的能力、緊急情況下調用機組或削減負荷的能力等。
2.2.2 不晚于日前安排的電力分時交易是成熟電力市場的標志
如前所述，日間及日內各時段的電力需求不同，供電系統(tǒng)負荷響應的成本不同，從而日間及日內不同時段電能的價值不同。因此，一個發(fā)育成熟的電力市場，必須有不晚于日前安排的電力分時交易，才能完整地反映電力供求關系的形成特點，進而有效率地配置電力資源。
2.2.3 電力市場設計受限于電網的構架和連接的緊密程度
電力市場的布局由輸電網絡的布局所決定。所有的商品市場都是基于緊密交換關系的產物，而交通狀況及與此密切相關的運輸成本，則是這種緊密交換關系的物質基礎。電力市場是電力的緊密交換關系的產物，因而其布局離不開電網的構架及連接的緊密程度。
現(xiàn)貨市場的出清范圍和功能設計受網絡“阻塞” 程度的影響。輸電線斷面容量決定不同節(jié)點或區(qū)域間的電力交換規(guī)模。受此“約束” 影響，并非所有的電力交易意愿都能實現(xiàn)。因此，在網絡“阻塞” 嚴重的電力市場內，現(xiàn)貨市場的組織和設計也將更為復雜。一是網絡“阻塞” 后，區(qū)域或節(jié)點間的供求關系大不相同，為此，國外的電力市場大多有“分區(qū)出清” （如澳大利亞和北歐等）、 “節(jié)點電價” （如美國）等制度安排，以反映這種因網絡“阻塞” 而導致的區(qū)域或節(jié)點間的供求差別。諸如“潮流” 、 “拓撲” 、 “系統(tǒng)優(yōu)化” 、 “阻塞管理” 等工程學術語，在經濟學家的眼里，都應與判斷供求關系的實時變化和解決的手段相關聯(lián)。二是網絡“阻塞” 會導致市場交易和系統(tǒng)運行相協(xié)調的難度增加。如在網絡“阻塞” 較為嚴重的美國各區(qū)域電力市場，日前市場出清要基于“安全約束”，并將中長期（實物）雙邊合同的交割確認（以地板價進入）納入日前市場，以提高中長期交易意愿和日前交易結果在物理上的“可執(zhí)行性” 。進而，日前市場也須由獨立的系統(tǒng)運行機構直接組織。而英國等歐洲國家的網絡“阻塞” 較少，因而日前市場出清無“安全約束” （北歐等部分市場考慮價區(qū)間輸電容量約束），中長期雙邊合同的交付確認直接報送系統(tǒng)運行機構，無需像美國那樣納入日前市場。進而系統(tǒng)運行機構也只負責平衡機制的執(zhí)行。而日前市場的組織則交給盈利性的電力交易所，且認可多個并行的日前市場。
2.2.4 電力輔助服務市場適用于公共品的制度安排
經濟學將國防、外交等消費不具有“排他性” 和“可排除性” 的物品，稱為公共物品。該類物品可由私人生產，卻無法向私人售賣，只能通過稅收獲得采購費用。頻率調整、電壓支撐等電力輔助服務產品的作用是保障電力系統(tǒng)安全與可靠性，系統(tǒng)成員共同受益且不具有“可排除性” ，因而如國防、外交一樣，是電力系統(tǒng)的公共物品。輔助服務的這種公共品屬性，不會受能量交易模式的影響，從而在所有的電力市場中，輔助服務都只能：
由系統(tǒng)運行機構單邊采購。作為公共物品的輔助服務，受益者為所有市場成員，只能由負責系統(tǒng)安全、可靠的系統(tǒng)運行機構單邊采購。
采購費用以類似于消費稅的形式向負荷方加價征收。既然輔助服務受益者為系統(tǒng)所有成員，其采購費用就是所有成員的共同費用，只能通過系統(tǒng)運行機構向負荷方收費（以電量為單位）的方式，由所有電力消費者共同負擔。因此，輔助服務與調峰不同，不存在“誰受益、誰負擔” 問題。
2.3 電力市場的本質和基本邏輯
2.3.1 電力市場的本質
電力產品特性對電力市場構建的影響毋庸置疑。但這只是電力市場的技術約束或物質前提，而非其本質。電力市場的本質，是競爭性電力交易關系的制度安排?，F(xiàn)代經濟學和馬克思經濟學都認為，市場的本質是所有權的交換，是人與人之間的利益關系。作為電力市場化改革出發(fā)點和歸宿的電力市場，其本質也絕不是“系統(tǒng)優(yōu)化” 模型之類的工程解決方案，而是電力交換關系的重構，是一種經濟制度的安排。英國 2001 年開始實施的電力“雙邊交易” 模式，就被稱為“新交易制度” （New Electricity Trading Arrangements, NETA） [1] - [2]。具體而言，有以下三個遞進相聯(lián)的要點：
誰和誰交易。電力批發(fā)市場中的買者是誰？是眾多售電商和大的高壓用戶？還是只有市場組織者一家？如是前者，則交易是雙邊（向）的，如是后者，則交易是單邊（向）的。
交易是否自由。如果批發(fā)市場中只有一個購買者，所有的發(fā)電商只能向此一家賣電（由此也決定了所有零售商只能向此一家買電），市場主體的交易是明顯受限的。反之，如果發(fā)電、負荷雙方可自主選擇交易的對象和場所，則市場主體交易的自由度就大得多了。
市場主體的權利與責任?！皺?、責對等” 是市場經濟和法治社會的基礎性規(guī)則。電力市場也不能例外。如市場成員只能向市場運營機構賣電和買電，系統(tǒng)發(fā)電計劃與實時負荷需求的偏差，顯然源于市場運營機構采購計劃，而與發(fā)電、負荷兩方無關。由此而導致的系統(tǒng)不平衡費用，只能采用“大鍋飯” 方式在所有用戶間平均分攤。反之，在自由的雙邊（向）交易中，發(fā)電、負荷雙方可自由選擇電能量的買賣對象和場所，他們在獲得了交易自由的同時，也應為自由交易的后果負責，即如合同執(zhí)行發(fā)生偏差，須自行承擔系統(tǒng)不平衡的經濟責任。
2.3.2 電力市場的基本邏輯
馬克思在闡述《資本論》的方法論時指出：認識事物須“由具體到抽象” ，對事物認識的表達則應“由抽象到具體” 。電力市場設計也應遵循邏輯思維的一般法則，在“透過現(xiàn)象看本質” 的基礎上，以電力市場的本質規(guī)定為起點，“由抽象到具體” 地逐層展開：
電能量的交易關系。這是電力市場的本質規(guī)定，也是市場設計的起點。無此前提，諸如調度是“分散” 還是“集中” 、出清價格是“節(jié)點” 還是“分區(qū)” 以及“模型”、“算法” 等細節(jié)的設計或討論，均無所依托，沒有任何意義。
電能量市場的構架。指電能量市場的結構及各構成部分的相互聯(lián)系。市場構架是交易關系的物質載體，有什么樣的交易關系，就會有什么樣的市場構架。
如果電能量的交易是“單邊（向） ” 的，亦即發(fā)電方只能將能量賣給市場運營機構，則該市場不可能存在發(fā)電與負荷之間的中長期（實物）合同，也就不存在不平衡責任該由誰承擔的問題，進而也就不需要“平衡機制” 。因此，單邊交易關系下的電力市場構架單一，只有一個單邊（向）競爭（也稱“反向拍賣” ）的現(xiàn)貨市場。并且，現(xiàn)貨市場的構架也是單一的，或單一日前市場，或單一實時市場，二者不能并存。實際上，由于不同類型發(fā)電機啟動、爬坡的速度和成本差別很大，即便是號稱“實時市場” 的地方（如澳大利亞國家電力市場），日前就開始滾動交易，并依此進行“預調度” 。而在實行單一日前市場（如英國上世紀九十年代的電力市場）的地方，雖然日前已經出清，價格不可更改，但如確有被認可的理由，也允許發(fā)電商在日內對機組出力計劃做有條件的調整。
反之，如果發(fā)電方與負荷方的交易關系是“雙邊（向） ” 的，該市場的構架就要復雜很多。一是場外的雙邊合同交易必不可少；二是要有自愿參加、雙向交易的“日前市場” ， 市場成員的自由選擇權才能完整體現(xiàn)；三是必須有平衡市場。因為負荷突然變化、輸電阻塞、發(fā)電故障等意外情況總會發(fā)生，由此而導致交易合同不能完全執(zhí)行、進而引發(fā)系統(tǒng)能量不平衡的情況在所難免，這就必須有“平衡機制” 設計，從而“平衡市場” 也必不可少。所以，雙邊（向）交易的市場構架，通常由互為條件、相輔相成的三大部分組成：場外雙邊合同 + 日前市場 +（實時）平衡市場。場外雙邊合同與日前市場共同構成能量交易的主體市場。（實時）平衡市場是不平衡電量交易的市場，用于彌補雙邊（向）交易的合同執(zhí)行偏差、并確定不平衡責任者應付費用，是平衡機制的市場化執(zhí)行方式。
能量現(xiàn)貨市場的出清機制。所謂能量現(xiàn)貨市場，是指分時段的電能量（標準化了的電力產品）集中交易，通常在不晚于交付日的前一日開市。如前所述，日間不同時段的電力供給，其效用和成本均大不相同。因此，一個發(fā)育成熟的電力市場必須有不晚于日前安排的電力分時交易，才能完整地反映電力供求關系的形成特點，進而有效率地配置電力資源。但在不同的交易關系中，能量現(xiàn)貨市場的出清機制則大不相同：“單邊（向）交易” 的現(xiàn)貨市場買方單一，市場出清機制自然也是單向的，即由市場組織者基于發(fā)電商的單向競爭決定；而“雙邊（向）交易” 的現(xiàn)貨市場（日前市場）中，既有發(fā)電方賣電也有負荷方買電，且交易者可自由進出。因此，其成交的數(shù)量和價格，也必然同場外中長期合同交易一樣，由發(fā)電方與負荷方的雙向競爭決定。
能量現(xiàn)貨市場中的阻塞管理。如前所述，無論何種類型的電力市場，能量交易的實時交割都會面臨網絡“阻塞” 問題。而此問題一旦出現(xiàn)，電力的供求關系事實上已經局域化。阻塞管理的基本方法，就是分區(qū)或分節(jié)點定價，以調動相關資源配置的適時調整，進而保障分區(qū)或分節(jié)點的電能量的實時平衡，提高系統(tǒng)資源配置的整體效率。
輔助服務市場。也如前述，無論電能量的交易關系及市場構架如何不同，輔助服務市場都由系統(tǒng)運營機構單邊采購，所需費用由所有用戶共同承擔。系統(tǒng)運營機構采購輔助服務的方式，依各類輔助服務的產品特性而定。調頻、旋轉備用產品的標準化和競爭程度高，可在現(xiàn)貨市場招標采購。而電壓支撐、黑啟動提供者大多因獨有的地理位置等因素具有市場支配力，需要向其協(xié)商定制，一般采用長期合同的購買方式。
電力金融產品。在法制完備的條件下，任何大宗商品的交易都可引入差價合約、期貨等金融產品交易，以助市場流動性和交易者的風險控制，進而提高市場配置資源的效率。所以，在已電力市場化的國家和地區(qū)，均存在差價合約、期貨等電力的金融交易，該交易量通?？蛇_到實際用電規(guī)模的數(shù)倍以上。在美國，為增加電力競爭的強度，抑制市場操縱行為，還在日前市場中引入了“虛擬交易” （指“在日前市場提交、無實物交付意愿的金融交易” ， “該交易必須在實時市場對沖” ，該交易者被稱為“虛擬交易者－ Virtual Traders”, 以與日前市場中的“實物交易市場成員－ Physical Market Participants” 相區(qū)別 [3]）。
那么，什么是電力的金融產品呢？英國電力與天然氣監(jiān)管機構（OFGEM）的定義是：“所謂金融產品，是指到期財務結算而非實物交付的一種合同” [4]。經合組織（OECD）和國際能源署（IEA）關于電力市場的報告也指出：“電力的物理特性并不允許‘即時交付’ 的電力市場，電力交易都在實物交付前的一段時間發(fā)生（如提前 1 天、 1 小時或 5分鐘） ” [5]。因此，判斷場外雙邊合同是否金融屬性的基本依據，應是看到期是否須實物交付，進而是否影響電力系統(tǒng)的供需平衡。至于交易達成與實時交付的時間差距，則與是否金融屬性無關。而且只要非即時的交付，都需要有財務責任的綁定（Financially Binding Commitment）。電力期貨、差價合約等任何金融性交易，到期均無實物交付，對電力系統(tǒng)供需平衡毫無影響，沒必要報送系統(tǒng)運行機構。而到期須實物交付的合同，簽約方可按合同發(fā)、用電，也可以現(xiàn)貨市場買、賣電的方式間接交付。但無論是直接交付還是間接交付，只要實物交付發(fā)生，就會影響電力系統(tǒng)的供求平衡，就非金融合同而屬實物合同。在英國等歐洲國家，場外雙邊合同的實物交付，可通過現(xiàn)貨市場的買、賣而由他人代為執(zhí)行，并非一定要簽約方自發(fā)或者自用。而且，該合同的最終實時執(zhí)行計劃（Final Physical Notification）也不必與合同交付計劃（Contract Notification）一致（前者須報送系統(tǒng)運行機構用于實時平衡，后者則提交給結算機構用于界定不平衡經濟責任）[6]，但因偏差部分會影響到系統(tǒng)平衡，因而須通過平衡機制由他人代為實物交付。在美國幾大區(qū)域電力市場中，分解為日前交付計劃的雙邊合同，則可選擇以自調度和固定出力計劃的報價方式進入日前市場 [7]，獲得實際的可執(zhí)行性。而日前市場的交易結果會自動“財務綁定” （Financially Binding Commitment）到實時市場中，如該執(zhí)行計劃在實時市場中有所調整（即所謂的“不執(zhí)行” ），須按實時的不平衡電量價格承擔“偏差” 的經濟責任（亦即“由他人代為交付” 的費用）。如根據美國 FERC（聯(lián)邦能源監(jiān)管委員會）的報告，按實時市場價格結算的電量比例還不到總成交量的 5%[8]?？梢姡欠N將美國的場外雙邊合同均視為金融交易、定位為“對沖實時市場風險” 的看法，混淆了電力實物交易與其金融產品交易的關系。至于將美國日前市場也定位為純粹避險市場的看法，更是與金融產品的屬性大相徑庭。
2.4 電力批發(fā)市場的交易模式
從電力市場的本質規(guī)定亦即交易關系的性質出發(fā)，其基本的交易模式有兩種：一種是“單邊（向）交易” 模式，通稱“強制性電力庫（Mandatory Power Pool） ” ；另一種是“基于平衡機制的雙邊（向）交易” 模式，簡稱“雙邊（向）交易（Bilateral Electricity Trade） ” 。交易模式不同，交易者的權責關系、能量市場構架、現(xiàn)貨市場出清機制等均有明顯差異。本文將重點闡述這些不同之處。而輔助服務購買、現(xiàn)貨市場中的阻塞管理及電力金融產品交易，在兩種交易模式的市場中做法相同，因篇幅所限，這里就不再細述。
2.4.1 單邊交易的強制性電力庫模式
強制性電力庫是市場運營機構代負荷方招標采購的批發(fā)市場模式，亦即前述“單邊（向）交易” 關系的制度安排。強制性電力庫誕生于上世紀 90 年代的英國，目前的澳大利亞、新加坡、希臘、韓國、加拿大等國家或其部分地區(qū)的電力市場，也仍實行這種模式。強制性電力庫模式的核心是：“強制進場，單邊（向）交易” 。其要點包括：
只有一個買者。市場成員只能與市場運營機構單邊（向）交易。所有發(fā)電商都必須向市場運營機構（通常由系統(tǒng)運行機構代行職能）投標賣電，不允許負荷方向發(fā)電方買電（參見圖 1）。因而在強制性電力庫模式中并不存在場外的實物交易。
系統(tǒng)電能量不平衡責任由所有用戶共同承擔。由于發(fā)電商只能與市場組織者單向交易，發(fā)電計劃由系統(tǒng)運行機構統(tǒng)一安排，系統(tǒng)能量不平衡的責任與個別市場成員無關，因而能量不平衡須靠集中調度解決，所需費用也必須在所有用戶間平均分攤。
圖 1 典型的“強制性電力庫” 交易關系示意圖 [9]
能量市場為單一現(xiàn)貨市場。既然不允許場外的實物交易，也就不存在買、賣雙方的中長期交易，從而所有能量的交易都只能在現(xiàn)貨市場中完成。而所有能量交易都在現(xiàn)貨市場中完成，也就不存在市場成員的實時履約問題，進而也就不需要平衡市場。所以，在強制性電力庫模式中，只能有一個現(xiàn)貨市場。
負荷方不參與批發(fā)競爭。強制性電力庫無負荷方的購買要約，其購買意愿由系統(tǒng)運行機構的負荷預測替代。系統(tǒng)運行機構一般提前一天發(fā)布執(zhí)行日負荷曲線預測亦即各時段（48 、 96 點或更多）電量購買計劃，因而作為市場出清依據的需求曲線，其形態(tài)接近于一條垂直的直線。
市場出清基于發(fā)電方的競爭決定。根據系統(tǒng)運行機構發(fā)布的負荷預測，發(fā)電商提前一天或在更短的時期內，向市場運營機構提交實時運行各時段每臺機組的不同價格水平下的發(fā)電意愿，形成各時段的供給曲線。市場運營機構按報價從低到高原則排序，統(tǒng)一安排各機組的出力計劃，并以滿足負荷需求的最后一臺機組的報價為標準，確定統(tǒng)一的“系統(tǒng)購入價” （參見圖 2）。當然，中標機組的確定，還要綜合考慮機組的爬坡速率、地理位置等因素。如有網絡阻塞，也要分區(qū)或分節(jié)點確定中標機組及出清價格。
負荷方批發(fā)購電執(zhí)行統(tǒng)一的“系統(tǒng)賣出價” 。市場運營機構依非盈利原則，按統(tǒng)一的“系統(tǒng)賣出價” 將電力批發(fā)給各售電公司或大的高壓用戶。“系統(tǒng)賣出價”＝系統(tǒng)購入價＋系統(tǒng)加價。系統(tǒng)加價由輔助服務購買、調度費及其他保障系統(tǒng)可靠性所需費用構成。
圖 2 “強制性電力庫” 市場出清機理示意圖 [9]
2.4.2 基于平衡機制的“雙邊（向）交易” 模式
“雙邊（向）交易” 模式是一種“交易自由，責任自負” 的電力交易制度。所以用此稱謂，是為體現(xiàn)其 95% 以上的電量由供、需雙方自由交易完成并共同決定價格，以明確區(qū)別于全部電量都單邊（向）交易的強制性電力庫模式。因市場成員須承擔合同執(zhí)行偏差導致的系統(tǒng)不平衡責任，也有人稱之為“雙邊（向）交易 + 平衡機制（Balancing Mechanism） ” （參見圖 3）。目前， “雙邊（向）交易” 模式已廣泛應用于北歐、西歐各國（英國于 2001 年改行此模式）及美國的各區(qū)域電力市場?！半p邊（向）交易” 模式的核心內容包括：
發(fā)電方和負荷方有廣泛的自由選擇權。與強制性電力庫不同， “雙邊（向）交易” 模式是“多買、多賣” 的市場。發(fā)電方和負荷方可自由選擇交易對象，也可自由選擇場外的“直接交易” （類似國內的“長協(xié)” ）或場內（包括日前市場）有組織的交易，還可自由選擇在市場中的角色，既能當賣者，也可作買者。如美國聯(lián)邦能源管制委員會（FERC）關于標準電力市場設計的文件規(guī)定 [10］ -［11］ ：市場成員既可自愿參與日前市場買、賣，也可選擇場外的長期雙邊合同和自平衡（self-supply）方式。至于日前市場與其他場外交易的比重，受電源結構、行業(yè)結構、電網結構等多重因素影響，國家、地區(qū)之間不盡相同。如 2016 年的英國，場外中長期合同占比達 80% 左右，而同期北歐則與之相反，日前市場占比超過 80%。2016 年美國 PJM 市場內的電能量供應 [12]， 23.9% 來自現(xiàn)貨市場（spot market）， 12.9% 來自雙邊合同（bilateral contract）， 63.2% 為自我平衡（self-supply）。
不平衡責任自擔。所有市場成員均須與系統(tǒng)運行機構簽訂平衡責任合同，承諾對不平衡電量承擔財務責任。無論合同期限長短，交易者都必須在實時交付前一天，將其分解為交付日的發(fā)、用電計劃并報告給系統(tǒng)運行機構，同時還須對該發(fā)、用電計劃做出財務綁定的承諾。在實時傳輸前一小時或更短時間內，還必須向系統(tǒng)運行機構報告即將實際執(zhí)行的供、用電曲線。如該實際執(zhí)行的供、用電曲線與所報合同的供、用電曲線不符，系統(tǒng)運行機構就會為消除二者之間的偏差，在平衡市場采購不平衡電量，該采購費用由不平衡責任者自擔。英、法等西歐國家和挪威等北歐國家的做法，大體如上 [6],[13]。
美國電力批發(fā)市場的平衡機制原理，與英、德、法及北歐市場完全一樣，但其平衡機制的設計比較特殊。英、德、法、北歐市場要求發(fā)電、負荷雙方日前報送財務綁定的次日負荷 / 出力曲線，交付執(zhí)行前一小時再報送不可更改的物理執(zhí)行計劃，平衡市場的功能僅為采購不平衡電量和確定不平衡責任。而美國則是將平衡機制“一攬子” 地內嵌于實時平衡市場之中，即：交付執(zhí)行前一小時不可更改物理執(zhí)行計劃的報送，以發(fā)電商到實時平衡市場報價的方式予以落實，并以此為依據確定不平衡電量的采購數(shù)量及不平衡責任（實時平衡市場價格）的確認。如前所述，美國日前市場出清的結果被“財務綁定” 并自動進入實時平衡市場。實時平衡市場實行“雙結算” 規(guī)則，執(zhí)行日前出清計劃的，按日前市場價格結算（為取得輸電通道的雙邊合同僅執(zhí)行阻塞和網損價格），與日前出清計劃有偏差的，偏差部分按實時平衡市場價格結算。由此，就使實時平衡市場同時具有雙邊（向）交易履約確認、不平衡電量采購、不平衡責任確認等“一攬子” 的平衡機制功能。
能量市場構架復雜。雙邊（向）交易市場的基本構架是：場外雙邊合同＋日前市場＋（實時）平衡市場。場外雙邊合同以中遠期或其他個性化合約交易為主。日前市場是自愿參與的有組織的市場，也被稱為“自愿的電力庫” （如“北歐電力庫” ），以與單邊交易的“強制性電力庫” 相區(qū)別。日前市場的交易物為第二天分時的電能量（標準化了的電力產品），買者與賣者的交易意愿，由市場運營機構（西歐諸國及北歐為電力交易所，美國為系統(tǒng)運行機構）進行整合，以形成統(tǒng)一的供給曲線和需求曲線。供、求兩條曲線交叉點對應的成交量和價格，即為日前市場的出清結果。平衡市場是不平衡電量交易的市場，是平衡機制的市場化實現(xiàn)形式，由系統(tǒng)運行機構單邊采購。此外，在西歐諸國和北歐，均在日前市場基礎上增設了日內調整市場，該市場在日前市場關閉后開啟、平衡市場開始前結束，其功能是為市場成員提供對雙邊（向）交易計劃進行調整的機會，以減少不平衡風險。
圖 3 “雙邊（向）交易” 運行及市場構架圖 [9]
電力批發(fā)市場實行雙邊（向）交易模式的國家或地區(qū)之間，因“阻塞” 等約束條件不同，其場外雙邊合同、日前市場、平衡市場的相互關系也有所不同。如英、德、法、北歐等多數(shù)歐洲國家，日前市場由電力交易所組織。場外雙邊合同執(zhí)行的日前確認，也不進入日前市場，而是在日前市場出清后，市場成員將雙邊合同和日前市場交易結果合并，提交給系統(tǒng)運行機構，以此為平衡市場的交易和不平衡責任的確定奠定基礎。美國 PJM 等各區(qū)域電力市場因“阻塞約束” 較強，允許并鼓勵場外雙邊合同進入日前市場，并給予自調度和固定出力計劃的報價方式選擇，以滿足其合同的執(zhí)行意愿 [7]，并使之在系統(tǒng)安全的前提下，實現(xiàn)其電能量合同的優(yōu)先交付（可不執(zhí)行日前市場能量出清價格，但須承擔阻塞和網損費用）。日前市場出清結果財務綁定，并自動進入實時平衡市場，作為確定實時不平衡電量及其責任的基礎。
“不平衡電量” 之外的所有能量價格均由供、需雙方決定。除少量的不平衡電量由系統(tǒng)運行機構單邊采購外，其他 95% 以上的電能量交易，均通過場外雙邊合同和日前市場完成。雖然日前市場也集中出清，但需求曲線基于負荷方的交易要約而非第三方的系統(tǒng)負荷預測，體現(xiàn)了負荷方對市場價格的即時反應，其統(tǒng)一出清價的形成也由供、需雙方共同決定（參見圖 4）。
圖 4 “雙邊（向）交易”—主能量市場出清機理示意圖 [9]
售電商對系統(tǒng)實時平衡的作用舉足輕重。在“雙邊（向）交易” 市場中，售電商不僅要競爭性售電，還要競爭性買電。由此，售電商在自主決定購、售電數(shù)量與價格的同時，也背負了系統(tǒng)能量實時平衡的責任。售電商不再是簡單的市場中介，其電能購、售的結構及過程管理，對保障系統(tǒng)能量的實時平衡，具有舉足輕重作用。為避免或減少因合同執(zhí)行偏差而承擔的不平衡責任，售電商須在兩個方面采取措施：一是加強負荷管理，增強客戶用電行為的可控性；二是優(yōu)化采購組合，在降低購電總成本與所購電源的靈活性之間取得平衡。因此，在國外較成熟的“雙邊（向）交易” 市場中，售電商必須具備整合、管理客戶負荷曲線的能力，因而售電是個技術含量很高的行業(yè)，售電與發(fā)電的“縱向整合”也極為普遍，不受發(fā)電商控制的售電公司只占極小的市場份額。
2.4.3 交易模式選擇的經濟學分析
國際能源署的電力市場總結報告提出：“關于電力批發(fā)市場組織的第一個爭論，是選擇強制的還是自愿的電力庫。競爭的雙邊電力交易為一個高效率的現(xiàn)代電力市場中所必需，已獲得越來越多的認可。自愿庫或電力交易所正逐步成為主流，而強制庫正在消退” [5]。該報告的這一總結性結論，總體上是正確的。首先，從電力市場化改革的邏輯出發(fā)，無論競爭性電力市場建于何地，對于市場設計者而言，首先要解決的，就是發(fā)電和負荷雙方的交易權和與之對應的平衡責任問題，從而必須在“強制性電力庫” 和“雙邊（向）交易” 兩種模式間做出選擇。此外，電力市場的二十多年的國際實踐，也確實形成了“雙邊（向）交易” 模式使用范圍更為廣泛的格局。但說“強制性電力庫正在消退” ，則為時過早。如前所述， “強制性電力庫” 仍存在于許多國家和地區(qū)，且未見其改行“雙邊（向）交易” 模式的動向。因為， “世上沒有免費的午餐” ，任何改革或新的制度構建，在取得收益（俗稱“改革紅利” ）的同時，也須為此付出成本。對電力市場模式的評價與選擇，不能以競爭的效率或實施地區(qū)的多寡作唯一的依據，而應基于經濟學的方法，綜合考慮其成本與收益的關系后，再依具體的實施環(huán)境做出結論。據此方法，我們認為 [14]：
“雙邊（向）交易” 模式競爭效率較高，但其制度成本也較高。“雙邊（向）交易” 使供、需雙方擁有充分的自由選擇權，需方可對市場價格做出及時反應，交易方式與普通商品無異。因此，就其競爭效率而言，也最能體現(xiàn)經濟學的“帕累托最優(yōu)” 原則。但另一方面，這種“自由交易、自負其責” 的普通商品交易方式，與電力產品系統(tǒng)實時集成特性融合的難度也較大，須有復雜的市場構架和規(guī)則設計，如場外雙邊合同的日前分解及其同現(xiàn)貨市場出清結果的銜接，主能量市場（中長期交易和日前交易）與平衡市場的銜接，不平衡責任的確定和落實，等等。此外，市場主體的交易策略、交易手段也須與此相適應，如：售電商要同時參與批發(fā)和零售兩個市場的競爭；受平衡機制的約束，售電商還必須對客戶的用電行為進行有效管理，以避免和減少不平衡責任及其導致的經濟損失。這都使系統(tǒng)和企業(yè)管理的成本大幅增加。所以， “雙邊（向）交易” 在促進電力競爭效率提高的同時，也增加了社會的交易成本亦即電力市場化的制度成本。
“強制性電力庫” 競爭效率較低，但其制度成本也較低。強制性電力庫模式不許售電公司參與批發(fā)市場交易，也不允許場外的雙邊交易，需方不能對市場價格及時做出反應，競爭不充分，流動性較差。因而就競爭效率而言，肯定不如“雙邊（向）交易”模式。但“強制性電力庫” 市場構架和規(guī)則設計簡單易行，如售電商不參與批發(fā)市場競爭，順應了電力消費的隨機性及其對市場價格即時反應難度大的特點，使售電商不必為履行日負荷曲線承諾而管理終端用戶負荷，大大降低了市場構架及交易規(guī)則設計的復雜程度。此外，由于售電商批發(fā)購電的價格相同，其營銷的策略和手段也可相對簡單，既可與客戶單獨約定價格，也可實施基于政府管制價格的浮動價格。從而，批發(fā)市場競爭也不必與售電側市場化同步，只要政府管制價格能夠與批發(fā)市場價格聯(lián)動，甚至可不在售電側引入競爭。因此，比之“雙邊（向）交易” 模式， “強制性電力庫” 簡單易行，并大大減少了社會的交易成本亦即電力市場化的制度成本。
因此，強制性電力庫與“雙邊（向）交易” 模式之間，并無絕對的優(yōu)劣之分。加之不同的國家和地區(qū)存在經濟、政治和文化背景的差異，又會進一步改變制度實施的成本及其與收益的比值。
表 1 電力批發(fā)市場兩種交易模式的比較
2.5 小結
1．電力是典型的系統(tǒng)實時集成的產品，其質量和供應的可靠性依賴于電力系統(tǒng)連續(xù)的實時平衡。這種基于系統(tǒng)實時平衡的產品特性，又導致其特殊的產品細分、系統(tǒng)運行機構的公共職能及輔助服務的公共品屬性。
2．現(xiàn)代意義上的電力市場，是指競爭性的電力交換關系或交易制度的安排。對電力交易模式的理解和設計，不應囿于“調度關系” 的工程思維模式，而應基于經濟關系和制度安排的視角。
3．電力批發(fā)市場設計的頂層或核心內容，是能量的交易關系及由此決定的“權、責對等” 方式。
4．電力的實物合同有可轉讓和不可轉讓之分。可轉讓的實物合同允許他人代為發(fā)電或用電，不可轉讓的實物合同須由簽約者自身“物理執(zhí)行” 。所有實物合同都可“差價合約” 結算。真正的電力金融交易只做“價差結算” 而無需實物交付。因而不需告知“電力交易中心” 和系統(tǒng)運行機構。
5．電力批發(fā)市場的交易模式只有兩種，即：單邊（向）交易的強制性電力庫；基于平衡機制的雙邊（向）交易。
6．強制性電力庫是市場運營機構代負荷方招標采購的批發(fā)市場模式。其核心是“強制進場，單邊（向）交易” ?！半p邊（向）交易” 模式是一種“交易自由，責任自負”的電力交易制度。
7．強制性電力庫中的負荷方（包括售電商）無權參加批發(fā)市場競爭，是批發(fā)市場價格的被動接受者 , 雖不能與發(fā)電方直接交易，但也不用承擔“不平衡責任” ?！半p邊（向）交易” 模式中發(fā)電方和負荷方（包括售電商）均有自由交易選擇權，但也須盡力履行實時交付承諾，并須為其實物交付計劃承諾與物理執(zhí)行之間的偏差承擔不平衡責任。
8．強制性電力庫的市場構架單一，只有一個單向交易的現(xiàn)貨市場， “中長期交易”的并非實物而是電力金融產品?，F(xiàn)貨市場也只有一個，或日前出清、日內執(zhí)行前有條件調整，或實時出清、日前“預調度” 。而“雙邊（向）交易” 市場構架復雜，其中， “主能量市場 + 平衡市場” 為基本構架。在較完善的“雙邊（向）交易” 市場中，主能量市場又由“場外雙邊合同 + 日前市場” 構成。
9．售電是個技術含量很高的行業(yè)。尤其在基于平衡機制的雙邊交易市場中，具備整合、管理用戶負荷曲線能力的售電公司，是保障系統(tǒng)安全和市場效率的基本條件。
10．交易模式沒有絕對的優(yōu)劣之分。單邊（向）交易的強制庫市場效率較低，但其制度成本也較低；基于平衡機制的雙邊（向）交易市場效率較高，但其制度成本也較高。任何一國或地區(qū)的電力交易模式，都是綜合考慮其成本與收益的關系，依具體的實施環(huán)境而做出的“性價比” 最高的選擇。
圖 5 電力市場構建原理示意圖
3、對我國電力市場建設現(xiàn)狀的評估
3.1 已經取得的進展和成效
3.1.1 發(fā)電側競爭型市場結構形成，售電側競爭雛形已現(xiàn)
我國從 1985 年開始鼓勵多家辦電廠， 1997 年成立國家電力公司實施政、企分開，2002 年完成廠、網分開改革，成立國家電網公司、南方電網公司和五大發(fā)電集團，加之有“國開投” 、華潤及各省“能投” 的發(fā)電企業(yè)，逐步形成了發(fā)電側的競爭型市場結構。
“售電側切入” 被認為是本輪電力體制改革的重要特色之一?！? 號文” 提出：有序向社會資本放開售電業(yè)務，多途徑培育市場主體，賦予市場主體相應的權責。國家發(fā)展改革委 2015 年發(fā)布的《關于推進售電側改革的實施意見》，將售電公司（零售電公司）按經營主體和是否具有電網運營權分為三類：在位電網企業(yè)的售電公司、社會資本投資的擁有配電網運營權的售電公司、不擁有電網運營權的獨立售電公司，明確了售電公司準入、退出的條件和程序，并對售電公司購、售電的交易方式、交易要求、交易價格形成、結算方式做了原則性規(guī)定。2016 年 10 月 8 日，《售電公司準入與退出管理辦法》進一步對售電公司的準入條件、準入程序、權利和義務、退出方式進行了細化規(guī)定。截至 2017 年底，我國在交易中心公示的售電公司數(shù)量超過 3000 家，用電大省和市場化交易大省的售電公司數(shù)量相對更多，如山東、廣東分別接近 400 家和 370 家。
3.1.2 “市場化交易” 大面積推開
國內的“電力市場化交易” 最早起源于 2004 年 3 月原國家電監(jiān)會出臺的《電力用戶向發(fā)電企業(yè)直接購電試點暫行辦法》（電監(jiān)輸電 [2004]17 號）及其在吉林、廣東等局部地區(qū)進行的“大用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易” 試點。2013 年以后，由于經濟下行、電力過剩，以及直接交易試點審批權的下放，絕大部分省市陸續(xù)出臺了“直接交易” 管理辦法，就擴大交易規(guī)模，就準入門檻、交易方式、價格限制、偏差電量考核等做出規(guī)定。2015年新一輪“電改” 開始以來，各地以《有序放開發(fā)用電計劃的實施意見》為指導，在原“直接交易” 基礎上，大幅擴大了“市場化交易” 的規(guī)模和交易范圍。2016 年 12 月 29 日出臺的《電力中長期交易基本規(guī)則（暫行）》，對現(xiàn)階段（現(xiàn)貨市場建成以前）各地區(qū)開展日以上電力交易的市場準入與退出、交易品種、周期和方式、價格機制、交易組織、安全校核與交易執(zhí)行、合同電量偏差處理、輔助服務等進行了規(guī)定。目前國內的電力“市場化交易” 整體情況如下：
用戶側準入條件。大部分省份準入門檻為 35 千伏及以上的工業(yè)用戶，河南、福建、遼寧、黑龍江等省放寬到 10 千伏且年用電量一定規(guī)模以上的工商業(yè)用戶。浙江 2018 年參與用戶范圍已降低至用電量 100 萬千瓦時以上的工商業(yè)企業(yè)，廣東 2018 年用戶準入門檻放寬至年用電量 2500 萬千瓦時（珠三角地區(qū)）、 1500 萬千瓦時（其他地區(qū)）。廣東、重慶、云南、貴州、山東、安徽、江西等 10 多個省份允許售電公司代理符合直接交易準入條件的用戶進入批發(fā)市場。山東省還允許省內用戶參與跨省跨區(qū)直接交易。此外，不少省市對省內重點扶持的行業(yè)，進一步放松準入門檻，具有濃厚的優(yōu)惠用電色彩。
發(fā)電側參與范圍。在發(fā)電側，發(fā)電計劃按與用戶側匹配的原則放開（供需比安排）。各地主力電源一般首先被納入市場競爭范圍，此后隨著交易規(guī)模迅速擴大，其他（享有優(yōu)先發(fā)電權的）電源也逐漸被安排進入市場。大部分地區(qū)以煤電機組為主開展競爭（全部或部分放開煤電發(fā)電計劃），水電比重較大省份競爭范圍擴大到水電機組（云南主要在水電企業(yè)間競爭），擁有核電機組的省份（江蘇、浙江、福建、遼寧、廣西、廣東等地）一般要求核電基數(shù)以外（通常為 5000 小時）剩余電量參與市場競爭，外來電比重大的浙江要求外來電（三峽、四川水電、皖電、福建、新疆）與省內煤電同比例參與省內交易，上海 2018 年安排直接交易電量中外來水電和核電比例合計超過 55%，可再生能源消納困難的“三北” 地區(qū)普遍要求或鼓勵風電、光伏參與競爭。廣東省 2018 年常規(guī)氣電也被納入市場化范圍。在甘肅，審核確認的各電力用戶總交易電量按 54.21%、 20.22%、25.57% 分別與常規(guī)火電、熱電聯(lián)產火電、水電企業(yè)開展直接交接交易。
交易規(guī)模。到 2016 年底，全國市場化交易電量已突破 10000 億千瓦時（其中直接交易約 8000 億千瓦時），約占全社會用電量的 19%。2017 年，全國除西藏、海南外，其余各省區(qū)市均組織了開展市場化交易，全年交易電量累計 16300 億千瓦時，占全社會用電量比重達 26% 左右。分省來看，作為用電大省的江蘇省、廣東省、浙江省市場交易電量規(guī)模最高，分別為 1618 億千瓦時、 1471 億千瓦時、 1302 億千瓦時，而作為發(fā)電大省的蒙西、云南、貴州銷售電量市場化率最高，分別為 68.5%、 65.7%、 57.4%（圖 6）。根據各地電力市場化交易和放開發(fā)用電計劃工作方案，2018 年市場化交易電量繼續(xù)保持較快增速。
圖 6 2017 年分省區(qū)售電量市場化率
圖片來源：中電聯(lián)網站
交易方式?，F(xiàn)行電力“市場化交易” 以雙邊協(xié)商、集中競價和掛牌交易為主要方式。其中，年度交易主要采用雙邊協(xié)商方式，月度交易主要采用集中競價和掛牌交易方式。除省內“直接交易” 外，還有跨省跨區(qū)交易、合同電量轉讓交易等。此外，廣東、上海、四川、重慶、陜西、寧夏、蒙西、黑龍江、廣西、云南等省 ( 區(qū) ) 組織開展了發(fā)電權轉讓交易，由可再生能源或能耗較低機組通過市場化方式替代煤電發(fā)電。
價格形成機制。場外雙邊合同的價格由買、賣雙方協(xié)商確定。掛牌交易的價格由掛牌價格確定。集中競價有統(tǒng)一出清和撮合成交兩種方式。統(tǒng)一出清價格根據買方申報曲線與賣方申報曲線交叉點對應的價格確定，或根據最后一個交易匹配對的成交價格確定。撮合成交根據各交易匹配對的申報價格形成成交價格（如賣方報價和買方報價的平均值）。云南、安徽等省對報價或結算價格設置了上、下限。參與直接交易的終端用戶的價格，在輸配電價核定前，一般采用價差傳導方式，在輸配電價核定后，大部分省改為能量交易價加輸配電價的順加方式。對原執(zhí)行峰谷電價的直接交易用戶，有些省將直接交易電價作為平段電價，峰、谷電價按現(xiàn)有峰平谷比價計算，電力用戶不參與分攤調峰費用。另外一些省則選擇取消峰谷電價，全部成交電量按直接交易電價結算，用戶通過輔助服務考核與補償機制分攤調峰費用或者直接購買調峰服務。售電公司代理用戶從批發(fā)市場購電（集中撮合交易或雙邊協(xié)商），再按事先約定的模式向用戶售電，具體方式有：固定降價（相對目錄電價）；價差分成（售電公司購電價或批發(fā)市場平均價與目錄電價的價差）；保底降價 + 價差分成。2016 年僅廣東、重慶及廣西 3 省市售電公司參與批發(fā)市場交易， 2017 年山東、安徽、江西、云南、貴州等省也開始允許售電公司參與批發(fā)市場交易。在京津唐地區(qū)，售電公司參與了北京電力交易中心組織的跨省跨區(qū)電力交易。
“偏差電量” 考核。大部分省市引入了“偏差電量” 考核機制，對允許“偏差”范圍外的合同電量和實際電量進行考核，周期一般為一個月。不同地區(qū)“偏差” 考核范圍不同。根據北京電力交易中心統(tǒng)計，上海、四川、遼寧為 2%，山西、江蘇、福建等7 個省份為 3%，京津唐、天津、河北等 7 個省市為 5%，河南、吉林、陜西 3 個省份為10%。
3.1.3 市場組織機構基本組建
2015 年 11 月 26 日發(fā)布的《關于電力交易機構組建和規(guī)范運行的實施意見》，對電力交易機構的職能定位、組織形式、體系框架、人員和收入來源和調度機構的關系以及交易規(guī)則擬定、交易平臺建設與運維、市場成員注冊管理、交易組織、交易計劃編制與跟蹤、交易結算、信息發(fā)布等做出了規(guī)定。該文發(fā)布 3 個多月后的 2016 年 3 月 1 日，北京和廣州電力交易中心分別于兩地同時掛牌成立，北京電力交易中心還在國網的華東、華中、東北、西北、西南分部設立了分支機構；3 個月后的 2016 年 6 月底，除海南、云南、湖北、重慶等少數(shù)幾個?。▍^(qū)）外，各省級電力交易中心相繼成立，并由各省網公司的內設機構改為獨立法人。截至 2017 年，已形成 2 個區(qū)域級交易中心和 32 個省級交易中心。國網區(qū)域除湖北、重慶、山西、蒙西 4 個省級交易中心采取了股份制結構外，其余均采取了電網公司獨資的方式。南網區(qū)域 5 省均采取股份制模式。大部分省已經組建了市場管理委員會，但其如何在電力市場建設中發(fā)揮作用，目前尚不清楚。
3.1.4 電力現(xiàn)貨市場試點開始啟動
《電力中長期交易基本規(guī)則（暫行）》提出，隨著競爭性環(huán)節(jié)電價放開或者發(fā)用電計劃電量放開達到一定比例，或者合同執(zhí)行偏差電量無法按照該規(guī)則規(guī)定的方法解決時，各地應當啟動電力現(xiàn)貨市場建設。2017 年 8 月 28 日《關于開展電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的通知》（發(fā)改辦能源 [2017]1453 號）提出，根據地方政府意愿和前期工作進展，結合各地電力供需形勢、網源結構和市場化程度等條件，選擇南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等 8 個地區(qū)作為第一批試點，加快組織推動電力現(xiàn)貨市場建設工作，爭取 2018 年底啟動運行電力現(xiàn)貨交易。同時要求試點地區(qū)加快制定現(xiàn)貨市場方案和運營規(guī)則、建設技術支持系統(tǒng)， 2018 年底前啟動電力現(xiàn)貨市場試運行。目前各試點地區(qū)進展差異較大，廣東和浙江已開展交易規(guī)則設計和研討，其余大部分地區(qū)尚處于研究階段。2018 年 4 月 17 日，國家能源局綜合司發(fā)布《關于征求電力現(xiàn)貨市場相關功能規(guī)范意見的函》，分別就所謂分散式、集中式的電力現(xiàn)貨市場運營系統(tǒng)功能規(guī)范及結算系統(tǒng)功能規(guī)范，征求了意見。
3.1.5 降電價效果顯著
在在電力整體供給過剩的背景下，市場化交易的電價格比之政府核定的上網電價，各地均有不同程度的下降。據相關部門統(tǒng)計， 2016 年，全國平均每千瓦時下降 6.4 分（折合到全電量約下降 1.216 分），其中部分省市下降幅度較大，如遼寧、吉林、山西、廣西、云南等省下降幅度達到 0.1 元 / 千瓦時，貴州、甘肅降價約 0.09 元 / 千瓦時。2017 年，盡管電煤價格同比上漲 60%-70%，導致度電燃料成本平均上升 8 分多，但“市場化交易”的電價仍平均下降 4.7 分。
3.1.6 電力市場化“深入人心”
隨著“市場化交易” 比重的逐步擴大，無論是發(fā)電企業(yè)，還是工商用戶，都已逐步接受和習慣于電價隨市場供求浮動的局面，這對未來規(guī)范的競爭性電力市場建立，奠定了堅實的社會基礎。
3.2 面臨的主要問題和困難
3.2.1 現(xiàn)行的“市場化交易” 不可持續(xù)
真正的“大用戶（或售電商）與發(fā)電企業(yè)直接交易” ，是電力“雙邊交易” 市場構架的重要組成部分，遵循“交易自由、自負其責” 這一市場經濟的基本法則。依此原則看，我國現(xiàn)行的“直接交易” ，有“雙邊交易” 之形，無“雙邊交易” 之實：
一是發(fā)電企業(yè)能夠與之直接交易的大用戶，并非基于市場主體的自由選擇，而是由地方政府確定，具有明顯的定向優(yōu)惠性質。在用戶資格認定方面，以節(jié)能環(huán)保作為市場準入條件，高污染、高耗能企業(yè)不能進入。照此邏輯，在經濟不景氣時，夠資格用戶可有優(yōu)惠，但如果供求關系一旦反轉，這些夠資格用戶的電價就會大幅上漲，而那些“不合格” 用戶反而因電網保證供電而得優(yōu)惠，可能會事與愿違。
二是沒有“平衡機制” 。如前所述，平衡機制是雙邊（向）交易模式的核心。在真正的電力“雙邊交易” 市場中，大用戶（或售電公司）作為批發(fā)市場的買方，其合同執(zhí)行日負荷曲線應與其提前一天報送系統(tǒng)運行機構的負荷計劃相符，否則，須為由此導致的系統(tǒng)能量不平衡承擔經濟責任。而我國的“直接交易” 均無此“平衡機制” 。近來開始推行的“偏差考核” ， “考核” 的也只是合同執(zhí)行的總量“偏差” ，而非日負荷曲線與合同日計劃的“偏差” ，亦即其由此而導致系統(tǒng)不平衡的責任，因而與普通的商業(yè)合同“考核” 無異，離真正的電力“雙邊（向）交易” 還差得很遠。而沒有平衡機制的“直接交易” ，達到一定規(guī)模后，也會因系統(tǒng)安全難以維持而不可持續(xù)。
3.2.2 多數(shù)售電商無電可售
根據先期改革國家的實踐，電力的批發(fā)市場（發(fā)電側競爭）與零售市場須整體設計。電力批發(fā)交易的模式不同，售電商的營業(yè)范圍和責任也不同：強制庫模式中的售電商，只在零售端亦即爭取終端用戶的范圍內競爭；而“雙邊交易” 模式中的售電商，既要進行爭奪終端用戶的零售競爭，也要參與爭奪“高性價比” 電源的批發(fā)競爭，還必須具有管理用戶負荷的能力，以適應平衡機制的要求。因此，售電是個“高、大、上” 的行業(yè)，電力市場化國家的售電商大多要與發(fā)電商“縱向整合” ，并通常規(guī)模較大。在改革推進的步驟上，國外一般是先建立批發(fā)市場，而零售市場則按用戶接入的電壓等級和購電數(shù)量的大小分步開放。目前，我國連電力批發(fā)市場的交易模式還未確定，社會資本就已大規(guī)模涌入售電行業(yè)，以至絕大多數(shù)售電商無電可售。這種局面長期持續(xù)下去，對未來的市場構建及改革的政治環(huán)境，都可能產生不利的影響。
3.2.3 交易模式界定不清
如前所述，電力市場的本質是競爭性電力交易關系的構建，因而對電力交易模式的頂層理解和設計，必須以經濟關系或制度安排為基礎。因而國外學術界和官方的稱謂，是 強 制 性 電 力 庫（Mandatory Power Pool） 和 雙 邊（ 向） 交 易（Bilateral Electricity Trade）。我國流行的交易模式稱謂則是“集中式” 、 “分散式” ，據說基于調度關系或調度方式的差異。這種用調度關系替代經濟交易關系的理解，必然會導致邏輯上的混亂。例如：“分散式” 的規(guī)定是“主要以中長期實物合同為基礎，發(fā)用雙方在日前階段自行確定日發(fā)用電曲線” ，似乎要將定位于“雙邊交易” 框架之內，可緊接著又規(guī)定“偏差電量通過日前、實時平衡交易進行調節(jié)” ，這又與基于平衡機制的“雙邊交易” 原理不符。因為在“雙邊交易” 模式中，日前市場和平衡市場的作用完全不同：日前市場是系統(tǒng)供、需雙方能量交易的主體市場（極端的案例是北歐，日前市場成交量占總成交量的 85% 以上）；而平衡市場是不平衡電量采購及不平衡責任確定的市場，其功能是約束市場成員盡可能遵守交易合同，并為系統(tǒng)運行機構提供“偏差電量調節(jié)” 、保障系統(tǒng)實時平衡的手段。讓“偏差電量通過日前交易進行調節(jié)” ，完全混淆了日前市場與平衡市場的不同功能。再如“集中式” 規(guī)定“主要以中長期差價合同管理市場風險，配合現(xiàn)貨交易采用全電量集中競價的電力市場模式” ，似乎與單邊交易的“電力庫” 接近，但卻又將“雙邊交易”的美國市場與單邊交易的澳大利亞市場歸為一類（且把美國 PJM 解釋為“集中式” 的典型），而二者的交易關系及由此決定的市場構架完全不同。所以， “集中式” 、 “分散式” 的副作用，主要不在于國際交流的困難，而在于無法同“Mandatory Power Pool”和“Bilateral Electricity Trade” 的內涵對接，不能像后者那樣，體現(xiàn)交易關系的特點及由此決定的“權、責對等” 方式的不同安排，進而導致對電力市場的理解和設計中的邏輯混亂。
3.2.4“現(xiàn)貨試點” 準備不足
批準八個省進行電力現(xiàn)貨市場試點，是中央政府推動電力市場化改革的一項重大戰(zhàn)略舉措。但據我們實地了解的進展情況看，試點的準備工作尚不充分。
一是理論準備不足。在交易模式這一市場建設的核心或頂層設計上，大多對“單邊交易” 與“雙邊交易” 的決定性意義以及“權、責對等” 這一市場經濟的基本規(guī)則缺乏理解。如有地區(qū)擬議中的現(xiàn)貨市場，包括日前市場和實時平衡市場兩部分，因而號稱自己選擇的是 PJM 模式。但其日前市場卻單邊交易，場外的雙邊合同也全部定性為金融合同。這雖然符合“集中式” 的定義，但卻與 PJM 南轅北轍，反倒更是像澳大利亞、新加坡的強制性電力庫模式。但澳大利亞、新加坡以及早年英國的強制性電力庫，都是單一現(xiàn)貨市場構架，或“實時市場出清、日前預調度” ，或“日前市場出清、日內有條件地允許機組調整出力” 。因為在“單邊（向）交易” 的電力市場中，市場運行機構既是批發(fā)市場唯一的買方，也是所有發(fā)電機組運行計劃的制定者，并不存在發(fā)電商承擔系統(tǒng)不平衡責任問題。如果日前市場已經出清了，各個發(fā)電機次日的出力計劃也就由此確定了，實時負荷與負荷預測的差額，可通過備用機組調度解決。如再搞個實時平衡市場，既不合邏輯，也無實際意義。
二是組織準備不充分。這里所說的組織準備，包括市場設計團隊的能力建設和溝通協(xié)調機制的建立。
4、對我國電力市場建設的系統(tǒng)思考
如前所述，電力市場構建涉及交易模式、市場布局、交易組織者等多方面內容。但其核心或最頂層的，是電力批發(fā)市場的交易模式選擇。為此，我國電力市場構建的頂層設計，也應以交易模式的選擇與實施路徑為核心或邏輯主線。
4.1 理想的中國電力市場
4.1.1 理想的電力批發(fā)市場：基于平衡機制的雙邊（向）交易
一是因其市場效率較高。雙邊（向）交易是真正將電力當作普通商品進行交易的電力批發(fā)交易方式。這種“自由交易、自負其責” 的電力交易方式，分散決策程度高，只要具備實施的條件，其市場效率必然較高。
二是因我國是地域遼闊且南、北及東、西之間電源與負荷呈逆向分布。電力批發(fā)市場必須跨省、跨區(qū)域構建，才可為資源的優(yōu)化配置創(chuàng)造條件。而這種交易范圍跨越南北、東西的的電力市場，對于延續(xù)“自上而下” 色彩濃厚的強制性電力庫，可能范圍過大，或許導致更多的市場抑制，進而降低市場的效率。而“雙邊交易 + 平衡機制” 模式，因其系統(tǒng)平衡以“自下而上” 自主合同管理為基礎，對大規(guī)模跨省、跨區(qū)域的電力交易，可能會有更強的包容能力。
至于中長期合同與實時交付的銜接亦即平衡機制的具體形式，應主要依據各區(qū)域市場內輸電網絡的阻塞程度。如網絡足夠堅強，則英國、德、法、北歐的“自主交付 + 平衡市場” 方式基本可用；如網絡堵塞嚴重，則美國的實時平衡市場一攬子解決方式可供參考。
4.1.2 理想的電力零售市場：消費者有充分的自由選擇權
亦即消費者可自由選擇供電商。此時的終端用戶電力購買的數(shù)量和價格，由于有了消費者的直接參與，將更能反映市場供需關系的動態(tài)變化，并進一步促進批發(fā)市場配置資源效率的提高。
4.1.3 理想的市場布局
所謂“市場布局” ，是指市場覆蓋的地域范圍，具體說，是與現(xiàn)行的?。ㄊ校┬姓吔缦嗤€是超越?。ㄖ陛犑校┘壭姓吔绲母蠓秶?。顯然，市場覆蓋區(qū)域范圍過小，將不利于資源優(yōu)化配置，也不利于抑制市場操控；而市場覆蓋區(qū)域過廣，將增加交易成本和市場設計與運行的難度。從國外的實踐看，電力批發(fā)市場的覆蓋范圍因地而異，共同的特征是“由點到面” ，逐步擴大。比如北歐跨國市場先從挪威開始，后范圍逐步擴及瑞典、芬蘭、丹麥，各國通過聯(lián)絡線進行現(xiàn)貨交易。
我國跨省區(qū)域市場的布局，取決于輸電網的布局及由此決定的跨省交易需求。應從具備條件的地區(qū)開始，帶動周邊地區(qū)后而逐步擴大范圍。例如，廣東是南方電網的負荷中心，南方區(qū)域市場的建設，可先從廣東省市場引入云南、貴州、廣西的電力競爭者開始，在形成穩(wěn)定的交易關系基礎上，相應改擴建省間聯(lián)絡通道，最終形成南方區(qū)域電力市場。此外，應允許發(fā)電公司投資建設輸電線路，給予市場主體在區(qū)域電力市場布局以更多的參與權和選擇權?！叭龒{” 等巨型電站及金沙江下、中游及其流域的大型水電，可同時參與多個市場。東北、京津唐已基本具備建設區(qū)域市場的網架和電源條件，不宜鼓勵地方政府建立省級市場。考慮我國目前的電網和政治構架大多依省確立，區(qū)域電力市場建設也可借鑒北歐的一些做法，如雙邊交易及平衡機制設于省內，省間聯(lián)絡線以現(xiàn)貨交易為主等。
4.1.4 理想實現(xiàn)的必備條件
售電公司具備管理客戶負荷的能力。如前所述，在基于平衡機制的雙邊（向）交易市場中，售電商整合、管理客戶負荷曲線的能力，對系統(tǒng)能否安全、有效運行至關重要，從而也就直接決定該種交易模式的可持續(xù)性。目前在我國，售電商雖然數(shù)量可達數(shù)千家，但其具備如此條件的尚未發(fā)現(xiàn)。
法制完備，誠信中國基本建成。一個“自由交易、自負其責” 的電力交易制度，對市場成員的誠信要求極高；而誠信中國靠傳統(tǒng)的道德教育或思想政治工作不可能建成，必須有完備的法制環(huán)境作支撐。近期看，我國的法制環(huán)境還遠未達到理想的程度，誠信中國任重道遠。
國家治理體系與能力現(xiàn)代化。主要指政府政策制定和監(jiān)管的體系與能力要與市場化了的電力體制相適應。在電力系統(tǒng)內的技術聯(lián)系依舊而經濟關系巨變?yōu)椤敖灰鬃杂?、自負其責?的情況下，仍然沿用傳統(tǒng)的理念和決策機制，既要提高以競爭提高資源配置效率，又要保電力系統(tǒng)安全、可靠，決無任何實現(xiàn)的可能性。
4.2 起步階段的中國電力市場
應以“先易后難，問題導向” 為基本原則。
4.2.1 起步階段的批發(fā)交易模式：強制性電力庫
起步階段的電力批發(fā)市場建設應以平穩(wěn)、可控為基本取向。因此設計與操作應相對簡單，易與現(xiàn)行制度環(huán)境（包括法制條件、電網公司的體制與結構等）對接，還要能包容“優(yōu)先發(fā)、用電” 等中國特色的“電改” 原則。為此，初期方案可考慮以下兩種更加簡化的版本：
“發(fā)電企業(yè)全電量入庫競爭、部分電量按市場價結算” 。這種當年的“浙江試點模式”（本世紀初由澳大利亞人設計，加入適應國情的過渡元素）可再次啟用。“全電量競爭上網”保障了批發(fā)競爭的效率，避免了價格信號的失真；“部分電量按市場價結算” 使市場化進程處于可控狀態(tài)，可謂“進可攻，退可守” 。我國大部分地區(qū)電源結構以煤電為主，而煤電的運行方式、技術經濟指標較為接近，這些地區(qū)先將競爭范圍定于煤電機組可能更為穩(wěn)妥。待取得經驗后，再逐步擴大到其他類型機組。
先建谷段（壓負荷）市場。目前，風電大規(guī)模入網及采暖季節(jié)的出現(xiàn)的谷段機組降負荷困難，在我國許多地區(qū)已成為關乎系統(tǒng)安全的突出問題，在這些谷段壓機組負荷困難的地區(qū)，可考慮先行解除谷段的所有電量計劃，所有機組均“競價上網” 。其好處有二：一是用價格機制解決壓機組負荷難題，公平而有效率；二是谷段上網電價的下降，可解決抽水蓄能電站抽水價格高的難題，促進抽水蓄能電站的投資和有效利用，進一步提高系統(tǒng)的調峰能力和效率。
4.2.2 起步階段的電力零售市場：暫不放開或分步放開
如前所述，售電側的市場化以發(fā)電側的市場化為依據。如果批發(fā)市場采用“強制性電力庫” 模式，則售電商不允許參與批發(fā)市場競爭，因而售電價格放開不必與零售市場化改革同步。只要政府管制價格能夠與批發(fā)市場價格聯(lián)動，則售電是否放開以及何時放開，并非急需做出的決定。如選擇售電放開，建議：
按電壓等級高低確定售電放開的對象或范圍。一般而言，用戶接入的電壓等級越高，其負荷率也越高，系統(tǒng)的可調度性越好，其交易與系統(tǒng)的平衡的關系也較易控制。此外，接入高電壓等級的用戶，用電量也較大，單位交易成本相對較低，從而也較易接受市場化的用電選擇方案。因此，國外的售電價格放開，大多以此原則為據。我國如果決心在零售側引入競爭，價格放開的范圍也應以用戶接入系統(tǒng)的電壓等級為依據。工商業(yè)等高電壓等級用戶可先期給予購電選擇權，可向售電商購電，也可直接向批發(fā)市場購電，其用電價格自然放開。那些未獲購電選擇權的小用戶，仍需在位的電網企業(yè)供電，其購電價格由政府基于“合理成本、合理盈利” 原則核定。
暫行保底供電商和保底電價制度。監(jiān)管機構指定或通過競爭選擇保底供電商，是國外先期電力市場化改革國家和地區(qū)通用的做法，目的是讓那些雖有選擇權但因種種原因未獲供電保證的小用戶也能獲得可靠的電力供應。我國若在售電側進入競爭，因市場誠信度低等原因，在相當長的時期內，小用戶的供電糾紛可能長期存在，因而保底供電商制度也有必要。保底供電商可由在位的供電公司承擔。保底供電的范圍，應隨零售電價放開的步伐而逐步縮小，最終限定在低電壓等級的小用戶范圍。保底供電價格應基于供電成本核定，且應與批發(fā)市場價格聯(lián)動，周期可設為半年或三個月。
建立適用于售電商的信用和交易保證金制度。法治、誠信是市場經濟的基石。我國售電側市場化的最大障礙是誠信缺失。因而完善的“售電側改革” 方案，應包括約束售電公司遵守契約的制度設計。所謂“誠信中國” 的建設，可率先在電力市場化交易中實施，并使之真正落到實處。近期，可參考我國互聯(lián)網金融的成功經驗，對售電商實施與“支付寶” 類似的信用和交易保證金制度。
4.2.3 需善后解決的問題
主要為售電公司已有“直接交易” 合同的善后處理。一個較為穩(wěn)妥的辦法，是使之轉為“差價合約” ，亦即轉為用于規(guī)避市場風險的金融合同。
4.3 可再生能源支持政策與電力競爭制度的融合
現(xiàn)行的可再生能源電力“無障礙上網” 政策，與電力的競爭制度不能兼容，在現(xiàn)行體制下未能貫徹。順勢而為地參與電力市場化進程，是解決可再生能源消納困境的唯一出路，同時也有助可再生能源技術向系統(tǒng)友好型的方向進步。問題是可再生能源目前還不具備與常規(guī)能源平等競爭的能力，因而必須對可再生能源支持政策做適應于市場化體制的調整。為此，應考慮：
4.3.1“價、補分離”
在市場經濟條件下，支持可再生能源發(fā)電有三種可選擇的方式：一是單位電量定額補貼制，即無論市場價格高低，政府只按實際售電量與單位電量補貼標準的乘積給予補貼；二是“差價合約” 制，即可再生能源發(fā)電實際售價低于政府合約價格的差額，政府給予差價補貼（合約價格可招標確定）；三是“配額＋綠證交易” 制，即政府強制要求負荷方（售電商和大用戶）必須購買占總購電量一定比例的可再生能源電量，發(fā)電企業(yè)通過售賣可再生能源電量獲得綠證，綠證價格由市場供求關系決定。消除可再生能源價格放開的障礙的基本思路是：老項目“價格放開 + 定額補貼” ，新項目“價格放開 + 補貼招標” 。
4.3.2 近期應做有利于市場化的過渡性安排
在競爭性電力市場尚未建立的近期，可再生能源價格形成機制應改按資源區(qū)分類定價為“定額補貼 + 當?shù)刂髁﹄娫雌骄暇W電價” 。我國目前的可再生能源補貼額，由可再生能源標桿價（按資源區(qū)分類）與當?shù)鼗痣姌藯U價的差額決定，這導致了兩方面的問題：一是火電價格隨電煤價格浮動，由此導致補貼額的上下浮動，繼續(xù)加收可再生能源基金的壓力持續(xù)增大；二是云南、四川等地的主力電源已由火電變?yōu)樗姡移骄暇W電價呈顯著下降趨勢，風、光等可再生能源在這類地區(qū)的替代價值大幅下降。為改變目前煤電標桿價變動對財政支出影響的不確定性，也為提高可再生能源基金的使用效率，促進可再生能源發(fā)電的合理布局，并使可再生能源政策與市場化改革相銜接，應摒棄現(xiàn)行的按資源區(qū)分類定價，改為按“定額補貼 + 當?shù)刂髁﹄娫雌骄暇W電價” 。定額補貼的標準，可基于可再生能源與常規(guī)能源平均發(fā)電成本間的差額，按風、光、生物質能分類確定，但同種可再生能源發(fā)電的定額補貼，標準應全國統(tǒng)一。“當?shù)刂髁﹄娫础?的確定，應以發(fā)電量占比最大者為根據，如山東可以燃煤機組為主力電源，云南可以水電為主力電源。
4.4“西電東送” 等能源戰(zhàn)略安排與電力競爭制度的融合
競爭性電力市場中不能有優(yōu)先發(fā)電，但“西電東送” 等國家的能源戰(zhàn)略安排，可以“政府授權合同 + 差價合約結算” 方式融入市場。
4.4.1 基于“利益共享、風險共擔” 的原則簽訂長期合同
無論在何種市場模式中， “政府授權” 的長期合同都可基于“多年平均發(fā)電量” 確定。但須有負荷特性條款，并應提前將執(zhí)行日可調度的出力曲線告知市場組織者和系統(tǒng)運行機構。
4.4.2 合同內部分以地板價進入市場獲得“優(yōu)先發(fā)電”
在“單邊（向）交易的強制性電力庫” 模式中，三峽等“外來電” 的政府授權合同內部分，可直接作為系統(tǒng)平衡的基礎（或稱“市場交易的邊界條件” ）電量進行安排。如市場模式選擇“基于平衡機制的雙邊（向）交易” 模式，上述“外來電” 的政府授權合同也應作為系統(tǒng)平衡的基礎（或稱“市場交易的邊界條件” ）電量進行安排，但由于該市場模式中的市場運營機構并不售電， “外來電” 的政府授權合同須向售電公司做“二次分銷”，以確保市場主體“不平衡責任” 的具體落實。因此，從易于同“外來電” 政府授權合同的銜接的角度看，起步階段選擇“單邊（向）交易的強制性電力庫” 模式，對大水電跨省消納和競爭性電力市場建設順利推進均較為有利。
4.4.3 市場價與合同基價的差額，實行“雙向返還（補償） ”
合同內電量的結算價格應以“雙向返還” 的差價合約形式執(zhí)行。即如果市場價格高于合同基價， “消納地” 將其部分差額返還給發(fā)電企業(yè)，由發(fā)電企業(yè)與“消納地” 用戶“利益共享”；如市場價格低于合同基價，則發(fā)電企業(yè)向“消納地” 返還部分差額，與“消納地”“風險共擔” 。
4.4.4“政府授權合同” 外部分隨行就市
無論何種電源，其實際售電數(shù)量不應該也不可能由長期合同百分之百覆蓋。因此，“西電東送” 等能源戰(zhàn)略安排的“外來電” ，大部分為長期合同覆蓋，小部分隨行就市，應屬正常、合理的制度安排。
4.5 市場支配力的消解
有四種方式可用：
4.5.1 以合同價強制性收購有市場支配力企業(yè)的部分電量
此法在新加坡已有成功的實踐。我國發(fā)電商有市場支配力的，均為國有企業(yè)，因而新加坡的做法可“照抄照搬” 。
4.5.2 要求具有市場支配力的發(fā)電企業(yè)將部分機組租賃給競爭對手
此法源于法國。法國電力行業(yè)雖也已“廠、網分開” 和企業(yè)重組，但 EDF（法電）擁有的發(fā)電機組仍達到總裝機容量的 70%。為避免 EDF 對電力批發(fā)市場的操控，法國政府要求 EDF 將其部分機組租賃給其他發(fā)電商，租賃價格由政府按公允原則予以規(guī)定。這種方式對我國也有借鑒意義。如上所述，我國具有市場支配力的發(fā)電企業(yè)，均為國有企業(yè)，因而我們也可參照法國的做法，由政府主管部門或監(jiān)管機構對那些可能形成市場支配力的部分發(fā)電機組安排租賃計劃，租賃價格按現(xiàn)行的“經營期定價法” （扣除變動成本）確定，也可采取經營權定期拍賣的方式。
4.5.3 部分電量按市場價結算
此法即為前述的強制性電力庫起步模式，由于所有發(fā)電商都有相當大比重的電量價格以政府授權合同價格（亦即原國家定價）鎖定，因此對具有市場支配力的企業(yè)而言，操控市場既并不能使自己獲得相應的經濟利益，也無法由此而達到打擊競爭對手的目的。
4.5.4 對有市場支配力的“外來電” 實行“政府授權合同 + 差價合約”
此方式與前述“部分電量按市場價結算” 的作用相同。
4.6 以省為邊界的強制庫市場與跨省交易的融合
4.6.1 建立以“區(qū)調” 為中心的省間聯(lián)合市場
目前，建立以“區(qū)調” 為中心的省間聯(lián)合市場有利條件較多：一是“地方” 有需要?，F(xiàn)行的省間電力交易矛盾累積隨經濟下行愈演愈烈，各方都有以市場化促長治久安的訴求；二是有符合“雙邊交易” 模式要求的買方。省間聯(lián)合市場的交易主體為各省電網公司，由于買、賣雙方均有能力保證省網的系統(tǒng)安全，可暫不設平衡機制。加之“跨省、區(qū)”交易一直有負荷曲線考核，操作上“輕車熟路” ，短期內就可實施。
4.6.2 跨省交易應先于省內交易
為易于同省內日前市場相協(xié)調，省間交易應提前兩天或在更早的時候出清，并將省市場間“雙邊交易” 結果作為省內市場出清的邊界條件。此外，跨省交易的盈虧，應明確由省內所有用戶負荷共享或共擔。
4.7 市場管理機構的定位和完善
4.7.1“交易中心” 定位于公共機構并與調度“合署辦公”
由于電力的交易必須與系統(tǒng)平衡相融合，市場的組織機構確實重要。但根據先期改革國家的實踐，電力交易機構與系統(tǒng)運行的關系，則與交易模式密切相關。如果強制性電力庫市場構架為單一現(xiàn)貨市場，電力的交易與系統(tǒng)平衡計劃同時完成，交易機構與系統(tǒng)運行機構大多合一設置。而“雙邊交易” 市場構架為“場外雙邊合同 + 雙向交易的日前市場 + 平衡市場” ，則交易機構與系統(tǒng)運行機構分合皆有。如美國的日前市場和實時平衡市場均由系統(tǒng)運行機構組織；在西歐各國及北歐，平衡市場由系統(tǒng)運行機構組織，而日前市場則由盈利性的電力交易所組織。
我國的“電力交易中心” ，不應糾纏于“控股” 問題，而應把重點放在合理的功能定位上。應基于交易模式確定其功能及其與系統(tǒng)運行機構的關系。我國現(xiàn)階段法治不健全、市場誠信度低，盈利性的電力交易所模式暫不可取， “電力交易中心” 定位為公共機構較為適宜。據此，所有的場內交易（無論是電力庫模式的單一現(xiàn)貨市場，還是“雙邊交易”模式中的日前市場和平衡市場），只應由一個機構組織，因而在強制庫市場起步階段， “電力交易中心” 應與系統(tǒng)運行機構“合署辦公” 可能更為適宜。
4.7.2 市場管理委員會宜定位于議事機構
市場管理委員會的地位與國家政治構架密切相關。我國的政治構架與其他電力市場化的國家不同，將市場管理委員會定位為權力機構與我國國情不符，其近期內也不具備擔此重任的能力，因此定位于議事機構較為適宜。
4.8 相關配套措施
我國現(xiàn)行的用戶間電價交叉補貼、電力監(jiān)管機構設置等，雖不屬電力市場構建范疇，但均對電力市場構建的進程有較大影響，應予同步安排。
4.8.1 關于電價交叉補貼的“妥善處理”
所謂電價交叉補貼，是指因一部分電力用戶價格低于成本而導致另一部分電力用戶價格高于成本的定價行為。我國目前存在三種形式的電價交叉補貼：一種是不同類型用戶之間的交叉補貼，主要表現(xiàn)為工商業(yè)用戶對居民用戶的交叉補貼；第二種是不同地區(qū)間的交叉補貼，典型的表現(xiàn)就是廣東的“珠三角” 地區(qū)對“兩翼” 地區(qū)的交叉補貼；第三種是居民類用戶內部的交叉補貼，亦即遞增式階梯電價。
國際上（如“基于 G20 框架下的化石能源低效補貼審議” ）只認可居民用戶內部的交叉補貼——遞增式階梯電價，認為其具有“總預算約束下的社會福利最大化” 作用，可在“基于 G20 框架下的化石能源低效補貼審議” 中豁免。而前兩種交叉補貼使價格關系扭曲，不利于資源的合理配置，均屬低效補貼。尤其是工商業(yè)用戶對居民用戶的交叉補貼，因高收入人群用電量大大高于低收入人群，形成了國民收入分配的逆向調節(jié)，加劇了社會的分配不公。
“妥善處理” 電價交叉補貼的目標，應是取消交叉補貼。長期看，應改“暗補” 為“明補” ，對低收入人群和“老、少、邊、窮” 地區(qū)的保障性用電，予以財政定向補貼，其資金來源電力普遍服務基金。近期應大幅提高階梯電價第二、三檔的價格，使居民類整體電價水平與之合理的供電成本相符，消除工商業(yè)用戶對居民用戶的交叉補貼。
4.8.2 再造有效能的電力監(jiān)管機構
在已經電力市場化的國家和地區(qū)，均有專業(yè)化的監(jiān)管機構，且一般都負有改革方案整體設計和付諸實施的責任。因為電力是一個具有系統(tǒng)性風險的行業(yè)，且在可預見的時期內電網仍具有自然壟斷屬性，因而在已商業(yè)化、市場化的電力體制中，沒有專業(yè)化的電力監(jiān)管機構是不可想象的。加之我國的電力市場化改革還有很長的路要走，沒有一個可問責的改革執(zhí)行機構，改革的績效也難以保證。我國的現(xiàn)代電力監(jiān)管機構再造，首先要改變監(jiān)管職能遭割裂的局面。在國外，電力監(jiān)管機構有獨立的，也有設于相關政府部門的，但有一點是共同的，就是職能統(tǒng)一，即市場準入、市場運行及對仍壟斷經營的電力企業(yè)價格、成本、質量等主要監(jiān)管內容由同一機構負責。道理很簡單，電力供、需關系是個精密、復雜的系統(tǒng)，其各構成要素和環(huán)節(jié)之間，即有經濟利益的對立，又在供給質量和可靠性上互相依存，因而對電力行業(yè)的監(jiān)管，也必須與這種系統(tǒng)性相適應。我們現(xiàn)在的情況是，管電價的管不了投資和服務質量，管“市場” 的管不了電價，這種主要監(jiān)管職能分散于各部門的配置格局，必然且已經導致了部門間的職責重疊，效率低下，形成監(jiān)管“越位” 與“缺位” 并存的局面，更不用說與引入競爭機制后的電力行業(yè)監(jiān)管任務相適應了。我國的電力監(jiān)管機構是繼續(xù)獨立，還是內設在哪一相關政府部門，或由哪一相關政府部門管理，仍有繼續(xù)討論和演變的空間。但目前這種職能分散、重疊的體制，無論如何是不能再繼續(xù)下去了。該機構必須集經濟性監(jiān)管職能如價格、投資、服務質量、準入等于一身。
從我國的現(xiàn)實出發(fā)，建議在中央政府層面，可暫取“經濟部” 模式，亦即在負責政府經濟事務（不含宏觀經濟政策制訂）的部門內組建副部級“經濟監(jiān)管署” ，由其全權負責能源及其他公用事業(yè)的改革和監(jiān)管。在地方，可在省發(fā)展改革委設副廳級“經濟監(jiān)管局” ，各省的政府定價、 “能監(jiān)辦” 等監(jiān)管官員，都可作為該經濟監(jiān)管局骨干成員。
附件：競爭性電力市場建設的國際實踐
（略）
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