如果全国统一电力市场体系不遵循“价格=成本”的原则，不管多层次市场体系如何设计，其资源优化配置效果只能接近政府管制下的分时电价。
（来源：微信公众号“电联新媒”作者：叶泽）
2022年初，国家发改委、国家能源局联合出台《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号，以下简称“118号文”）。118号文虽然提出了全国统一电力市场体系建设的总体要求、层次体系及功能、交易机制等，但是，由于文件作为指导意见，许多重要细节并不明确，比如把社会关注的省（区、市）电力市场与区域电力市场的关系用代表并列意思的符号“/”表示，对国家电力市场也缺乏清晰的描述等，全国统一电力市场体系建设两年来并没有取得实质性进展，有些做法甚至显示出误导和偏离的信号。近日，党的二十届三中全会发布《中共中央关于进一步全面深化改革、推进中国式现代化的决定》，提出从现在至2029年“深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场”。
2002年五号文件发布以来，我国电力市场改革坚持以市场经济理论和电力系统运行规律为依据，借鉴国外电力市场特别是欧洲统一电力市场建设的经验。回顾往昔，笔者认为，全国统一电力市场建设要取得突破，首先必须明确若干前提假设，让政府决策者、市场主体和市场运营机构甚至社会公众对全国统一电力市场建设中的关键核心问题形成共识，为市场建设方案和实施路径的科学性、有效性奠定基础。
建设省级以上范围统一出清
电力市场的任务假设
根据118号文，全国统一电力市场体系建设任务有三项：一是“实现电力资源在更大范围内共享互济和优化配置”，解决长期存在的跨省跨区交易中的市场壁垒问题；二是“提升电力系统稳定性和灵活调节能力”；三是“推动形成适合中国国情、有更强新能源消纳能力的新型电力系统”。三项任务明确而且有针对性，在一定程度上反映了当前我国电力市场改革的历史逻辑。仔细分析三项任务之间的关系，可以看出，扩大电力市场范围，通过市场机制实现电力资源在更大范围内的共享互济和优化配置是其他两项任务的基础，直接影响和决定着其他两项任务的实现程度。
根据电力系统运行规律和市场经济规律，只要各省最大、最小负荷发生的时间不同，各省新能源最大出力时间不同和电源结构等不同，省级以上范围电力市场实现电力资源共享互济和优化配置的效果就肯定优于省级电力市场，这个效果不仅包括更大的电力保供能力，更安全、可靠和经济的电网运行状态和更少频次的煤电机组启停，还包括更多的新能源和清洁能源消纳，更少的发电、电网容量和抽水蓄能投资及灵活资源需求等。美国电力市场模式从独立操作系统（ISO）到区域输电组织（RTO）,欧洲电力市场从国家电力市场到区域如北欧电力市场再到欧洲统一电力市场，都揭示了在技术允许范围内电力市场范围越大越好的市场发展客观规律。九号文件发布以来，我国省级电力市场建设取得了较大成就，各省中长期电力市场基本建成；现货市场分两批共14个省或地区开始试点，去年底以来，已经有三个省级现货市场转入正式运行。省级电力市场把省外电力资源作为边界出清或者部分耦合出清条件，显然不可能获得最优的电力资源配置结果。在这样的背景下，国家提出建设全国统一电力市场体系，118号文中还多次提出了当前跨省跨区电力交易的市场壁垒问题，显然应该明确建设省级以上范围的统一出清的电力市场，包括中长期市场、现货市场和辅助服务市场等。这样的电力市场建设计划，既满足当前我国“双碳”目标战略和新型电力系统建设需要，也符合电力系统运行和市场经济规律，还体现省级电力市场发展的逻辑。
值得注意的是，118号文在建设省级以上范围电力市场的安排上，重点强调了国家电力市场，以及没有电网依托的区域电力市场如长三角区域电力市场等，却相对忽视了更加现实的有区域电网依托的区域电力市场。国家电力市场短期内难以形成统一出清的中长期市场，技术上也不可能建成统一出清的现货市场。没有电网依托的区域电力市场不可能开展物理交易。因此，当前全国统一电力市场体系建设的主要任务只能是以目前有区域电网为依托、统一出清的中长期市场和现货市场，长远则是全国统一出清的中长期市场。以南方电网为依托的区域电力现货市场已经开始周结算试运行，充分证明了区域统一电力市场建设的可行性。
现货市场的核心或标准假设
与其他商品市场不同，由于电力产、供、销和用的同时性，以及电力供给和需求刚性属性、电力不可储存、电力行业的资本密集性等特性，使得只有现货市场才能真正用市场机制实现实时电力平衡，并准确地发现电能的时间和空间价格或价值，从而在电力系统技术允许的范围内最大限度地实现发电侧和用户侧资源综合优化配置。国外电力市场的最高阶段和成熟形式就是现货市场。中长期市场即使是物理交易，也主要是通过差价合同为市场主体规避价格风险。虽然欧洲国家电力市场中现货交易电量规模相对很小，但是，中长期合同交易价格根据现货市场价格确定，市场主体还会根据现货市场价格变化对中长期合同进行套利交易，以规避中长期交易价格风险。美国电力市场现货交易规模大，市场主体根据现货市场价格在电力金融市场进行风险管理。因此，现货市场是电力市场的核心或电力市场的标准，其他市场如金融市场、容量市场和辅助服务市场等都服务于现货市场或者从现货市场派生出来。
“无现货、不市场”也适用于区域、全国和跨国电力市场。118号文从“完善统一电力市场体系的功能”角度提出了中长期市场、现货市场和辅助服务市场的建设任务，但是，却没有提出省级以上范围电力现货市场建设的具体要求。针对这个不足，笔者认为省级以上范围的电力市场体系建设应该突出强调现货市场建设比如区域统一电力现货市场建设的要求。
事实上，区域现货市场不是省级现货市场的简单延伸，还要考虑省间耦合方式、输电通道分配机制等特殊问题。如果全国统一电力市场体系中没有区域统一现货市场，全国统一电力市场体系建设就会停留在目前的省级电力市场的层次上，三项任务就不能最大限度地完成。118号文提出“提升电力市场对高比例新能源的适应性”，2019年《欧洲清洁能源法案》提出了适应大规模可再生能源接入的新的电力市场设计，核心都是在更大地理范围和更小时间尺度消纳新能源，其中更大范围就是更多国家参与的跨国统一市场，更小时间尺度就是现货市场机制。
从另一个角度看，全国电力市场和没有电网依托的区域电力市场因为技术原因无法建成现货市场，在全国电力市场体系建设中的作用并不大。借鉴国外跨地区、跨国统一电力市场建设的经验，我国统一电力市场体系建设也应该以省级以上范围的区域现货市场为核心和标准，以区域现货市场为基础分析市场体系的纵横向构成及其耦合关系。
“价格=成本”的有效竞争假设
我国电力市场改革中相对忽视现货市场作用与我们对电力市场经济规律认识不足和不准确有关。很多情况下，我们把竞争方式如集中竞价交易等同于电力市场本身，错误地认为只要是通过双边协商、集中竞价和挂牌等方式完成的交易都是市场交易，而不管市场竞争或市场交易的有效性，在市场交易中直接或间接地施加了许多影响市场竞争有效性的约束，如限制竞争的价格上下限，中长期合同交易规模比例约束和基于供需比的投标数量规定等。这些约束直接影响甚至决定了市场交易价格，使市场交易价格该高不高，该低不低，电力资源因此不能得到最优配置，如发电侧低价电能不能充分替代高价电能，用户侧尖峰负荷的使用收益低于系统供电成本等。如同电力供求及其平衡状态具有多样性变化一样，交易价格变化幅度大且频繁是电力市场客观规律；如果人为限制价格变化，还不如不搞电力市场改革。进一步分析，价格变化与价格稳定其实并不矛盾，价格变化可用每笔交易价格的方差表示，价格稳定可以用年度交易均价表示；无限大的方差（充分竞争）也可以稳定在基准价上（价格稳定）。实际电力市场中要求每笔交易都执行严格的浮动比例和价格上下限，是充满管制色彩的做法。这也导致目前我国省级电力市场虽然已拥有复杂的中长期市场甚至现货市场，但是在资源优化配置机制和结果上却接近政府管制下的分时电价。
经济学理论把“价格=成本”作为市场经济铁的法则。国外电力市场建设中较少强调这个法则，是因为他们已经自觉地将其作为电力市场必须接受的边界条件。国外现货市场也有价格上限，但是，其上限的形成机理是限制市场势力，而不是限制竞争，这与我国价格上限的限制政策有本质区别。为什么要用电力市场特别是现货市场取代政府管制下的分时电价？是因为现货市场时间颗粒度很小，能够更加精准地揭示电能商品的时间价值；为什么要有用户报价？是因为用户用电价值具有多样化和动态变化特征，电力系统运营机构或政府相关部门难以获得准确信息。因此，从另一个角度看电力市场，实际上电力市场体系和规则优化设计和调整的过程，就是发现不同时间尺度的电能及其辅助服务产品的成本或价值，并且按“价格=成本”法则形成价格的过程。
电力市场中成本经常变化，有时应按会计成本计算，有时应按市场主体的机会成本计算。比如在电力批发市场中，当供求平衡时，成本等于电力系统发电侧供电会计成本；当供不应求时，成本等于用户失负荷价值；当供过于求时，成本等于电力系统发电侧供电变动成本；当严重供过于求时，成本则等于发电失出力价值。从表面上看，电力市场价格不停地在各种成本中切换似乎很困难，市场主体和电力市场运营机构无法保证“价格=成本”。市场经济理论认为，只要没有人为干预如设置过低的价格上限、过高的价格下限和投标数量限制等，有可供市场主体决策的充分信息，电力市场中卖方希望最高价卖出电能和买方希望最低价买入电能的博弈行为，还有供过于求时卖方竞争性卖出和供不应求时买方竞争性买入等理性行为的结果，必然会使价格精确地等于成本。
因此，全国统一电力市场体系建设中应该建立健全促进充分竞争，按成本形成价格的机制。118号文提出了“完善电力市场价格形成机制”的要求，但是并没有针对省级以上范围统一电力市场特别是现货市场价格形成机制提出具体要求，比如省间统一出清的价格耦合机制设计及其相关政策调整。如果全国统一电力市场体系不遵循“价格=成本”的原则，不管多层次市场体系如何设计，其资源优化配置效果只能接近政府管制下的分时电价。
“省间壁垒”消除假设
118号文两次提到“跨省跨区交易存在市场壁垒等问题”，也提出了“鼓励支持发电企业与售电公司、用户等开展直接交易”的具体措施。但是，从字面上看仅仅只是“鼓励支持”，而没有强制性规定，可以认为是在提出问题的同时又在一定程度上接受了问题，这种模糊态度显然不利于全国统一电力市场体系建设。
什么是跨省跨区电力交易的“省间壁垒”？目前政府和学术界都没有明确的解释。针对目前区域电力市场省间经济性电力交易有空间却实际交易量较少的现状，笔者认为“省间壁垒”可解释为受端省用户可以买入低于本省购电价的外省电能而受益，但是，受端省政府不允许本省发电被外省发电替代而损失本省GDP，从而直接或间接地不购买外省低价电的非理性行为；以及送端省发电企业可以以高于本省上网电价向外省卖出电能同时增加本省GDP，但是，送端省政府考虑外卖电导致本省供电减少，用户购电价格提高，本省用户利益受损，直接或间接地不允许本省低价电卖出的非理性行为。
简单来说，省间电力交易中送受两端都有收益和损失，理论上应该计算净收益后做出理性的交易决策，但实际上，由于净收益难以计算而且不确定，受损更容易被放大和追责，结果各省采取谨慎原则，宁可放弃收益也不愿意承担损失。“省间壁垒”是各省级政府只想在电力交易中受益而不愿受损的主观意志所形成的市场交易减少行为和结果。目前我国电力市场“省间壁垒”与博弈论中经典的“囚徒困境”案例十分类似，各省尽可能减少省间电力交易的“理性行为”却得到了不符合国家或社会利益（如低价或低成本发电资源对高价或高成本发电资源的替代）的结果。许多人把这种结果与“省为实体”的国情相提并论，如上所述，118号文也在这里做了妥协。
但事实上，“省为实体”不应该作为全国统一电力市场建设中的国情因素来考虑。在相同的“省为实体”体制环境下，为什么其他商品能够形成全国统一市场，形成相对集中的具有比较优势的生产地区以及全国范围内最优的生产消费格局；而电力却只能分省平衡、余缺调剂？电力确实有特殊性，但是，欧洲20多个国家也形成了统一价格出清的现货市场（仅有输电堵塞形成的价区）。为什么省间交易不能强制性采用直接交易的形式，是技术原因还是政策原因？这些问题不弄明白，全国统一电力市场体系建设便难以取得实质性进展。笔者认为，无论从哪个角度来看，都应该正视电力市场壁垒问题，对“省间壁垒”根据相关政策文件作出清晰的界定，在全国统一电力市场体系建设中明确消除或者逐步消除“省间壁垒”。
政府与市场的合理边界假设
经济理论认为市场与政府是替代关系，市场进入的地方，政府就要退出。电力市场改革本质就是使原来政府所管让位于市场，如原来政府管的发电侧上网定价让位于电力批发市场来决定等。由于电力工业、电力商品和电力市场的特殊性，电力行业中市场与政府的替代关系十分特殊和复杂。即使在市场经济代表性国家，在电力市场改革前后，政府总体上不仅没有退出，相反还管得更多更细。但是，政府管理的内容和方式发生了重要变化，主要体现在政府从电力投资、电力系统和市场主体的产量及价格决策中退出，只对市场有效性或市场势力进行监管，而且成立专门的监管机构，确保实施专业化、职业化的高水平监管。
我国电力市场改革的相关文件和方案设计中很少明确规定政府与市场的边界，加上缺乏专门的机构支撑配合，造成政府在电力市场改革前后没有明确的职能和管理方式变化，甚至明显管得更多更细，不仅管电力行业、电力系统和电力市场运营决策，还负责市场有效性监管。更重要的是政府直接管理的方式也没有变化，政府撤销了与电力市场改革配套的电力监管机构，但没有引入第三方机构进行专业化决策与监管。政府管理体制如岗位轮换等要求，与电力行业管理、电力市场运营决策及监管所需的高度专业化、职业化要求的内在矛盾，影响和限制了政府管理的科学性和有效性。
仍然以“省间壁垒”为例，送端省发电企业向外卖出低价电能和受端省用户向外买入低价电能的行为是政府应该保护和支持的有效市场行为，政府应该创造条件使市场主体获得这种权力，从而体现出政府的“有为”，比如强制性要求省间输电网向市场主体开放并实现发电企业和用户直接交易；当市场主体获得这种权力后，政府就应该退出市场主体交易决策，由市场主体决定价格和数量，让市场有效运行，而不是通过对市场交易量和价的限制来干预市场。进一步分析，通过行政干预，使得送端省用户维持低电价用电和受端省发电企业发电量不被替代反而不是政府“有为”的体现。在市场经济背景下，这些不合理的诉求如果得到满足，必将以牺牲其他主体的正当利益为代价，如送端省牺牲了本省发电企业高价卖电的利益，受端省牺牲用户低价用电的利益。
另外，电力市场绩效评价也是当前政府有为的重要体现，国外一般由电力监管机构或委托第三方机构负责，以年度报告或专题报告形式呈现市场绩效评价，并将其作为电力市场优化的主要依据。目前我国几乎没有建立这样的机制，在发电行业亏损或微利的背景下，过去几年把发电企业降价让利作为改革红利，近几年把传导煤电燃料成本或者市场交易电量规模作为市场业绩，没有统计和分析批发市场系统供电成本与交易价格的匹配程度、电力市场改革成本支出、新能源通过市场机制对煤电机组的替代数量、低价或低燃料成本机组对高价或高燃料成本机组的替代数量、电力系统负荷率变化等资源优化配置效益。
事实上，如果建立了绩效评价机制，目前许多省级市场的净收益可能很小甚至为负。由此会产生两种选择：一是回到传统计划体制，采用政府管制下的分时电价机制；二是做出重大改革思路和方案调整，比如现货市场采用10元/千瓦时的价格上限，同时更多使用金融工具和开展电力金融交易，使电力市场更加接近国外成熟电力市场。因此，相比于市场经济国家的电力市场改革和我国省级电力市场建设，全国统一电力市场建设过程中更应该明确划分政府与市场的边界，政府主要作市场改革决策，制定市场基本方案及总体规则，以及对市场有效性进行评价和监管。这样才有可能使有效市场与有为政府真正有机结合起来，为全国统一电力市场体系建设提供体制机制保障。
作者供职于长沙理工大学。
