国家能源局近日发布《关于进一步规范电力市场交易行为有关事项的通知》（简称《通知》），对三大电网、十家发电央企，明令八个“不得”。通知的背景是什么？是为了解决什么问题？对未来的电力市场有什么影响？本文进行解读和分析，提出从根本上解决问题的建议，包括改变市场结构和建立混合电力市场。
（来源：微信公众号“ 走进电力市场” 作者：华南理工大学电力学院 荆朝霞）
一、《通知》基本信息
发文单位：国家能源局综合司。
文号：国能综通监管〔2024〕148号。
发文对象：能源局派出机构、三大电网（国家电网、南网电网、内蒙古电力）、十大发电集团（华能、大唐、华电、国能投、国电投、三峡、国开投、中核、中广核、华润）、两大区域电力交易中心（北京、广州）、有关发电企业。
主要内容：规划电力市场交易行为，规定相关主体不得利用市场力或串通其他经营主体在电力市场中进行排他性行为、不正当竞争。
背景：国家能源局组织开展了电力领域综合监管和电力市场秩序突出问题专项监管，在监管过程中发现部分经营主体存在违反市场交易规则、实施串通报价等问题，损害了其他经营主体的利益。
主要依据：《电力监管条例》《电力市场运行基本规则》《电力市场监管办法》等有关法规规章
二、《通知》主要内容
将《通知》主要内容归纳为以下三个方面10条具体内容。
（一）明确总体目标
1）经营主体依法合规经营，不得利用市场力或串通其他经营主体在电力市场中进行排他性行为、不正当竞争。
解读：总体上，解决的是市场中存在的一些排他性行为、不正当竞争行为。这些行为可以分为两大类：一类是经营主体利用自己的市场力进行的一些不当报价行为，一种是多个经营企业共同实施的一些不当行为。
（二）明确相关规定，给出指导性意见
2）各经营主体要进一步规范市场报价行为，综合考虑机组固定成本、燃料成本、能源供需等客观情况合规报价，推动交易价格真实准确反映电力商品价值。
解读：市场力监测和控制的基础是基准报价，经营主体的报价偏离了基准报价，认定其实施了一些不当行为。这一条给出了合规的报价的说明：基于固定成本、燃料成本、能源供需等客观情况。实际监管中，要根据市场的具体规则等情况进行辨别。竞争的市场中，不同供需情况下的均衡价格是不一样的：供大于求下，价格主要由燃料等短期变动成本决定；供需基本平衡（考虑备用等要求）下，价格由包含固定成本的综合成本决定；供不应求下，价格由停电损失等决定。电能量的均衡价格，也同时与容量补偿机制、辅助服务市场机制等的涉及和运行情况有关。
3）各经营主体原则上以市场注册主体为单位独立进行报价。
解读：以市场注册主体为单位独立报价的原则在相关规则有规定，这里进一步明确。根据国家能源局《电力市场注册基本规则》（国能发监管规〔2024〕76号），具有多重主体身份的经营主体，应当按经营主体类别分别进行注册。
4）电力市场管理委员会要充分发挥市场自律和社会监督作用，进一步强化市场内部自律管理，督促市场成员签订自律公约并规范执行。
解读：目前大部分市场已经建立电力市场管理委员会，但其相关运行机制需要进一步完善、细化、优化，使其真正起到作用，更好反映包括独立售电、用户在内的各方主体的声音。
（三）明确一些禁止性行为
《通知》明确了一些不得实施的、禁止的行为，可以进一步分为3类。
1、禁止滥用市场支配地位
5）经营主体不得滥用市场支配地位操纵市场价格；
解读：主要针对单个经营主体利用市场支配地位进行的一些操作市场价格的行为。这个问题存在的根源是市场结构存在问题，发电侧的集中度过高。根本的解决方式是进一步进行产权等方面的改革，降低单个经营主体的市场份额。在国家层面，需要加强不同部门之间政策的协调。对电网企业、发电企业的重组、考核等，需要考虑电力市场改革的要求。
2、禁止多个企业串通报价和集中报价
6）不得实行串通报价、哄抬价格及扰乱市场秩序等行为。各经营主体间不得通过口头约定、签订协议等方式串通报价。
解读：这一条主要针对不同的发电企业，要求相互之间不得串通报价。
7）有多个发电厂组成的发电企业进行电能量交易，不得集中报价。
解读：这一条主要针对同一发电企业的不同的电厂，对分别单独注册的，需要独立报价，不得串通报价。这是解决按发电企业计算发电侧集中度偏高的问题的一个手段，需要加强这方面的监督。
3、拥有售电公司的发电企业（发售一体企业）
8）不得利用“发售一体”优势直接或变相以降低所属售电公司购电成本的方式抢占市场份额。
9）不得对民营售电公司等各类售电主体和电力大用户进行区别对待。
10）发电侧、售电侧相关经营主体之间不得通过线上、线下等方式在中长期双边协商交易外统一约定交易价格、电量等申报要素实现特定交易。
解读：在发电侧集中度暂时无法解决的情况下，将发、售业务分开，将售电公司独立运营，是避免发电滥用市场支配地位报价的一个有效手段。加强这方面的监管，利于市场竞争的加强。
三、《通知》背景的分析
《通知》指出，国家能源局组织开展了电力领域综合监管和电力市场秩序突出问题专项监管，在监管过程中发现部分经营主体存在违反市场交易规则、实施串通报价等问题，损害了其他经营主体的利益。这是本《通知》的背景。
但是，更深层次看，以国企为主的发电企业，为什么会存在这些滥用市场支配地位操纵价格、串通报价、集中报价、特定交易等行为？市场力方面的问题？这里对相关背景进行简要分析。
（一）发电集中度和市场支配地位造成的市场力
2023年，在电力行业内，累计装机容量最大的企业为华能国际，达13565.50万千瓦;其次是大唐发电和华电国际，累计装机容量分别达到7329.10万千瓦和5844.98万千瓦。装机容量超过1000万千瓦的发电企业还有国电电力、中国电力等，其他的发电企业还有长江电力、浙能电力、川投能源等。
根据发电量计算，2023年，中国电力行业集中度CR1为8.35%，CR3为22.76%，CR5为34.91%，CR10为58.58%；根据装机容量计算，2023年，CR1不超过5%，CR3不超过10%，CR5和CR10不超过15%。从这些指标看，市场集中度并不是很高。但目前电力市场是省级市场为主，由于各发电集团在不同省份分布的不同，省级市场的集中度更高。比如，按发电量计算，2023年，广东省的CR1为27%，CR4为51%。
以上集中度指标纯粹按发电量计算。电力系统中，电网将电力市场分割，考虑电网约束情况下，发电的集中度将进一步升高，具体与电网的充裕性情况有关，阻塞越严重，市场分割越严重，每个子市场（某个区域或节点）的集中度将更高。
（二）相关市场交易规则增加发电侧市场力
当前电力市场的一些规则，会在实质上提高发电侧的市场力，典型的规则如：供需比限制、中长期最低交易量限制，这里进行简单介绍和分析。
1、单个发电主体交易上限导致的供需比降低。一些市场的中长期交易中，会对发电机组在某个市场或某类市场中的中标量会有一个额外的限制，比如一些市场中通过“供需比”参数对发电侧主体在年度市场、月度市场中获得的市场份额的限制。这本质是通过市场规则强制市场主体对一部分发电容量进行“物理持留”，从而加大了发电侧的市场力。比如，市场中有两个发电机组A和B，容量分别为600MW和1000MW，某时段的总负荷为800MW，当前的实际供需比为2。如果限制A、B的最大市场交易量分别为450MW和750MW，则实际供需比降低为1.5，发电侧的竞争性降低，市场力增加。这个方面的规则目前在我国电力市场中以不同的形式广泛存在。
2、用户侧中长期交易量下限导致的中长期市场发电侧市场力的增加。从稳定市场价格角度，我国出台了多个关于中长期交易量限制方面的文件，要求中长期交易的电量达到总电量的一定比例以上。中长期市场的目的本来主要是提前锁定价格，对冲风险。一方面，过高的、一刀切的中长期比例要求可能增加部分市场主体的风险（导致一些市场处于“空头”的状态）；另一方面，由于这些规则相当于强制性的制造了一些中长期交易的需求，从而增加了发电侧市场主体的市场力。特别的，对存在发售一体售电和独立售电两类售电的情况，增加了发售一体企业在相关交易中区别对待本企业售电和独立售电的动力和机会。
（三）发电规划未完全市场化，承担一些保供等责任
当前我国电力市场的改革主要在售电市场、中长期市场、现货市场，在发电规划层面仍有较强的计划色彩。不同类型的发电企业除了在市场中交易，还承担了一些不同的社会责任，如保供电、保供热、能源转型等。相关责任从电力市场的角度属于“外部性”，价值无法或无法全部通过电力市场中相关产品的价格反映。这种情况下，相关部门为保证相关市场主体的合理利益，体现其“外部性”价值，就通过设置供需比、设置中长期交易比例要求等隐性的增加发电侧的市场力，提高市场的价格，增加发电侧相关市场主体的收入。
（四）在发电市场力控制方面相关政策的不一致
从前面的分析看到，市场中关于发电市场力方面的政策是矛盾的、不一致的，但这种矛盾是隐形的，一般很难发现。
一方面，考虑到发电侧集中度、存在发售一体企业等现状，不同地区的电力市场运行机构投入大量的人力、物力、财力，进行市场力控制方面的研究和能力建设。市场力控制的规则常常是显式的，在一些市场规则中，甚至直接认为所有发电都有市场力，在相关结算规则中将基于“报价”的结算公式改为基于“核定成本”的结算公式。
另一方面，考虑到许多发电承担有一些保供等社会责任，以及大型发电企业具有的较大的游说能力，市场规则中存在大量的、隐式的提高发电市场力、增加发电收入的规则，如前述的在中长期市场中进行供需比限制、中长期交易比例限制等规则。之所以说这些规则是隐式的，是由于，这些规则通常有多方面的目标，增加发电的市场力通常不是其主要的或最初的目标，而是这些规则的“副产品”，或者说“意想不到”的后果。
四、问题的根源分析
从上面的分析看到，问题的根源在以下方面。
1、本身发电侧的市场结构竞争性不足，发电天生具有一定市场力。在电网存在较多阻塞的情况下，这种情况更加加剧。
2、由于搁浅成本、外部性等原因，可能导致部分或全部发电企业在竞争的市场中无法收回全部的，合理的成本。
3、发电企业大多为大型国有企业，在市场规则、政策的制订中有较大的影响力。
4、电力市场相关规则、政策的制订中缺乏系统性、全面性的考虑。
5、前面2、3、4条原因，导致电力市场中会存在一些隐式的提高发电侧市场力的规则或政策。
6、市场中相关管制、补贴规则和政策繁多，市场价格中承担了多方面的目标，市场力监控的难度大。
7、当前用电需求增长放缓，供需情况宽松，发电侧的竞争加大，发电企业的经营压力增大，相互通过抱团等提高收益的动机增加。
以上方面的原因中，1是市场结构造成的，需要通过产业重组等方式解决，其他方面的原因，都在一定程度上与相关规则的不够优化和缺乏系统性有关：由于要解决搁浅成本、保供成本、外部性等问题，在市场规则中增加了一些交易量、交易价等方面的限制、约束，隐式的提高了发电的市场力。
这个问题如何解决呢？似乎是两难的问题。一方面，发电企业由于承担了一些保供等社会责任，需要保证或在一定程度上保证其成本的合理的回收。如果没有额外的政策和规则，部分发电企业可能无法保持正常的经营。另一方面，这些额外的政策和规则，在一些情况下提高了发电侧的市场力，不利于市场公平竞争，不利于市场的可持续发展。
四、建议
从上面的分析看到，市场力的原因可以分为两类，市场结构造成的市场力，以及市场管制等规则造成的市场力。
市场结构造成的市场力。对这类市场力问题，可以通过以下方面缓解其影响。1）最根本的方法是产权重组，以及引入新的市场主体，增加领域的竞争。2）产权和经营权的分离。在产权方面无法解决的情况下，可以通过产权和经营权的分离在一定程度上解决。比如，限制一些发电企业的售电业务。3）完善市场力监控等措施。
市场管制等规则造成的市场力。对这类市场力问题，可以通过“混合电力市场”的方法解决。这类问题的根源，是通过对竞争性的中长期市场的交易量、交易价的管制来实现一些政策目标，这些管制规则在实现相关政策目标的同时，也限制了市场的活力，在一定情况下可能增加部分市场主体的市场力。混合电力市场通过将建立专门体现政策目标的，与竞争的中长期市场分离的政策性的、政府主导的中长期交易（以政府授权合约、差价合约等形式存在），放开市场化的中长期交易，协调政府与市场的关系，在保证市场主导资源配置的同时，实现政府的多元目标。混合电力市场下，中长期市场与现有的中长期市场的主要区别在以下方面：
1）政府主导的中长期交易的目的是为了解决电力市场当前无法反映和解决的一些外部性价值、市场失灵等，成本根据解决问题的性质，由全体电力用户、部分电力用户或全体社会承担。政府主导的内涵主要在于政府确定交易相关参数的设置方式，包括总需求、交易方式、结算方式等，具体交易的组织可以委托第三方进行。
2）政府主导的中长期交易是与市场化中长期交易独立的一类交易，可以看为一种事前的产权分配，避免事后利益调整（如利益回收）造成的对市场效率的不利影响。
3）政府主导的中长期交易是发电侧单边的交易，不需要每个售电公司参与进行交易，一定程度上可以降低发售一体企业的市场力。
4）通过政府主导的中长期交易使得发电企业获得合理收入的基础上，可以放开市场化中长期交易和现货交易的相关量、价管制措施，提高市场的竞争性，促进不同类型发电机组的同台竞价，优胜略汰，通过市场引导长期投资。
五、总结
当前电力市场中出现部分经营主体违反市场交易规则、实施串通报价等问题，损害了其他经营主体的利益。这个问题的解决，无法通过简单的进一步加强对相关行为的监测和管制解决。
发电侧市场力问题的根源在两个方面，一个是市场结构缺乏竞争性，一个是缺乏系统性的市场管制政策和规则隐式增加发电市场力。需要从根本上分析问题产生的原因并寻找解决方案。通过混合电力市场的设计方法，可以一定程度上解决第二类市场力问题，促使市场可持续发展。
附：
国家能源局综合司关于进一步规范电力市场交易行为有关事项的通知
国能综通监管〔2024〕148号
各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家开发投资集团有限公司、中国核工业集团有限公司、中国广核集团有限公司、华润（集团）有限公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司，北京、广州电力交易中心，有关发电企业：
近期，国家能源局聚焦全国统一电力市场建设，先后组织开展了电力领域综合监管和电力市场秩序突出问题专项监管。在监管过程中，发现部分经营主体存在违反市场交易规则、实施串通报价等问题，损害了其他经营主体的利益。为有效防范市场运营风险，进一步规范经营主体交易行为，保障电力市场的统一、开放、竞争、有序，根据《电力监管条例》《电力市场运行基本规则》《电力市场监管办法》等有关法规规章，现将有关事项通知如下。
一、全面贯彻落实全国统一电力市场建设部署要求
（一）各经营主体、电力市场运营机构、电力市场管理委员会等要全面贯彻落实党的二十届三中全会关于全国统一电力市场建设部署要求，加快推动建设统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的全国统一电力市场，依法合规经营，不得利用市场力或串通其他经营主体在电力市场中进行排他性行为、不正当竞争。
二、持续推动经营主体合规交易
（二）各经营主体应自觉维护公平公正电力市场秩序，严格遵守电力市场规则及国家相关规定，依法合规参与电力市场交易，不得滥用市场支配地位操纵市场价格，不得实行串通报价、哄抬价格及扰乱市场秩序等行为。
（三）拥有售电公司的发电企业，不得利用“发售一体”优势直接或变相以降低所属售电公司购电成本的方式抢占市场份额，不得对民营售电公司等各类售电主体和电力大用户进行区别对待。
（四）电力市场管理委员会要充分发挥市场自律和社会监督作用，进一步强化市场内部自律管理，督促市场成员签订自律公约并规范执行。
三、着力规范市场报价行为
（五）各经营主体要进一步规范市场报价行为，综合考虑机组固定成本、燃料成本、能源供需等客观情况合规报价，推动交易价格真实准确反映电力商品价值。
（六）各经营主体原则上以市场注册主体为单位独立进行报价。各经营主体间不得通过口头约定、签订协议等方式串通报价。有多个发电厂组成的发电企业进行电能量交易，不得集中报价。
（七）发电侧、售电侧相关经营主体之间不得通过线上、线下等方式在中长期双边协商交易外统一约定交易价格、电量等申报要素实现特定交易。
四、定期做好市场监测分析
（八）电力市场运营机构要按照“谁运营、谁防范，谁运营、谁监控”的原则，履行好市场监控和风险防控责任，对违反交易规则、串通报价等违规行为依规开展监测，发现问题及时向相关派出机构报告，同时每半年向国家能源局及派出机构报送监测情况总结。
五、不断强化日常监管
（九）各派出机构要切实履行监管职责，综合运用现场检查、非现场监管等手段，及时发现扰乱市场秩序问题，督促相关经营主体认真整改。同时加大执法力度，对发现的违法违规的行为，依据《电力监管条例》《电力市场监管办法》等进行严肃查处。
（十）各经营主体、电力市场运营机构、电力市场管理委员会，如发现相关问题线索要及时向属地派出机构报告。重大情况相关派出机构按规定报国家能源局。
国家能源局综合司
2024年11月8日
