前面两篇文章我们按照电力价格形成的顺序，“中长期→现货→零售→到户”，分析了有关分时电价的逐级传导。
这其中有市场交易结果、各级成本与收入之间的自然传递，也有一些市场规则的限制以及行政政策的要求。
用户行政分时电价政策目前存在的理由，我们在前述文章也提及过，有两点：一个是新能源电量的消纳，另一个是作为价格信号引导一些可能会调整负荷的电力用户来降低用电成本。
除此之外有些地区还会把这个用户侧的分时时段当成某些中长期交易电量的标范围参考，即以相同峰平谷时段的整体电能量块作为交易目标。
不过消纳和发展这两个需求之所以还需要依靠行政指令，我觉得都是一个核心问题依然存在，那就是目前各类市场所反映出的价格信号还不足以让用户调整负荷来自然地实现这两项目的。
充分的价格信号需要更加开放的市场，而并不算开放的市场想要有充分的价格信号就只能求助于行政命令。
今天的文章，我们梳理一下目前的一些限制，并脑洞一下未来开放市场的形态。当前的限制也必然有其存在的理由，未来的样貌也不会一蹴而就。而我也相信，当市场能够发出充分的分时信号后，行政分时电价政策兴许就会作古，让市场和供需关系来决定电力商品的真实价格。
批发侧市场的开放
目前批发侧市场的发用主体，都被要求签约一定比例的中长期合约，合约电量占比全年的实际上网电量或者用电量要被限定在一定的数值区间，否则要触发考核，并被回收超额收益。
中长期的交易窗口按时间划分有很多，这些交易窗口累积的交易电量都可以视为是中长期电量。
不过也有些地区单独把覆盖时间最广，而且组织时间最靠前的年度中长期合约单独设置签约比例。
前述文章《中长期分时电价》中我们分析了目前在中长期交易市场，为何没有明显的分时价格信号。除了交易电量多是基础负荷，本质上并没有分时使用的区分外，还因为存在分时交易的组织成本，以及中长期市场的价格限制等因素。
试想最终结算的电量中，很大比例参照的是中长期合约电价，而合约价格的分时区分度也不足，那么传导至最终结算结果上看也就不存在明显的分时价差。
而且高比例的中长期合约也就注定在现货市场中参与结算的电量不高，虽然现货市场具备更细的时段划分，也有更高的出清上下限价格，但因为结算比例的问题，也不能把分时结果完整地带到用户侧。
对于同属于批发市场中的现货市场，目前看某日某些时段确实能反映出天地板之间价格的差距，但放到整月中相同时段的均价并不一定还保有那样的价差（参考独立储能的价格捕获现状）。
而且多数省份的用户侧是以报量不报价的形式参与到市场中，市场出清的定价来自于发电侧，一定程度上出清地板价的决定者是新能源、出清天花板价格的决定者是火电机组，所以当地现货市场允许的申报价格和出清价格上下限一定程度上也就在影响最终的价格趋势。
如果说用户侧也是报量报价的形式，那么市场出清的结果就是发电侧的供给曲线和用户侧的需求曲线之间的交点，如果二者没有交点的话，那么则以供给量和需求量的小者为出清电量，按照供需双方在这个电量段上的报价取均值。
实际上目前报量不报价的现货市场设计出清价格上限时，也是参考了这方面的因素，一来是通过社会调研而得出的用户“失负荷价值”，也就是用户在电价高于多少时会引发较大需求弹性，进而选择不再用电。
以这个失负荷价值和全部发电机组理论上的最高边际成本取平均数，作为大致的出清价格的上限。
相当于说报量不报价的需求曲线实际上是一条以“失负荷价值”为恒定价格的直线，而允许申报的价格上限并非是火电机组实际边际成本的上限值。而是理论上“最大边际成本”与这个“失负荷价值”的均值。
所以从批发侧的角度来看，有如下几个因素在未来存在放开的可能。
（一）中长期的签约比例放开
一个自由开放的市场理应允许市场主体自主在中长期市场或者现货市场中进行电力的买卖。
如果一直要求中长期的比例，使得现货市场结算的电量较低，就算是全电量参与的现货市场，也和很难说中长期市场的价格可以与现货市场价格达成均衡。
如果放开了比例限制，可以自由选择，某个市场价格低就会吸引更多的需求量，而更多的需求量反而会提高市场的出清价格，那么两个市场之间的交易量就会来回转换，最后达到一种均衡状态。
（二）中长期分时价格的限值调整
中长期虽然承担着对冲现货市场价格风险的作用，但发用双方之所以能够达成中长期的差价合约，主要原因还是来自于对未来现货市场价格方向的判断不一致，或者在相同价格方向判断下的不同风险喜好。
既然电力本就带有分时的属性，那么双方签约中长期合约时是否要进行分时签约，以及签约多少价格理应自行选择。
倒不是说限价需要取消，一定程度的限价存在，尤其是在市场初期是可以控制整个市场风险的，但限价不能限制住市场主体对于价格的远期判断。
目前中长期可以签约的价格上下限远远低于现货市场，这就并不算是一个良好的限制。
（三）现货市场的价格限制
已经具备一定价差的现货市场价格限制还需要再放宽吗？年初的136号文中曾经提及放宽现货市场价格限制，其中上限提及参照各地尖峰到户电价。
之前执行了多年的尖峰到户电价也成为如今的试验结果，通过具体的尖峰到户电价然后反向逆价减去不该参与分时浮动的输配电价等其它价格部分，所剩的价格就可以对照为市场可以出清的价格上限范围。
当然，这个限价的放宽也要考虑到当地用户的经济承受能力，不过随着新能源电量的全面入市，未来更多新能源电量的加入可以降低更多时段的现货市场价格。但随之而来的调节资源需求也会越大，能够快速调峰、顶峰的资源在有限的运行时间内也要获取合理的回报，更宽的现货价差也就会必然存在，甚至出现稀缺电价机制也无需奇怪。
（四）用户侧的报量报价
只有双向奔赴才能得出真实的市场价格，尤其是作为需求方，何时用电，怎么用电，成本是多少都要逐渐纳入到企业整体的成本考量范围内。因为常年执行目录电价而丧失掉的电力价格的敏感性，也需要经历一段时间才能逐渐弥合市场的信息差。
而且如同发电侧电源要做好自身的成本核算一样，用电的企业也要衡量好自身的用电收益，毕竟社会福利最大化不是单方面的总利润或者总剩余最大化。
上述四点有些方面可能会很快就落实，但也有些方面的调整还需要时间来慢慢酝酿。
我们列举上述目前可能制约真实价格发现的目的并不是说一定要形成非常明显的分时电价差，而是想要看看在一个完全自由交易的市场是否真的可以反映出充足的价差信号。
倘若没有这样的信号，那也就代表着当地大多数时段是供需不紧张，既然什么时候用电都差不多，那么也就不需要调整负荷曲线了。
不过还是想提一点，那就是当前这些限制的存在一定有其存在的理由。高比例年度中长期合约的签约量要求，一定程度上是在维持火电的发电收益，但更深层是保供保稳的需要。
虽然其它国家电力市场的发展早于我国，一些经验可以借鉴，但像我们国家大电网的规模是其它国家所不具备的。那么就需要我们一边学习、一边摸索，一边试错，一边调整，在个过程里兼顾系统安全和市场发展。
电力市场是一个需要逐渐改良而带来改变的市场，而不是一个瞬间完成革命的市场。安全是第一要义，长期能源的供给安全和短期系统运行的安全同等重要。
零售侧市场的开放
批发侧价格的继续传导，绕不开零售侧，所以对应的零售侧市场也要有一些限制需要放开。
首先是零售套餐的设定方式，是否允许分时定价以及按什么样的规则来定价理应由售电公司和零售用户协商并达成一致。
不过市场初期，信息差往往在售电公司这边，用户对刚兴起的电力市场了解不多，所以暂存一定的机制限制来防止一些售电公司蒙蔽用户。
但随着市场开展的深入以及真正用户的逐渐觉醒，本就存在零售竞争的各售电公司之间也会优胜劣汰，不靠忽悠而是要靠真本事来签约客户。
售电公司并不是一个赚差价的二道贩子，而是工商业用户电力商品采购交易风险的承担者，如果用户觉得支付给售电公司的报酬不值，那么也可以自行去批发市场折腾，看看能够获得怎样的结果。
这就需要另一项放开内容，那就是工商业用户可以在批发用户和零售用户身份之间进行自由选择，这样即能够让这类用户真实地感受什么是电力市场，需要怎样的市场能力，同样也可以给售电公司带来另一个“竞争者”，批发用户的委托交易服务。
唯有这样，批发侧市场的价格才能有效且合理地向用户侧进行传导，而不至于被某些售电公司拦腰截住，屏蔽价格信号。
小结
电力市场尚处于初期，一切还是以稳定安全的电力系统运行为主，所以市场改革要循序渐进，不能一蹴而就。
虽然文中提及了很多未来或许会被调整的地方，但该不该调整以及何时调整都是不确定的，这仅仅是通过分时电价这个话题让我去反向思考目前为何不能通过市场形成分时电价反而还要依靠行政手段来制定分时电价的原因。
我国的电力市场也难以摆脱“双轨制”的特征，但这个双轨制的存在是因为在发电量和用电量中，始终会存在一些无法参与市场交易的电量（优先发电电源和居民农业用电量），而不是说一定要用“计划手段+市场手段”的形式来组织市场。
现阶段，一些行政计划手段还在做主，我觉得主要目的是在给市场建设初期加上一道防线，毕竟电力的现货交易如果组织不善，可能会影响系统的安全稳定运行，进而可能引发更加强烈的社会舆论。
这并不有助于市场的稳步发展，所以要给目前一些看似“限制”的政策予以理解，毕竟我们任何个体看待整个市场都是在管中窥豹，而且多少会带有自己的利益视角。
