從20世紀80年代甚至更早西方國家電力市場至今已經走過了40多年的改革歷程。雖然目前世界各國電力市場還有不少差異，未能像一般商品市場一樣形成大致相同的市場模式或標準電力市場設計（Standard Market Design），但是，從更多更好地發揮市場機制作用的角度看，西方國家電力市場多樣化背后的實質是基本相同的。我國電力市場改革從2002年開始至今已經近20年，特別是2015年國家進一步深化電力體制改革的九號文件發布后，我國電力市場改革不斷取得實質性進展。目前，各省年度中長期市場交易方案各具特色，交易品種和交易方式豐富多樣；8個省級電力現貨市場試點已經基本完成；2020年全國電力市場成交電量比例達到50%。可以說，目前我國電力市場框架已經初步形成。在這個階段，如果把目前我國電力市場放在國外成熟電力市場的大背景下做比較分析，可以發現，我國電力市場有許多特點、特征，與國外電力市場的差異還比較明顯。我們認為，準確認識電力市場的“中國特色”，對于我們正確判斷當前電力市場改革的成績與不足，更有效地推進電力市場深化改革十分必要。

電力市場改革設計的“中國特色”

過多考慮降電價等社會目標

雖然不同國家或地區電力市場改革的具體目標有不同的表述，但是，基本的內容是相同的，即通過在發電和售電環節引入競爭機制，在維持和改善社會利益的前提下，改進傳統政府管制由于信息不對稱等原因存在的低效率問題，同時提高供電服務質量。

目前我國電力市場改革目標在不同場合和不同層次上存在模糊甚至矛盾之處。我國在處理電力市場中經濟目標與資源目標、環境目標的做法與國外沒有實質差異，但是，在處理經濟目標與其他社會目標的關系時，卻相對更加偏重其他社會目標，如社會穩定和服務國家政策等。國家在電力體制改革五號文件和九號文件中強調要“充分發揮市場配置資源的基礎性作用”，“形成主要由市場決定能源價格的機制”，但是，國家宏觀經濟政策又要求降低電價，在省級電力市場交易方案設計中，降低電價基本上被作為市場改革的前提，許多省交易方案中甚至直接規定交易雙方按價差競價，電力市場改革的成果經常被簡單解釋為發電企業釋放紅利多少億元。

國外電力市場設計中不考慮其他社會目標，其實并不是否定電力市場或電力工業需要承擔其他社會目標，而是認為兩件事分開做更有效率，只有先充分實現經濟目標，才能更好地實現其他社會目標。目前我國把兩者融合在一起，比如，為了社會穩定采用電量和電價限制措施，讓低成本發電企業不能滿發和高成本發電企業也不失去市場，這樣，經濟目標和其他社會目標都在低水平上實現，與分開做產生的效果有很大差距。

不追求最大限度地發揮市場機制作用

國外電力市場改革的原則是最大限度地在電力生產經營環節、市場主體和市場范圍上實現充分競爭，通過向不同電壓等級用戶逐步開放批發和零售市場，在發電和售電環節全面引入競爭機制。即使在自然壟斷經營的輸配電環節，也探索通過輸電經營權引入競爭機制。

目前我國電力市場改革在作用范圍的設計上人為地設置了許多障礙。首先，通過市場電量的比例安排限制了市場競爭的范圍。盡管這種安排有體制過渡的考慮，但是，客觀上限制了競爭的范圍。其次，優先發用電計劃限制了競爭。國外電力市場考慮資源和環境目標有發電優先順序制度，但是，僅僅在市場制度層面上，我國將其上升到國家政策。特別是優先用電政策，人為地把市場競爭與供電義務對立起來，既沒有理論支持也與經驗不符合，進一步限制了市場競爭。另外，市場機制還能解決計劃體制不能很好解決的信息不對稱和動態性等問題，通過增加市場主體的選擇提高資源配置效率。我國電力市場設計中沒有特別明確哪些是計劃體制解決不好的問題，因此，在市場制度中沒有充分發揮市場機制在這方面的作用，比如目前我國售電公司主要靠賺取差價而不是改善用戶用電特性和服務質量獲利。

如果說計劃電量與市場電量的“雙軌制”考慮體制轉換的穩定性是合理的政策安排的話，那么，優先發電用計劃特別是優先用電計劃的合理性則值得反思。總體上講，優先發用電應該體現在市場制度上而不是國家政策層面。在國家核定適當的可再生能源補貼后，可再生能源企業是否發電是市場主體的選擇，國家政策應該主要體現在補貼政策制定上，而不是“保量保價”而且還要優先消納的市場行為上。目前的優先用電政策僅僅適用于用電緊張的特殊時間，在電力供應有保障的情況下，用戶優先用電本質是高可靠性用電，這種需要完全可以而且應該通過市場機制如支付高可靠性電價解決。目前的優先用電政策的實質是又要獲得高可靠性用電又不愿支付相應成本，把保障供電與優惠用電混同起來。售電公司的差價盈利模式不被社會認同原因很明顯，與什么要硬生生地加入這么一個中間層？目前的電力市場制度確實還沒有為售電公司提供合同能源管理等業務的空間。

發電企業市場主體功能缺失

擱淺成本是國外電力市場改革中提出的一個專門概念，指由于電力市場改革導致原來政府給電力企業的承諾發生變化而給電力企業帶來的損失。美國電力市場改革中，對擱淺成本進行準確計量后，以臨時電價方式向用戶征收后由政府補償給電力企業。解決擱淺成本問題后，所有電力企業就處在了市場競爭的同一起跑線上。

目前我國電力市場改革存在的許多問題與擱淺成本的處置有關。首先，2002年五號文件中曾經提出“處理電力體制改革中的擱淺成本”，但是，后來沒有提出具體辦法。我國電力企業都是國家所有，電力市場改革前國家對發電企業的承諾如標桿電價等和電力市場改革后給發電企業造成的損失對每個發電企業都不相同，每個發電企業承擔的社會義務也不同，相同裝機容量的電廠有的員工超過1000人，有的則只有不到300人，每個發電企業在電力市場中的起跑線不一樣。擱淺成本大的發電企業就會在市場競爭中尋找政府特殊支持，這樣就出現了市場機制的不徹底和一些特殊的電力市場政策如針對某類發電企業的電價補貼。其次，電力市場原本是要通過市場競爭壓力迫使企業降低成本提高效率，在擱淺成本沒有解決的前提下，不同發電企業在市場競爭中的績效難以客觀評價，市場競爭所產生的贏利和虧損都是政策性贏利或虧損，發電企業參與電力市場實際上沒有激勵和約束機制。

沒有明確市場主體特別是國有發電企業參與市場競爭的前提條件，電力市場競爭至少在發電側是沒有效率的，即不能產生相應激勵和約束機制。擱淺成本的處置辦法表面上看對國有企業來說沒有必要，實際上，卻是塑造市場競爭微觀主體的基礎。如果國家不解決這個問題，電力市場競爭就不可能真正有效。在目前發電企業整體盈利狀況不好的情況下，之所以電力市場還能降價，不是市場機制的作用結果，而是國有發電企業響應政府號召的結果。

電力市場模式的中國特色

市場與計劃“雙軌制”

國外電力市場改革過程中，傳統的以政府管制價格成交的電量會隨著電力用戶的逐步開放而逐漸減少直到消失。所有電量都以市場方式成交是電力市場改革的基本要求和目標。

我國即使取消傳統意義上的計劃電量，如果考慮優先發用電計劃，由于這部分電量實際上采取了傳統計劃電量管理和政府定價的方式，因此，可能在很長的時間內，我國電力市場仍然存在計劃與市場并存的“雙軌制”。“雙軌制”特征可以只體現在量或者價上，也可能同時體現在量和價上。很難想象在電力市場中有一部分發電電量是“保量保價”優先成交的，同時也有一部分用戶是按用電需求和政府定價必須得到滿足的。

“雙軌制”的形成有經濟管理體制的原因，國家宏觀經濟管理要求保證重要主體的利益；也有擱淺成本處置的原因，通過計劃電量可以部分解決擱淺成本問題；另外，還有理論上的原因，如把保證供電與計劃機制等同起來，與市場機制對立起來，這完全是誤解，市場機制比計劃機制能夠更好地保證和改善供給，這是我國改革開放的基本經驗。云南省2021年電力市場交易方案中還提出了優先發電與優先用電對口平衡的處理辦法，指出“當一類優先發電無法滿足省內優先用電需求存在缺額電量時，可由云南電網公司作為市場主體或委托具備交易資格的售電公司通過市場化方式對缺額電量進行購電，并按規則進行結算。”這樣規定可能在結算上有必要，但是，卻完全誤解了優先發用電計劃的實質。

交易品種不按時間序列組織

國外電力市場交易品種按時間序列組織。首先分為中長期交易和現貨交易，然后，在中長期中分為多年交易、年度交易、月度交易和周交易等；在現貨市場中分為日前交易，小時前交易和實時交易。為什么交易品種按時間序列由遠及近地組織和實施？根本原因是為了電力市場供求實時平衡提供制度保證。時間由遠及近，市場主體對市場供求平衡、生產成本和消費價值等信息掌握越來越準確，通過由遠及近的多品種市場交易，市場主體能夠根據最新信息不斷做出合理的生產和消費決策，實現最優的電力供求平衡。按時間序列組織交易品種反映了電力市場客觀規律。

我國電力市場交易品種從一開始就沒有按照這個思路進行整體設計和規劃。我國從電力市場改革試點出發，先有直接交易、發電權交易等交易品種。國家出臺《電力中長期交易基本規則》對各省電力交易品種有一定的指導作用，但是，由于對交易品種設計的客觀規律認識不充分等原因，根據2021年部分省級電力市場交易方案，不同省交易品種設計的合理性程度差異較大。福建省明確“中長期交易總體按照年度、月度及月內三種周期安排”。貴州省分為省內電能量交易，周邊跨省跨區電能量交易，合同電量轉讓交易，電量互保交易，省內發電權交易和其它交易，省內電能量交易再按時間序列細分。湖北省分為年度、月度和特色專場交易等。目前我國電力市場交易品種并沒有嚴格按時間序列的邏輯設計。由于沒有區分中長期市場與現貨市場在供求平衡方面的功能，為了體現電力市場供求平衡的特殊性及市場交易的公平性，許多省在中長期交易中探討了模擬現貨市場交易的做法，如分時段電力交易和帶曲線電力交易等。

為什么國外電力市場交易品種都按時間序列設計，而我國電力市場不遵守這個規則同時并沒有影響電力市場平衡？原因很簡單，因為我國市場交易電量只是部分電量，大部分計劃電量可以用來平衡市場。不過，我們必須知道交易品種按時間序列設計的科學價值。實際上，不僅交易品種設計，也包括集中式和分散式交易模式的選擇，由于有計劃電量可以用來作為市場需求與合同電量之間差異的平衡機制，兩種模式之間的差異也模糊了。

省內與省外雙重市場分割

國外電力市場以最大范圍內的統一市場為目標，在有技術或者社會經濟原因限制的情況下也要形成共同市場。按照完全競爭假設，只有更多的市場主體參與，而且在相同的交易規則下競爭，才能形成最有效率的市場。由于市場分割會限制和排除競爭，世界各國包括我國反壟斷法律或者競爭政策都禁止各種形式的銷售市場分割和妨礙商品在地區之間自由流通的行為。

我國跨省跨區交易一直存在“省間壁壘”。即使沒有直接的交易限制，目前大用戶和發電企業直接交易很少在跨省跨區之間發生，只能委托省級電網企業代理交易，往往代理交易產生的收益還不能在相應的市場主體之間分享。如湖南省對2018年祁韶直流購電產生的價差空間，規定“40%用于省內重點企業和貧困縣參與市場交易的企業，40%用于除省內重點企業和貧困縣企業以外的參與市場交易的全體企業，20%用于補償發電企業”。跨省跨區電力交易的市場機制還不健全。更值得關注的是省內隱形的市場分割現象。四川省2021年電力交易組織方案中把交易品種分為批發交易和零售交易兩類，其中批發市場交易品種分為常規直購，留存電量，戰略長協，水電消納示范，富余電量，低谷棄水，清潔替代（電能替代、自備機組停發替代、居民豐水期電能替代、燃煤火電關停補償），合同轉讓交易；零售市場交易品種分為常規直購，留存電量、戰略長協，水電消納示范，富余電量，低谷棄水，清潔替代中的電能替代、自備機組停發替代。每個交易品種有不同的交易場景、交易主體和交易規則，相當于把一個完整的市場分割成了很多個子市場，或者至少沒有按省內統一市場原則構建。

按照競爭政策的邏輯，省內統一市場和全國共同市場應該成為目前我國電力市場建設的明確目標。事實上，由于計劃電量的平衡機制作用，電力市場交易可以不需要太多考慮平衡的需要，市場交易可以設計得更加簡單，盡可能有相同的市場主體，執行相同的交易規則，完全按統一市場模式建設和運行。

基于量、價控制的電力市場風險管理機制

由于電力市場交易規模很大，價格的很小變化也可能引起收入或利潤的巨大變化，因此，電力市場風險管理機制是國外電力市場制度的重要內容。總體上看，國外電力市場風險管理機制主要有兩個方面：一是利用金融市場和金融工具包括期權期貨市場和差價合同等進行風險管理；二是由于現貨市場價格變化相對更大，更多電量采用中長期交易也能夠相對規避風險。

目前我國電力市場僅有中長期交易，其風險管理沒有采用國外普遍采用的金融市場和金融工具方式，而是采用直接限制成交價格包括使用價格上限和下限管制和限制投標數量如規定供需比的方式來進行市場風險管理。目前，我國電力市場成交價格基本上按照政府的降價預期成交，發電企業不管成本高低，只有系統性的降價風險，沒有成本高或者投標決策失誤的個體風險。

這種風險管理機制通過限制市場競爭實現，本身是對電力市場改革的否定，而不是補充。為什么會形成這種特殊的電力市場風險管理機制？主要原因有兩個方面：一是不同發電企業擱淺成本沒有明確處置過，市場競爭條件不明確、不統一，價格和成交數量限制可以緩解擱淺成本大的企業的虧損；二是政府為了維持社會穩定，不愿意看到任何國有發電企業陷入風險，國家對西北各省火電企業產權的集中化調整就反映了這一點。

市場價格信號與容量投資沒有建立聯系

為了保證電力市場改革不會影響電力供應，國外電力市場特別注意通過市場交易價格信號引導投資，確保電力市場能夠實現長期均衡。除容量市場外，電力期貨市場價格、中長期交易價格，甚至包括現貨市場價格都能夠傳遞投資的價格信號。對于資本技術密集的電力工業，基于電力市場價格信號的理性的容量投資機制能夠同時避免投資不足與投資過剩兩種極端狀態，提高動態資源配置效率。

我國電力市場價格信號總體上與電力投資沒有建立客觀的邏輯聯系。長期以來我國發電企業主營業務虧損或者微利，但是發電投資并沒有受到方向性影響，比如低電價就少投資甚至不投資，國家發電投資整體上仍然保持較高的水平和增長速度。電網企業也一樣，雖然由于降電價電網企業盈利大幅度下降，絕大多數省級電網公司處在虧損狀態，但是，電網投資也保持較高水平。

如果電力投資失去價格信號引導，一方面電力市場引導資源優化配置的功能不完整；另一方面，電力投資勢必要回到政府計劃或規劃引導，傳統計劃管理的風險可能出現，并產生投資不足或者投資過剩問題。

電力市場交易規則的中國特色

過分考慮產業政策的市場準入制度

國外電力市場中市場主體根據電力市場模式如批發電零售市場和技術條件如電壓等級等逐步成批次進入市場。市場改革具有強制性，也沒有計劃和市場“雙軌制”，市場主體進入后沒有像我國這樣轉入計劃電量“軌道”的退出問題。市場進入只考慮競爭政策，不考慮產業政策。英國電力市場改革包括市場化、自由化和私有化三項內容，其中的自由化主要指自由進出電力工業，如投資或股權轉讓；自由進出市場如有批發、零售用戶或保底供電用戶的選擇權。

由于政府對電力市場的影響，目前我國電力市場是確定性的降價市場。對發電企業而言，進入市場產生確定性的損失；對用戶而言，進入市場獲得確定性的收益。這樣，發電企業為了獲得市場電量不得不進入市場，所有用戶都選擇進入市場。在市場電量相對有限的情況下，選擇進入市場的用戶就成為政府參與電力市場改革的重要工作之一。雖然近年來隨著市場電量比例的增加，技術條件允許的用戶參與電力市場的比例越來越大，但是，在市場準入方面仍然還以是否符合產業政策為主要依據，比如幾乎各省都對戰略性新興產業用戶實施了優先準入。

從電力市場改革初期電力直接交易方案的國家審批，到目前省級政府對市場進入用戶的核準和發文，我們利用產業政策限制競爭政策的結果，只會進一步降低市場機制作用的發揮。電力市場制度本身就有創造公平自由競爭環境的義務，但是，除市場準入的政策干預外，目前許多省對用戶退出市場采取了行政性懲罰措施，如貴州省2021年電力市場交易方案規定“自愿參與市場交易的電力用戶，原則上不得自行退出市場；無正當理由退市的電力用戶，由為其提供輸配電服務的電網企業承擔保底供電責任。電網企業為電力用戶供電的保底價格在電力用戶繳納輸配電價的基礎上，按政府核定的目錄電價的1.2倍執行”。通過直接執行更高的政府電價限制用戶退出好比我們進商場不買東西就要罰款一樣，也不符合競爭政策的要求。

價差競價規則

電力市場價格形成機制是微觀經濟學的核心內容，包含十分豐富和深刻的經濟學思想。在完全競爭假設下，供給曲線與需求曲線相交形成的市場均衡價格被證明是使社會福利最大化的價格。國外電力市場價格形成機制無論統一出清價格還是按報價支付，都根據這個原理設計。現貨市場價格形成機制由于無法即時獲得用戶需求曲線信息，所以采用發電成本最小化或用戶福利最大化形成價格。

目前我國各省電力市場交易中都采用了集中撮合交易方式。許多省集中競價交易規則中明確要求發電企業按與標桿電價的價差報價，用戶按與目錄電價的價差報價，這樣，發電企業按價差從大到小排序形成供給曲線，用戶按照價差從小到大排列形成需求曲線，價差大的發電企業與價差小的用戶按一定規則優先匹配成交，直到用戶需求全部滿足。這種價格形成機制是我國電力市場的創造發明，如果用經濟學原理分析這種價格形成機制，在發電企業沒有利益平衡硬約束的前提下，這種價格形成機制將會導致發電企業降價或讓利最大化，或者從另一個角度即用戶福利最大化。

價差競價規則可以從經濟學上給出一定程度的解釋。假設所有發電企業在電力市場中有相同的邊際收益，發電企業按降價幅度由大到小的排序自然變成成本從小到大的排序，這樣就與微觀經濟學價格形成機制中供給曲線的原理相一致。假設用戶支付的電費成本與用戶的效用成正式，用戶按目錄電價降低幅度由小到大排序就等同于用戶效用從大到小的排序，這樣又與微觀經濟學價格形成機制中需求曲線的原理相一致，因此，在一定假設下，價差競價規則與微觀經濟學價格形成機制有相同的社會福利最大化效果。

平衡利益而不是抑制市場勢力的價格監管機制

由于電力工業存在顯著的規模經濟效應，電力市場自然難以滿足完全競爭的原子假設；另一方面，技術和安全因素對電力市場運行影響很大，市場主體有很多私人信息；再加上重復博弈等因素容易誘導默契性合謀。國外電力市場在充分發揮市場機制作用的同時，非常重視市場勢力的監管，有許多專門針對市場勢力的市場制度和交易規則，如價格上限制度等。

我國許多省電力市場交易方案中不僅有價格上限，而且還有價格下限，而且對每個交易品種都分別設置價格上下限。如2021年貴州省電力市場交易方案規定，“根據當期市場交易情況，為規避電力市場價格大幅波動的風險，對集中競價和掛牌交易限制最高、最低報價，最高不超過0.50元/千瓦時，最低不低于0.25元/千瓦時。”同時，“分時段價格實行‘基準價+上下浮動’機制，平段交易價格由發用電雙方協商確定，并作為基準價；峰段交易價格在基準價基礎上上浮最高不超過5%；谷段交易價格在基準價基礎上下浮最高不超過8%。”很明顯，這樣的價格上下限規定不是為了抑制市場勢力，而是為了平衡利益差異。這種價格監管機制還延續到了現貨市場試點中，我國現貨市場試點方案中都提出了價格上下限，如廣東現貨市場價格上下限分別為1.0元/千瓦時和0.0元/千瓦時，比中長期市場價格上下限范圍更大一些。

電力市場的本質在于通過競爭形成的價格信號引導資源優化配置，而不是平衡利益。電力現貨市場本來就是為電力市場瞬間不平衡特別是瞬間的過大需求和過剩供給造成的不平衡提供價格解決方案，價格大幅度變化是市場機制充分作用的結果，是電力現貨市場的本質特征。國外電力現貨市場價格上限是批發市場價格的30左右，我國卻只有3倍左右。國外現貨市場價格上限根據機會成本定價，以全年10萬多個（3×96×365）現貨市場出清價格的最高值為依據，超過這個價格被認為有市場勢力操縱，通過價格上限管制加以限制。我國現貨市場價格上下限參照會計成本確定，沒有讓市場機制充分發揮作用，價格該高時不高，該低時不低，價格上下限限制的不是市場勢力，而是瞬間利益不能偏離平均利益太多。國外電力市場價格監管主要針對市場主體全年收益，允許有每天不同時段、季節的收益變化；我國電力市場價格監管則針對市場主體每天甚至每15分鐘（現貨市場一個競價周期）的收益，幾乎不能有每天不同時段和不同季節的變化，這與電力市場需求在一天內和不同季節的較大變化明顯不匹配。

獨有的產量出清機制

國外電力市場有價格形成機制，在出清價格上市場主體按全部生產能力或全部需求生產或消費相應的數量，除非有輸電堵塞或者安全校核沒有通過等原因。

為了在計劃電量和市場電量之間進行平衡，同時避免一家發電企業獲得太多的市場電量份額，許多省電力市場交易方案中在價格出清機制外還設立了產量出清機制，如山西省2021年電力市場交易組織方案中規定，除長協交易及戰略性新興產業用電交易以外的所有入市電力用戶參加的普通交易“每次組織均設置火電企業可交易電量與需求電量的供需比K:1。供需比K值根據上年度發電側平均利用小時數、批發用戶或售電公司上年度實際用電量及2021年用電增量、市場交易均價等因素，由電力市場管理委員會在11月底前提出并報省能源局，由省能源局會同山西能監辦研究確定”。這就是說，發電企業在電力市場中投標的產量不是全部生產能力，也不是扣除計劃電量后的市場比例電量，與上年度發電側平均利用小時等因素有關。如果只考慮上年度發電側平均利用小時，就意味著每個參與市場的發電企業即使成本或投標價格很低，也不能“吃”其他發電企業的市場份額。

我國電力市場由“供需比”表示的產量出清機制顯然又與發電企業的擱淺成本處置不到位和政府對電力市場的其它社會目標考慮有關。但是，這樣做的結果又限制了市場機制作用的發揮，使電力市場進一步背離了電力體制改革的真正目標。

深化改革首先要讓市場機制充分發揮作用

目前我國電力市場的特色歸納起來就是用市場的手段解決本應該用政府管制解決的降電價等社會問題，目標與手段不匹配，效率低，實際效果按照成本收益法計算可能為負值。電力市場深化改革的主要問題不是建設現貨市場，而是首先解決市場機制作用發揮不充分的問題。市場機制建設的切入點一是政府轉變觀念，把市場競爭與實現社會目標分開，真正放松電力市場管制，讓市場機制充分發揮作用，然后再用市場競爭的效益解決社會問題；二是明確擱淺成本處置結果，構建國有發電企業市場主體地位和競爭機制。

本文刊載于《中國電力企業管理》2021年01期，作者供職于東北財經大學產業組織與企業組織研究中心、長沙理工大學電價研究中心，本文得到教育部人文社科重點研究基地重大項目“競爭政策在電力產業的適用性與難點問題研究”（18JJD79001）資助