电力现货市场的“中国化”实践分析

上海电力学院教授、原华东能监局市场处处长 谢敬东

中发〔2015〕9号文件颁布以来，我国电力市场化改革多方面推进，取得了积极进展和显著成就。2018年12月27日，继南方（以广东起步）电力市场后，甘肃、山西电力现货市场进入了试运行，国家发展改革委提出了在全国范围内加快推进电力现货市场建设的工作要求，进一步明确了下阶段电力市场化改革的重点方向和任务，标志着我国电力市场化改革进入了一个新阶段。

（来源：能源研究俱乐部 ID:nyqbyj 作者：谢敬东）

电力现货市场建设是一项涉及观念、技术、经济、管理、法律等众多领域的复杂系统工程，既要有改革的坚强决心和推动力，也要紧密联系当地的政治、经济和社会环境。由于我国国情不同，电力现货市场建设不能简单地拿来主义、照搬照抄，需要将国外的电力市场理论与实践经验进行中国化改造，否则可能“水土不服”、功亏一篑。

我国电力现货市场建设体系可以概括为“1+3”。“1”是指电力市场运营规则，“3”是指市场宏观调控、市场风险防范、市场运营监管。只有“1”没有“3”，就像日常工作不抓党风廉政建设一样，会出问题。

本文就电力现货市场建设中可能遇到的“中国化”问题进行探讨，希望引起各方高度重视并共同研究解决。

一

政府宏观调控与市场作用应相互促进

习近平总书记在论述发挥市场在资源配置中的决定性作用和政府作用的关系时指出，“看不见的手”和“看得见的手”都要用好，努力形成市场作用和政府作用有机统一、相互补充、相互协调、相互促进的格局。这也是我国电力现货市场建设中需要遵循的基本准则。

电力现货市场建设的目的就是要发挥市场在配置电力资源的决定性作用，但在此过程中政府的宏观调控是不可或缺的。在我国，市场配套的经济社会环境尚不完善的情况下，发挥政府“看得见的手”的作用尤为重要。电力现货市场宏观调控与传统的电力行政管理有以下区别：

一是基于理念不同。传统的电力行政管理强调的是“管”，通过加强管理实现对行业的控制；而宏观调控强调的是“调”，以优化调节促进市场更好地运营。

二是采取手段不同。传统的电力行政管理通常采取调整电价、改变计划等方式介入企业的生产经营过程，比较直接；而宏观调控采取调节供需、价格引导等介入方式，比较间接。

三是出手时机不同。传统的电力行政管理手段通常是事后出台的；而市场宏观调控一定是事前、事中的。所以宏观调控强调对问题的科学预判能力。

四是作用效果不同。传统的电力行政管理强调的是执行力，其效果是立竿见影的；而市场宏观调控起作用往往是滞后的，存在一个惯性过程。

电力现货市场的宏观调控，需要各地综合政府宏观调控要求、市场运营规则、市场运营的经济社会环境等因素，有针对性地研究确定具体的方式方法。

二

电力现货市场主体结构问题

按照市场中主体的多少，市场通常可以分为完全竞争市场、垄断竞争市场、寡头市场、垄断市场等四种类型。不同类型的市场效率和需要配套的政府管制资源不同。在设计电力现货市场时，首先要对市场主体结构进行研究后，有针对性地选取市场运营模式、确定市场运营规则、制定市场风险防范对策。这是一个不能忽视的步骤。

对于电力市场主体结构问题，国际上有一系列判断电力市场中市场集中度的指标，形成了一套评价指标体系，并对每个指标给出了普适性的评价标准。如最常用的HHI指数（Herfindahl-Hirshman Index），通常认为该指数在小于1800时市场具备充分竞争的条件。

但是，在我国电力现货市场建设中，如果套用这些标准来评价一个电力市场的可竞争条件时常常会产生偏差甚至错误，理由有以下几点：

一是我国现有发电市场主体基本为国有企业。无论是中央国有还是地方国有，由于其国有属性的考核机制与绩效评价机制不同，其经营行为与严格意义上的市场主体还是存在较大差异，导致参与电力市场所追求的目标不同，进而影响到发电企业的报价策略。

二是市场主体之间普遍存在参股现象。中央国有企业之间、中央与地方国有企业之间你中有我，我中有你，一荣俱荣，一损俱损，因此很容易在市场中形成利益同盟和战略同盟，市场竞争策略谋求的不是个体利益最大化，而是同盟利益最大化。

三是电力企业对政策存在巨大影响力。由于电力企业的资产经营规模大，同时还承担社会责任，对行业发展方向有巨大的推动作用。这些因素对政策制定产生重大影响。

电力市场主体结构问题是一个电力市场建设的基础性问题，需要进行“中国化”改造。近年来，在我国已经开展的电力用户与发电企业直接交易试点中，一些省份看起来市场主体足够多，用国外通行的标准衡量市场集中度指标也能够满足充分市场竞争条件，但是在真正运营过程中还是出现了不同程度的市场串谋现象，造成了不良影响，原因就在于衡量市场集中度指标的标准没有“中国化”。这是中国国情决定的。

解决这一问题可以采取两个思路：第一，对我国的电力市场主体进行改造，还原电力市场主体的市场属性；第二，针对中国特色，重新制订一套评价标准。从现阶段电力现货市场建设条件来看，采取后者的可操作性更大。

三

电力现货市场启动时机问题

任何国家电力市场启动都需要考虑时机问题。通常来讲，选择价格可能适度走低的时候启动电力市场，更容易为各方接受，利于市场平稳起步。由于对市场的接受程度不同，较西方市场国家而言，这一问题对于我国的电力市场建设来讲更为重要。

我国电力现货市场的启动时机选择应该避开以下几种情形：

一是电力供需形势相对紧张。供求关系决定价格，电力供需紧张将导致市场价格上涨。虽然近年来发电装机规模增长较快，电力供需总体宽裕，但不能排除存在时段性、结构性、环保约束下的电力供应紧张的可能。

二是电煤价格上涨导致电价上涨压力。市场化的电煤价格一定会传导到下游的发电企业成本，并对发电市场价格产生影响。

三是存在大规模新能源消纳导致电价上涨压力。为鼓励新能源快速发展，目前新能源发电上网价格相对于煤电来讲总体偏高，规模性消纳新能源将抬高平均上网电价水平，挤占发电行业的价格空间。

四是发电企业合理的价格空间受到政策影响而被挤压。近年来，发电企业价格空间的确定依据变得模糊化和政治化。一旦电力市场启动，被挤压的发电价格空间可能被释放出来并导致市场价格上涨。

上述四种情形可能不是单独出现，有时候可能是相互影响、相互作用。因此，要想找到几个条件同时满足的电力现货市场启动时机，需要市场建设者具备提前研判、把握机会的能力。需要指出的是，在行政计划面前，市场极其脆弱，因此电力市场不能承担过多的社会责任，更不能成为降低或提高电价的由头和借口。

四

电力现货市场的市场力风险防范问题

电力市场运营必定伴随着市场风险，其中最为突出的是电力市场力风险。电力市场力风险由于其形式多、影响大、防范难而成为众多市场风险中最需要重点防范的风险，因此电力市场力风险防范是电力市场建设不可或缺的重要组成部分。尤其是在我国，市场经济还处于不断完善阶段，市场主体的市场意识有待进一步提高，相关的法律法规还需进一步健全，社会对市场力风险的容忍度更低，电力市场力风险防范问题更为重要。

由于电力市场力风险与电力现货市场的正常价格波动之间容易混淆，对市场力风险的认定难度较大，但又需要慎之又慎，否则将影响到正常的市场运营而造成不良影响。市场力风险的形成通常有三个环节：利益串谋、利益分配、串谋约束。任何一个环节不能达成一致，市场力风险无法长期存在。因此，防范市场力风险可以针对以上三个环节采取必要的防范措施，有效降低市场力。

事实上，电力现货市场中，市场力风险的形式多样且变化多端，而且电力市场风险防范要为市场监管机构提供法律层面的监管依据，因此市场力风险防范需要结合市场主体结构、社会法律环境、电力市场运营规则作系统性分析和考虑。需要采取以下四个步骤：第一步是要进行市场力风险监测，系统性分析是否存在市场力；第二步是要建立市场力风险形式库或者称为风险认定指引，全面排查市场力风险可能存在的形式；第三步是要利用大数据分析技术进行市场力风险分析，分析市场主体行使市场力的可能性；第四步是要进行市场力风险机理分析，逻辑分析行使市场力的合理性。

电力现货市场中的市场力风险应该避免基于以下几种单一的标准来认定：一是价格高便是行使市场力；二是中标机会多便是行使市场力；三是成为边际机组的机会多便是行使市场力；四是获利多便是行使市场力。

五

电力现货市场运行管理问题

电力现货市场与电力中长期市场之间的本质区别在于确定电网运行方式的机制发生了根本性变化，由计划体制下的人为确定改为市场机制下的技术支持系统确定。电力现货市场带来的运行管理问题有以下几个方面：