八年改革，电力行业的“破”与“立”

2015年3月15日，中共中央、国务院印发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，在业内被简称为“中发9号文”。以中发9号文的印发为标志，中国掀开了新一轮电力市场化改革的序幕，时至今日已经8周年。在这8年里，我国提出了“双碳”目标，新型能源体系加速规划建设。能源转型发展与市场化改革“两期叠加”，我国的电力工业经受了前所未有的压力，期间经历了2021年煤炭供应紧张带来的电力供应“量紧价升”、2022年水电偏枯引发有效容量不足造成的大面积时段性供应紧张等困难，“初长成”的电力市场机制在其间发挥了调节供需、保障供应的作用，同时改革者们临危不惧、化危为机，充分利用问题暴露的窗口期进一步把市场化推向深入。面向可再生能源大发展的未来，借用李强总理概括中国经济预期的金句，来展望新一轮电改显得非常恰当，那就是“长风破浪、未来可期”。

回顾：制度草创，框架初成

中发9号文涉及了四项运营制度改革和一项投资制度改革，四项运营制度改革分别是发用电计划放开、输配电价核定、售电业务放开和交易机构独立，投资制度改革是增量配网业务放开。运营制度的改革相对进展较快，经过8年努力达到了一个制度草创、框架初成的状态，具体表现在以下六个方面。

现货市场。截至目前，第一批8个现货试点中，南方（以广东起步）、山西、山东、甘肃、蒙西已经开展连续结算试运行，其中山西已连续试运行2年，启动最晚的蒙西也已近1年，上述地区电力现货市场机制事实上已经彻底替代传统的计划调度机制；第二批6个现货试点均已完成模拟试运行，其中江苏、河南、湖北、安徽完成首次或多次结算试运行，整体来看，第二批试点基本上按计划有序推进；14个制定市场方案的非试点地区除蒙东、吉林外，均正在独立或跟随区域电力现货市场建设完善市场规则体系，其中河北南网、湖南、黑龙江、重庆、陕西、江西、天津、宁夏已完成首次或多次模拟试运行；另外，南方区域市场已经模拟运行近一年。现货市场的最大进展，是“无现货、不市场”的概念深入人心。回顾新一轮电改初期，中发9号文配套文件二《关于推进电力市场建设的实施意见》整体按照以现货为基础描述的市场体系，曾空转2年无法落地，直到2017年才开始落实，对现货市场建设的主流表述从“市场的高级阶段（暂时不考虑）”到中长期交易的“有效补充”，再到“市场的关键”，直到“市场体系的核心”，表述的变化说明真正的电力市场概念开始逐步深入人心，被行业广泛接受，包括很多运行人员从不感兴趣到积极支持，其中的艰辛和酸楚难以为外人道。不论过程如何曲折、蹒跚，正确的认知占据了主流，电力现货交易机制的推广标志着我国40年电力市场建设越过了门槛值，真正的市场体系开始在中国的大地上萌芽、生根。仅此一项进展，新一轮电改在市场机制建设方面已经远远超过之前的历次改革。

价格政策。截至目前，输配电价机制已经在全国范围内建立，已经经历了两个监管周期的运行，马上要进入第三个监管周期。输配电价机制的建立，改变了电网企业近70年“吃购销价差”的盈利模式，把自然垄断环节改造成了“高速公路”，这是国家对自然垄断环节监管机制的巨大改革创新，为发用双方直接见面构造了最基本的基础条件。在输配电价机制建立后，价格政策的改革转向了“解开市场建设的束缚”，2021年10月，国家发改委印发的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格[2021]1439号）是新一轮电改8年来最为重要的价格文件，1439号文明确了三件事，一是取消了煤电标杆电价制度，从制度层面推动全部燃煤发电进入市场；二是实现了交易价格的“能涨能跌”，首次在中国打破了“市场就是降价”的怪圈；三是建立了代理购电制度，使全部用户参加批发市场（居民、农业超过目录电价的部分市场电价作为政策性交叉补贴分摊给了全体工商业），实现了居民、农业以外的全部用户电价“随行就市”。这为当时处于“瓶颈”的市场建设注入了巨大的推力，足以使1439号文成为具有长期历史影响的重要改革文件，也证明了价格政策松绑对市场设计和建设走向成熟和完善的决定性作用。

市场衔接。我国电力系统与欧美电力系统构成有所不同，基于“全国一盘棋”的设计思想，近二十年来中国电网形成了以“专用通道+配套电源”为主要规划方式，“西电东送、南北互供”为电力系统运行特点的总体模式。我国现有电力市场设计均选择了与美澳模式相近的集中式市场，要求全部的需求和全部的供给共同在市场内定价，但是我国的远程送电制度，却造成了负荷中心地区需求侧完整，而部分供给在地区电网之外，也造成了送出地区供给侧完整，而部分需求在地区电网之外。真实的供需才能发现准确的价格，如果市场间交易与当地现货市场的衔接设计不好，会造成现货市场的功能受损。《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）明确要求“加强跨省跨区与省内市场在经济责任、价格形成机制等方面的动态衔接。”如何设计市场间交易与当地现货市场的衔接机制呢？国际上可供参考的经验有欧洲统一市场经验和美国的市场间交易经验（两侧引入贸易商）。由于欧洲统一市场底层的市场模式是分散式市场，所以其模式很难在国内落地，而美国的市场间交易底层的市场模式均为集中式市场，所以“两侧引入贸易商”模式作为市场间交易和当地现货市场交易衔接方式，几乎是国内市场设计的唯一选择。2017年，国家电网覆盖区域开始利用专用输电通道时段性空余容量，开展跨区省间富余可再生能源现货交易，尔后在此基础上将该交易升级为省间现货交易，覆盖国家电网和内蒙古电力公司服务区域（南方区域市场为统一市场模式，不存在区域内的市场间交易），在其规则中首次明确规定“省间电力现货交易卖方成交结果作为送端关口负荷增量，买方成交结果作为受端关口电源参与省内出清”，其中卖方“扮演”的“负荷”、买方“扮演”的“电源”即为两侧贸易商（承担市场衔接的经济责任，不改变调度流程）。国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司在《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改[2022]129号文）进一步明确“跨省跨区交易卖方成交结果作为送端关口负荷增量，买方成交结果作为受端关口电源参与省内出清结算”，129号文将跨省跨区中长期交易也纳入了衔接的范畴，至此以“各地市场+市场间交易”为主要特征的全国统一市场体系在制度层面基本形成。必须要说明的是，全国统一大市场于电力而言，并非一定要建立一个统一出清的中国电力现货市场，“多个现货市场（省或区域）+市场间交易”是现阶段最为现实的设计方案，实现电力要素按照价格自由流动才是其初心。

期货可期。我国目前全部市场模式设计都采用了集中式市场，集中式市场的特征就是中长期合同为财务性质的差价合约，不影响调度计划的形成，全部实际生产的电量（电力的使用价值）均由现货市场竞价生成。差价合约的主要要素包括参考结算点、分时价格和分时电量约定（用电负荷曲线），标准曲线差价合约的集中交易就具备电力期货的主要特征。电力期货产品的主要功能是为参与现货交易的市场主体提供避险手段，国外电力期货产品的推出一般和集中式市场同步启动，电力期货市场对电力市场的要求是必须有一个长期稳定运行的电力现货市场，否则电力期货将找不到结算的“锚”。中发9号文印发后，考虑到电力市场建设千头万绪，且当时电力现货交易的概念都没有普及，电力期货市场建设并没有列上议事日程，但是在2015年证监会的相关研究机构就引进了海外研究人员，开始与相关部门研究中国的电力期货，当时预计电力期货市场的自身准备需要6年左右的时间。过去的8年里，中国电力技术协会、郑商所、上期所、广期所等机构也一刻没有放松地在进行电力期货产品的研究。随着第一批试点的五个现货市场的事实上连续运行，近日中国人民银行会同原银保监会、证监会、外汇局、广东省人民政府联合印发《关于金融支持前海深港现代服务业合作区全面深化改革开放的意见》《关于金融支持横琴粤澳深度合作区建设的意见》，提出支持广州期货交易所建设电力期货市场，服务于合作区的绿色金融发展。至此，中国的电力期货交易机构已经有了眉目，可见中国的电力期货真正进入了“可期”的状态。

绿色价值。新一轮电改与“双碳”进程两期叠加，是我国的特殊情况，从国际经验来看一般是完成了市场化改革后，再进行绿色转型。因此，我国相关工作面临的压力要远远超过其他国家。我国为鼓励可再生能源发展，在计划体制下制定了对可再生能源最为有利的政策。电量、平衡、调节和有效容量四种商品，可再生能源仅能生产电量，却可以拿到和煤电一样的电价，还按照其成本与煤电标杆电价之差享受补贴。此外，可再生能源不需要承担电力系统的公共责任，电力调度机构必须为可再生能源预留足够的电量空间，其他电源必须无偿让出电量空间，并且还要无偿承担全系统平衡责任，特别是电力系统运行人员每天都要为95%以上的消纳率而“努力工作”。随着可再生能源的飞速发展，电力系统再也背不动日益增长的负担，市场建设的深入使可再生能源富集地区开始“试水”推动可再生能源参与电力交易，从中长期交易到现货交易，至今已经屡见不鲜。由于可再生能源不连续、不稳定的先天出力特性与电力系统连续、稳定、可靠的要求直接冲突，可再生能源在参与市场后，获得的真实价格要低于其在计划体制下按照成本加成核定的上网电价，为实现可再生能源的可持续发展，有关部门在努力寻找场外配套政策，在可再生能源的绿色价值上做文章，由此建立绿证和绿电交易制度，在电力市场之外通过二次分配支持可再生能源的发展，以期保证“双碳”目标的实现。

企业转型。电力系统运营机制的改变，必然带来企业的转型。随着网售分开的逐步推进，售电公司走上了历史的舞台。8年里，售电公司一开始仅从事“对缝”性质的中长期交易，协助用户购买优惠电，随着电力现货市场建设正规化，售电公司已开始为用户提供电力交易避险服务。随着售电公司的发展，电力用户从一开始“亲自”直接参加交易，慢慢转为通过专业化的售电公司参与交易，使电力用户直接交易逐渐成为了历史名词，售电公司现已成为用户侧的代言人。随着垄断环节成为“高速公路”，长期被统购统销“阉割”的销售功能回到了发电企业，使发电企业第一次获得了和其他生产企业一样“销售自己产品”的权利。发电企业在机构上逐步组建了售电公司、能销公司、运营中心、报价中心等专业从事电力交易业务的公司或机构；在制度上逐步建立适应市场需要的运营和考核机制；在规划上逐步摒弃传统的经济性测算方式，以现货市场价格预测为基础的连续生产仿真系统成为了规划的“新利器”；在人力资源开始重视电网运行、风险管理、宏观经济等专业人才的引进和培养，一大批年轻的交易人才脱颖而出，人社部承认的全国性电力交易员大赛成为从业者一年一度的盛会。年轻的售电公司和年轻的交易员，成为了新一轮电改最为坚定的支持者和拥护者，成为深化改革的基本动力之一。

展望：深化改革，任重道远

近一年，是电力市场建设非常艰难的时期，一方面欧盟陷入能源危机后，电力市场价格快速上涨，欧盟主要领导人不反思多年来激进气变政策引发的不恰当政府干预措施，反而屡屡“失言”甩锅给电力市场机制，称要改变边际定价理论，希腊、西班牙更是提出了“两段式”出清的“电力市场改革方案”；另一方面国内多项制定于计划制度下的政策迟迟不能松绑，造成电力现货市场建设被迫接受各种不合理的“边界条件”，市场设计有待完善之处已经十分清晰，电力现货市场建设试点的历史使命已经基本完成。两个方面原因造成国内出现了部分动摇市场化改革信心的观点，“‘老师’都出了问题，电力现货市场走不通”“新型电力系统下电源结构变化造成原有电力市场设计不再适应发展”“中国不能再次走入注定失败的市场化改革”“市场必然失灵必须加强政府干预”等等观点尘嚣日上，质疑新一轮电改基本市场设计和市场建设基本规律的声音层出不穷，各种脱离经济规律的“新设计”也不断产生。幸运的是，我国电力市场化改革的主管部门，坚持住了“四个自信”，遵循了基本的规律，顶住各种舆论压力，坚决推进市场建设，使中国的电力市场建设在这段日子里没有停滞，反而实现了全国范围内的铺开。

路遥知马力，子弹飞过以后，时间也给出了正确的回答。针对第一个方面的问题，历史的巧合也是历史的必然，欧盟新的电力市场改革在我国新一轮电改8周岁生日的前一天发布了改革提案，提案坚持边际定价理论、坚持电力现货市场统一出清，坚持以电力现货市场机制为核心的市场体系基本设计，仅对中长期交易的细节进行了完善，各种跟风的“电力市场失败论”观点不攻自破，有国际专家戏称：“欧盟领导人自己都没认识到其言论对中国电改造成的麻烦，比对欧盟市场的影响还大。”针对第二个方面的问题，必须看到我国的电力市场确实由于过多边界条件的存在，造成了目前市场设计出现了很多不得已的扭曲和不合理，即便是按照“一轨制”设计的蒙西市场也只能保证电力现货市场的设计基本没有问题，其他环节仍然做了大量的妥协。常有人问，我国的电力市场到底存在什么问题？这些问题是否有改变的可能？现在连续运转的电力现货市场建设试点做到了市场建设的什么程度？可能这么回答比较恰如其分：“电力市场本身基本上没有问题，新的猴王已经完成接班准备，老的猴王在考虑是否退出。”新的猴王指电力现货市场建立的网络约束下经济调度计划形成方式，老的猴王指的是各种不适应市场建设的政府规章文件。电力现货市场最终在运行层面上，实现的就是约束下的经济调度，连续运转的试点都已经建立了这套制度，由于市场出清软件必须考虑所有的潮流分布，所谓的边界条件如“没参加市场”的可再生能源发电和外来电，虽然没有报价，但是均以价格接受者的方式参加了出清计算，并且从出清系统中可以得到其应有的电价，只是原有的政府规章文件干预了结算，多拿或者少拿了市场发现的真实电费而已。各电力现货市场建设试点地区的“双轨制”产生的不平衡资金，就是这些原有政府规章文件进行市场干预的结果。

我们经常说的一句话是“市场发挥资源配置的决定性作用，同时要更好地发挥政府的作用”，但是怎么才算更好地发挥政府的作用，还没有标准的答案。市场机制有了，“更好地发挥政府的作用”绝不是更多地在准入、定价、结算等方面直接干预市场，“更好”指的是在市场之外发挥政府的作用，与市场机制形成互补。“无现货、不市场”已经被广泛接受，“唯管制、无市场”的低效也已被反复证明，需要约束引导有形的手放到该放的地方。下一步工作中，“更好地发挥政府的作用”起码要回答以下三方面问题。

市场化背景下如何做好电力规划？

规划、价格和运行管制是计划体制的三大基础制度，当价格和运行被电力现货市场机制改变后，就需要建立市场化背景下的电力系统经济性规划制度。电力系统经济性规划是指在保证电力系统安全性和可靠性的前提下，提出经济性最高效的规划方案，这里的经济性不仅指规划方案的投资，同样也包括规划方案对电力系统或电力市场带来的经济效益。如果投资高的方案效益不显著，则会造成社会资源的浪费，最终将提高电力用户的用电费用。经济性规划的目标就是找到投资效益比最高的方案组合，实现社会福利的最大化，在实现“双碳”的过程中，这一点尤为重要。

具体来说要在两个方面下功夫，一是建立电力市场长周期仿真技术能力。电力市场仿真已经普遍应用于国外电力市场的经济性规划领域。随着我国电力现货市场规模的不断扩大，传统的规划方法已经难以适应形势发展的需要，电量与电价等需要在市场竞争中产生。随着“双碳”战略的实施，风电与光伏发电等正在加速发展，系统的不确定性大幅提升，电力系统的运行方式将更加复杂。为了在规划过程中全方位考虑各个因素的影响，更加精确地对电源位置、接网位置、电网新（扩）建规模等进行评估，需要综合考虑电力系统运行和电力市场仿真的技术手段，对未来的电力物理运行和经济效益进行精确预测。二是建立标准和透明的经济性规划的数据体系。以自下而上的路径，以省为实体，构建省内的发电侧、电网侧和负荷侧的物理和经济的仿真数据系统，加大电网信息公开力度，需形成政府、发电和电网的联合工作组，共同进行数据体系的建立，为形成公平合理的规划方案奠定数据基础。

市场化背景下如何保证供应可靠？

间歇性缺电是近年来我国经济不得不面临之痛，而在保供期间高涨的市场价格又经常让有形之手难以自制，以“控制市场失灵”的名义蠢蠢欲动。当然这种情况不止国内发生，欧洲在能源危机中领导人的不恰当表态也是同样性质的行为。实际上，保供的艰难和保供期间高涨的市场价格，是结果而不是原因，这不是市场失灵，而是市场灵敏地反馈了有形之手放错位置所产生的失误。有观点认为“没有平时就没有应急”，保证供应和稳定市场价格的功夫在平时，而不是只在危机过程中强行干预市场，一者要依靠可靠性规划，二者要依靠市场化的容量回收机制，两者一体、缺一不可。两者共同决定了电价基础水平的高低，这是因为如果采用极端的100%可靠的规划方法，考虑到系统最高净负荷（95%以上）需求只持续很少（1%以下）的时间，那么会造成未来大量的有效容量闲置，导致社会资源的浪费和用户综合用能成本的升高。如果采用合理规划，但没有建设市场化容量回收机制，那么会造成有效容量投资动力不足，依靠“社会责任感”保供，那么保供只能一直“在路上”，限电保供和价格飞涨将持续性并存。

面向可靠性的规划是为了解决在未来何时、何地、建设何种类型和多大规模电源以满足特定可靠性标准。传统的可靠性规划主要是针对发电电源，更广义的可靠性规划也包括骨干输电通道规划、负荷侧可调节资源、储能设施的规划。可靠性规划的重要依据是可靠性指标，简单地说就是一年的限电小时，在达到可靠性指标要求的基础上，选择最经济的源网荷储的综合规划方案，而不是简单地分类型单独考虑某一类型的电气设备容量发展多少。举例来说，为实现“双碳”目标，在目标年要发展多少可再生能源，为达到供应可靠性的要求就需要配套多少输电线路、负荷侧调节资源、煤电等形成多种组合方案，可靠性规划就是要在这些组合中寻找最为经济的组合。

可靠性规划确定后，要通过设计市场化的容量回收手段获取相应的资源，市场化的基本要求是这些容量资源要遵循相同的规则，而非目前“一类型一规制”的传统方式。主要根据特定电源（主要是市场中的边际机组）的收入需求，在评估未来电能量（电力现货）市场收入的基础上，合理设计容量成本回收机制，以保障发电企业（负荷侧）投建电源（调节装置）的经济性。当然，在优先采取的市场化手段无法实现容量充裕度目标时，也可采取行政性手段强制国有企业建设容量资源，但需要事前做好成本分摊的设计。必须强调的是，可靠性规划和容量回收机制的模型必须一致。

市场化背景下如何做好电力产业政策？

我国目前执行的电力产业政策多发端于新一轮电改开始之前，由于当时没有成体系的电力现货市场、辅助服务市场和容量市场，而是执行统购统销的运行方式，国家统一按照成本加成核价，产业政策多表现为职能部门对各类型电源的优点和缺点进行判断，要么通过核价调整利益，要么要求各类型电源之间相互调整利益，基本上产业政策发挥作用都在电力系统运行过程当中。

随着电力市场改革的深入，特别是电力现货市场建设的铺开，电力市场本身能够清楚界定每个主体承担的责任和义务，各类型电源的优点和缺点都直观地表现在最终的结算电价上，产业政策如果仍然在广义的电力市场内发挥作用，或者产业政策硬要使某一受保护的电源停留在狭义的电力市场之外，那么产业政策在一定程度上就成了电力市场化改革深化的绊脚石。从电力现货市场试点的真实经历来看，产业政策松绑才能让电力市场健康发展，因此产业政策应根据市场建设需要进行主动调整。

为继续推动电力市场化改革，产业政策发挥作用的地点应当从市场之内，调整到市场之外。各类型主体首先要一视同仁，采用统一规则参与市场，通过电力现货市场、电力辅助服务市场和容量市场机制清晰反映每个主体应得收益，在此基础上，对于确需要国家扶持的特定主体或类型，根据其先进企业（成本较低、效率较高）成本收益要求和市场普遍收益之差，在场外给予政府授权合约（财务性合约）、财政补贴等支持性政策，彻底结束计划时代长期存在至今的“羊毛出在狗身上”“有毛病就该亏损”的奇怪现象。这样做，一方面可以实现通过市场机制筛选技术，避免过去人为指定技术类型形成产能大起大落的额外成本付出，另一方面也可以精确估计场外资金的总额，确保其在电力用户电价承受范围之内。

改革永远在路上。新一轮电改是中国式现代化建设必不可缺的体制机制改革之一，以电力现货交易为核心的电力市场机制是新型电力系统的“操作系统”软件，中国的新电改8周岁了，我们有理由相信电力市场化是早上八九点钟的太阳，正在冉冉升起，持续为电力行业的中国式现代化建设贡献力量！