叶泽：如何进一步深化电力市场机制改革

从2002年国家发布关于电力体制与电力市场改革的五号文件开始，我国电力市场改革已历经21年。虽然电力市场体系越来越复杂，交易品种更加丰富，交易规模越来越大，但市场机制其中主要是价格机制却没有发生实质性变化，交易价格总体上以市场的方式却按政府管制目标或者在较窄的上下限范围内形成。与国外成熟电力市场相比，目前我国电力市场呈现特殊的扭曲状态。下面针对六个具体问题提出深化电力市场机制改革的六点建议。

建立“价格=成本”的市场价格形成机制

市场经济的基本原则是“价格=成本”，因为如果价格小于成本，企业不会生产，或者按边际收益递减规律降低产量直到“成本=价格”；如果价格大于成本，企业会增加产量争取更多收益，按边际收益递减规律直到“价格=成本”，才会实现资源最优配置。如果人为地限制价格，如价格“该高不高”或“该低不低”，都会产生额外的资源优化配置损失。实际交易价格与成本（即按市场经济规律形成的价格）差异越大，资源优化配置损失也越大。

“价格=成本”在电力市场中有着复杂的具体表现形式。假设电力供求平衡，在中长期市场中，价格等于相应周期的平均供电成本；在现货市场中，价格等于相应时段的边际供电成本。当电力供不应求时，价格等于用户失负荷价值或机会成本。当电力较小程度地供过于求时，价格等于供电变动成本。当电力严重供过于求需要机组停电时，价格等于发电机组停机综合成本。供求不平衡情景的价格形成，可以按中长期市场和现货市场进行进一步区分。

国外成熟电力市场一般只针对电力短缺情景，按用户失负荷价值设置很高的价格上限，如批发市场平均价格100倍的价格上限，根据市场理性原则，从有利于用户的角度不设置价格下限。市场主体在很大的价格变化范围内根据成本制定报价决策，电力市场机构在成本测算的基础上对市场主体报价的合理性进行检测和处置，使电力市场报价与成本相当，确保电力市场竞争处于最优效率的状态。国外成熟电力市场在价格上限很高的情况下，并没有系统地出现发电企业报高价获取超额收益的问题。

目前，我国电力市场没有开展发电成本、用户失负荷价值和发电机组停机损失等测算工作，也缺乏“价格=成本”的自觉意识。实际操作中，简单地把原先政府核定的不同电源上网电价当作平均供电成本，考虑燃料价格联动因素后形成了“基准价格（1+上下浮动比例）”的价格上下限。无论目前情景下这种办法形成的成本与实际成本是否一致，这种成本也只是年度平均成本甚至多年平均成本，原则上仅适用于中长期年度交易，不适用于月度交易，更不适用于分时段交易，尤其不适用于现货市场交易，完全不适用于电力供求不平衡的特殊情景。由于这个原因，目前我国中长期合同分时段分解或现货市场价格基本上参照政府目录分时电价政策执行，电力供求平衡状态对交易价格产生的影响很小，现货市场发现价格机制基本上不存在。

针对上述问题，建议政府相关部门组织、电力交易机构及相关机构，对电力系统分时供电成本、用户失负荷价值和发电机组停机综合成本等进行测算，形成电力市场交易的参数数据库及动态调整机制；明确不同电力市场、不同供求平衡情景下的价格形成机制，确保不同情景特别是极端供求平衡状态下的“价格=成本”，充分发挥电力市场价格机制优化配置资源的作用。基于分时供电成本和机会成本测算结果，在电力市场中设置市场主体报价合理性检测及处置机制，市场主体报价高于成本的按成本取值，报价低于成本的按报价取值。

完善现货市场下中长期合同分时段分解的建议

现货市场试点省份为了实现中长期市场与现货市场的衔接，要求市场主体在现货市场交易前（如D-3前）对中长期合同按一定的规则（如电费不变等）进行分时段分解或交易，并根据中长期合同分时段分解或交易结果与现货市场交易结果做差价合同结算。实际操作过程中，不仅市场主体参与意愿低，而且中长期合同分解曲线、价格与现货市场负荷曲线及价格吻合度低。

在集中式现货市场，中长期合同是只用于结算的金融合同，功能是规避风险；现货市场全电量物理出清，功能是发现价格和实现电力电量平衡。中长期合同分时段分解或交易相当于把金融合同物理化或现货化，与现货市场全电量物理出清重叠，这在理论上没有必要。实际上，按照现货市场主体电费结算公式，即“现货市场电量×现货市场价格+中长期合同电量×（中长期合同价格-现货市场价格）”。如果中长期合同价格经过分解或交易后与现货市场交易电量和价格一致，中长期合同价格-现货市场价格=0，中长期合同电量在市场主体结算中也就不起作用了。这样，在强调中长期合同也要通过分时段分解或交易释放价格信号的同时，中长期合同规避价格风险的作用也失去了。因此，集中式现货市场下不需要进行分时段分解或交易。中长期合同签约比例实际上是一把“双刃剑”。高比例中长期合同虽然有利于市场主体规避价格风险，但是会削弱价格信号；低比例中长期合同不利于市场主体规避风险，但却有利于释放价格信号。

以“日清月结”结算模式为基础，建议对集中式现货市场模式下的年度分月、月度中长期合同不进行日分时段分解或交易，而按月与现货市场交易进行差价合同结算，即市场主体批发市场月结算电费=年度分月和月合同电量之和×合同价格+（现货交易电量-年度分月和月合同电量之和）×现货市场加权平均价格。月内中长期合同交易参照执行。通过实际数据测算分析中长期合同分时段分解与按上述建议不分解的电费结果发现，中长期合同分时段分解会造成电费结算结果的不唯一性，由此说明中长期合同分时段分解不仅理论上不成立，操作上也不可能。

建立需求响应市场交易机制

2022年，国家提出电力“保供稳价”，各省按照“需求响应优先、有序用电保底、节约用电助力”的原则，制定和实施电力需求响应办法。一方面，目前，各省需求响应工作，除个别省外，均由省级政府相关部门组织，如省电力需求侧管理平台、智慧能源服务平台，甚至包括省级电力公司面向用户的信息服务平台等，电力市场与需求响应之间缺乏协调机制，甚至整体上处于独立或并列运行状态，在电力保供上没有形成合力，电力市场对需求响应资源的利用不够。另一方面，各省政府相关部门实施的需求响应补偿机制设计不合理，主要表现在：一是补偿标准明显高于市场价格，需求响应主体本是尖峰负荷的责任者，高补偿标准下却成了保供“功臣”；二是电力市场与需求响应不协调。有些省市需求响应补偿标准折算成电量电价达到5～20元/千瓦时，而现货市场价格上限只有1.5元/千瓦时。如果现货市场价格上限提高到5～20元/千瓦时，可能不需要启动需求响应；三是诱导有负荷弹性的用户不参与市场削峰，而是维持甚至增加负荷需求，这样会形成削峰响应时越“响应”越缺电或填谷响应时越“响应”越过剩的逆反效果。

借鉴国外经验，建议调整需求响应实施主体，将各省电力需求侧管理机构与电力交易机构进行资源整合，由各省电力交易机构统筹需求响应资源。统筹电力市场与需求响应机制特别是补偿标准设计，引入失负荷价值定价办法，完善现货市场价格上限形成机制，建立与现货市场相适应的需求响应交易市场，统一、充分管理和利用灵活资源，提高系统响应能力。以认识需求响应补偿机制与电力市场价格上限形成机制之间的关系为切入点，形成“电力市场优先，节约用电助力，需求响应配合，有序用电保底”的电力保供新机制。

建立零售市场比价竞争机制

目前，我国电力市场相对忽视零售市场。与国外零售市场售电公司向用户提供几百种售电服务电价套餐相比，我国电力用户相对“可怜”，售电公司仅提供最简单的中间商服务和按佣金及价差传导等收费方式。

明显落后的零售市场改革实际上反映了当前我国电力市场改革的认识误区。电力市场之所以取代传统的集中调度，是因为集中调度难以区别不同发电企业和用户的响应能力、成本和效用等，不能因此实施最优调度；而电力市场通过价格机制及信号让市场主体选择，通过菜单消费原理，解决了信息不对称的问题，能够比集中调度更有效地实现面向发电企业和用户提供最优的发、用电安排。相比批发市场，目前我国零售市场更加缺乏市场主体充分选择的机制安排。

借鉴国外普遍实行的基于比价信息网站的零售市场竞争机制，建议由政府相关部门组织，委托电力交易机构或者第三方机构具体实施，在零售市场建立比价竞争机制。具体做法有：一是比价网站的建设与运营。由电力交易机构将比价网纳入电力市场系统建设项目，可自营或者委托第三方机构运营，不向市场主体收费；网站要能够提供智能化比价服务。二是统一文本格式。由电力交易机构组织设计统一的售电公司报价文本格式、用户用电方案文本格式和比价信息报告文本格式。三是报价信息和比价信息的要求与使用。作为与用户结算的依据，售电公司的报价信息要真实可靠。比价网站提供的比价信息仅作为用户选择售电公司的决策参考，不作为用户与售电公司的结算依据，电力交易机构或委托的第三方对通过比价网站提供的比价信息不承担任何法律责任。四是建立售电公司报价和用户比价监管制度。考虑电力经营的公用性，售电公司必须提供报价，否则不得参与交易，甚至会被注销交易资格。不强制要求用户委托比价并进行比价信息决策，但要明确引导和督促用户比价。政府相关部门规定基于比价竞争的用户用电交易，等同于公开招标或竞争性谈判采购。五是建立相应的交易规则与市场监管制度。如售电公司公开报价信息虚假处理办法、不得串谋报价、比价信息有效期、用户更改售电公司周期与方便性、第三方机构管理、取消售电公司20%市场份额限制等。六是售电公司电价套餐设计。售电公司把零售市场与批发市场分开来，脱离价差传导模式，统筹产品（服务）、电价套餐及售电收入和购电成本，精心设计和制定售电公司自己的“目录电价”。

明确电网企业代理购电为市场电及相关政策建议

电网企业代理购电不同于电力市场购售电模式，也有别于传统的统购统销购售电模式。但在实际运行中，有些工作按统购统销模式要求，有些工作则按市场交易模式要求，没有形成一个独立、规范的购售电模式。以电网企业代理工商业用户购电为例，一方面要求电网企业按市场化方式为暂时没有进入市场的工商业用户购电；另一方面，又要求这些用户尽快进入市场。这样，就提出了用户进入市场的判别标准问题；电网企业市场化售电不是市场电，只有发电企业的售电公司和独立售电公司的售电才是市场电。这种根据售电主体而不是根据价格形成机制判断用户用电性质的做法既不符合经济规律，也不符合国家政策允许电网企业售电的相关规定。

实际上，在成熟的电力市场国家，用户选择哪种售电公司包括由电网企业售电是市场主体的权利，也是零售市场竞争机制的一种制度安排。如果其他售电公司服务好，用户自然会选择其他售电公司；如果电网企业售电好，用户选择电网企业也无可非议，除非国家政策明确不允许电网企业售电。进一步分析，以保底供电为核心的电网企业售电目前在我国电力市场中确实有存在的必要，除部分用户暂时还缺乏参与市场的技术条件外，由于交易成本等原因还有许多小用户面临没有其他售电公司选择的问题；另外，大量市场用户在转换售电公司的过程中需要提供保底供电服务，电网企业提供这种服务最适合。更重要的是，我国还有优先用电需要保障，以及优先用电与优先发电之间的电力电量平衡等问题，这些问题只有电网企业才能解决。

因此，建议按照价格形成机制确定用户用电性质，将电网企业代理工商业用户市场化购电纳入市场电，这样既符合经济规律和相关政策，也实现了全部工商业用户进入市场的目标，还以规范的形式满足了目前售电侧市场实际存在的多种需求。同时，建议根据国家《售电公司管理办法》第七条规定，明确由电网企业成立独立的售电公司，从事以保底供电业务为主营业务的售电经营服务。电网企业售电公司与发电企业及社会资本的售电公司在比价网上同台竞争，有利于促进售电公司开展增值性售电业务，为用户提供更多的选择权。政府对电网企业竞争性业务和管制性业务应实行独立监管。

统一全国绿电交易环境溢价标准的建议

根据国家相关文件，许多省份的绿电交易锚定燃煤基准价形成环境溢价。由于实际燃煤机组市场交易价格按基准价加上下浮动机制形成，相对于燃煤发电交易价格，绿电交易中的环境溢价实际上很难保证，有时会出现绿电价格低于燃煤发电交易价格的情况。据有关资料，2022年全国绿电交易价格与燃煤发电机组交易价格基本相当；全国范围内绿电交易环境溢价为零。

在绿电交易中，环境溢价形成机制是核心。把燃煤基准价作为锚定基准形成环境溢价，客观上无法保证环境溢价一定大于零。另外，目前绿电交易分省组织，各省环境溢价标准不统一也不科学。一方面，目前各省绿电证书由国家相关部门按电量单位统一核发，相同绿证电量的环境溢价标准却不同，这明显不合理；另一方面，各省出于保护本省用户利益的角度，会竞相降低环境溢价标准直至为零，这种机制违背了绿电交易的初衷。因此，有必要由国家相关部门制定全国统一的环境溢价标准。最后，绿电交易的环境溢价根据参与交易的新能源机组是否享受国家补贴而有不同的安排，没有享受补贴的机组可以获得环境溢价。这种机制虽然有一定的合理性，但却把环境溢价等同于补贴，并不合规。

建议由国家相关部门统一制定绿电交易环境溢价标准，在当年的中长期合同签订通知中明确。环境溢价标准可参考国家可再生能源基金附加标准、全国绿证交易市场、碳市场交易价格等核定，如0.019元/千瓦时。各省将绿电交易环境溢价的锚定标准改为相应月份的燃煤机组市场交易均价，绿电交易价格直接在燃煤机组交易均价的基础上加环境溢价形成。无论是否享受国家可再生能源基金补贴，所有环境溢价等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有。