叶泽：电力市场中价格稳定与充分竞争的关系及其政策建议

目前，我国电力市场改革似乎陷入了价格稳定与充分竞争的“两难”困境中。2022年8月，国家电网系统省间现货市场极端高价及电费分摊压力使市场目标从充分竞争退回到价格稳定，省间现货价格上限从10元/千瓦时调整到3元/千瓦时（据说实际按1.5元/千瓦时执行）。各省现货市场的价格上限只有1.5元/千瓦时，说明各省电力市场更加强调价格稳定。一方面坚持推进电力市场特别是现货市场改革，另一方面却又不允许充分竞争，让价格按照经济规律变化，这样自相矛盾的做法使电力市场特别是现货市场改革形式化。如何正确认识电力市场价格稳定与充分竞争的关系并做出合理的政策选择，是当前我国电力市场深化改革必须正视和解决的问题。笔者认为，目前我国电力市场价格稳定与充分竞争的“两难”矛盾是人为造成的。从统计学角度，价格稳定关注价格均值，而充分竞争则强调价格方差。均值与方差的大小并无必然矛盾，充分竞争（大方差）并不必然地导致价格不稳定（均值出现较大变化），甚至可能出现价格降低（更低的均值）。因此，电力市场价格稳定与充分竞争不仅没有矛盾，而且还应该是动态统一的。目前，我国电力市场改革在缺乏科学测算与分析的基础上，根据经验甚至主观判断简单地做了相反的理解和政策选择。遵循市场经济规律充分竞争，放开电力市场特别是现货市场价格，以年度交易均价作为价格稳定目标，系统调整相关政策和主要市场规则，是电力市场深化改革的必然选择。

电力现货市场价格为什么变化大

政府决策者可能是把电力市场价格变化与石油、煤炭等市场价格变化等同起来制定政策，如燃煤机组市场交易价格在基准价的基础上按20%上下浮动等。而事实上，相比于石油、煤炭市场价格变化，几乎所有的市场因素都会导致电力市场特别是现货市场价格发生更大变化。根据系统分时供电成本变化和市场竞争规律，电力现货市场交易价格在一天内各交易时点可以成百倍地大幅度变化，而石油、煤炭市场价格则不可能发生这种变化。

引起电力现货市场价格变化的市场结构因素

一是电力负荷需求的巨大变化。与石油、煤炭等短期内相对稳定的需求相比，电力负荷需求可以由于天气原因在一天之内甚至几小时之内提高或降低30%~40%。电力工业资本密集，较大的生产能力变化必然导致不同时间单位电量容量成本的相应变化，并在市场交易价格中反映出来。比如全年95%最大负荷的利用小时数可能只有100小时，5%的全部容量成本再叠加其余时段分摊的容量成本后，单位电量的容量成本是其余时段，如低时段的单位电量容量成本的87倍（8760÷100）以上。

二是电力供给刚性和需求响应技术限制。与石油、煤炭等相比，电力供给刚性特征更加明显。受自然因素影响产生的供给不确定性更大。电力生产经营的同时性和生产的技术因素也增加了用户及时响应价格变化的困难，使需求短期刚性特征比其他能源更加明显，从而引起了供求不平衡状态转换及价格大幅度变化。

三是缺乏存货平衡供求和平抑价格变化机制。石油、煤炭可以储存，买卖双方可以根据市场价格变化调整存货数量并在一定程度上迅速平抑价格变化。电能无法储存，抽水蓄能和化学储能虽然具有存货的作用，但是由于技术原因，其有效性远远不如石油、煤炭存货。这也是不能把电力市场价格变化与石油、煤炭市场变化等同起来管控的重要原因之一。

电力现货市场价格形成机制

我国电力市场相关文件虽然强调电力市场价格形成机制，但却从来没有系统地明确过市场价格究竟按什么规则或方法形成。比如最近出台的《电力现货市场基本规则（试行）》（发改能源规〔2023〕1217号）指出，“市场限价应综合考虑边际机组成本、电力供需情况、失负荷价值、经济发展水平等因素，经科学测算后按规则规定合理确定，并适时调整”。但是并没有明确不同市场限价的具体计算方法。相反，我国电力市场特别强调竞价方式，以为价格就是竞价方式决定的。与一般商品市场一样，不管竞价方式如何，电力市场价格原则上仍然由成本决定，这是市场经济规律，比如在不设置供需比和没有合谋的情况下，供给过剩一定会导致发电企业按变动成本报价等。不过，与一般商品市场不同的是，电力市场中影响和决定价格的成本因素更多、更复杂；有时要根据会计成本计算，有时却要根据机会成本或经济成本计算；计算结果差异很大，如果一天内系统供求平衡经历了供不应求和严重供给过剩两种极端状态，不考虑发电侧成本变化，两种极端状态下根据机会成本形成的价格可能相差百倍。对于电力现货市场价格形成机制，一般我们讲边际成本定价，以为就是边际机组变动成本。其实，根据斯威普（F.C.Schweppe）1988年提出的实时电价计算公式，短期边际成本除发电和输配电的边际成本外，还有质量成本、收益平衡成本和维护成本。表1列出了不同供求平衡状态下的电力现货市场价格形成机制。

电力现货市场价格变化的程度及合理性分析

变化程度。从表1可以看出，电力现货市场价格变化在很大程度上取决于市场供求平衡状态。当市场供求平衡时，电力现货市场价格按系统供电平均成本形成，假设燃煤基准价或政府核定其他电源价格水平反映了相应电源的供电成本（包括资本成本即收益），那么，由此所形成的现货市场价格水平就与燃煤基准价或政府核定的价格水平相对应。但是，在两种极端情况下，电力现货市场价格按机会成本决定后会产生很大的价格差。由于电力市场结构的特殊性，这种价格差可以在一年内的不同时间出现，也可能在一个月的不同时间甚至一天内的不同时段出现。国外电力现货市场价格变化结果已经证明了这种变化程度的真实性。

极端高价或极端低价的持续时间。极端高价或者极端低价看起来很可怕，但是，由于其在现货市场中持续时间很短，因此，对市场主体利益的影响并不大。为什么极端高价或低价持续时间这么短，这与电力现货市场机制设计有关。一般情况下，由于发电出力爬坡速度限制和用户响应时滞而产生的供求不平衡只能在现货市场中解决，相应的价格机制才具有经济意义，即现货市场发现价格。国外电力现货市场规则中会设置极端高价（国外没有价格下限）的持续时间，如不超过1小时甚至半小时，超过这个时间的电力供求不平衡会在容量市场解决而不在现货市场解决。这样，即使电力供应短缺，电力现货市场极端高价往往持续时间较短，在价格变化曲线形成一个钉子样的图形，称为“价格钉”。从这个角度看，容量补偿费用与现货市场极端高价其实具有相同的经济意义。我国省级电力市场可以接受几百亿元的容量补偿，却不能接受一小时的极端高价，根本原因是没有认识到两者相同的本质属性。

为什么要有极端高价和极端低价？极端高价与极端低价是客观经济规律作用的结果，比如按用户失负荷价值形成的极端高价是供不应求状态下的最优定价。电力工业资本密集，用户负荷需求变化大，系统最大负荷决定了系统供电成本，极端高价虽然会给用户带来暂时性的电费增加，但是同时也会有效降低利用小时数很低的最大负荷，节省发电和电网配套投资，产生比增加的电费更多的经济效益。我国发电装机容量约28亿千瓦，但全年尖峰负荷只有13亿千瓦，相对过剩的发电及电网配套投资形成的成本负担最后都要用户承担。通过极端高价和极端低价引导市场主体削峰填谷，是不影响总用电量或经济发展水平的最优途径。在发电企业和电网企业收益不变的假设下，这部分效益最终会由用户分享。相反，如果在这种情况下不选择极端高价，就需要建设较大规模的全年利用小时数很低的燃煤机组，建设大量的抽水蓄能电站和化学储能；这些投资和运行成本肯定比采用极端高价时增加的电费更多，假设发电企业和电网企业的收益不变，增加的投资和运行成本最终会全部由用户分摊，用户会承担比极端高价更大的经济损失。图片

电力现货市场充分竞争对价格稳定的影响测算及其分析

电力现货市场充分竞争，即价格按表1所示的经济规律形成，对价格稳定会有什么影响？通过简单的测算或估算就可以得出基本结论。

省级电力系统分时发电成本测算及分析

在充分竞争的前提下，比如不设置供需比和基于价格管制的价格上、下限等，市场价格最终会以成本为基础形成。因此，理解电力市场价格变化必须计算电力系统分时发电成本。

全年分时发电成本测算及分析。笔者团队根据某省2021年实际数据，对该省全年8760小时发电成本进行过测算。因为电力供求平衡状态缺乏数据支撑难以界定，测算中没有考虑机会成本定价，也没有考虑收益、税收和厂用电率等，仅计算不同负荷水平下单位电量容量成本和变动成本，结果如图1所示。可以看出，系统全年分时发电成本变化很大，全年平均成本约为0.25元/千瓦时，最大成本为8.613元/千瓦时,最小成本为0.15元/千瓦时,最大是最小的57.42倍。不同季度的成本差异较大，冬夏两季显著大于春秋两季，其中夏季单位成本比冬季更高。日均成本变化相对年度、季度变化较小，但在特定日期会形成极端高额成本，其中7月、8月形成了明显的“双高峰”。

分月发电平均成本测算及分析。对分月发电平均成本进行统计，可以得出图2。可以看出，虽然各月最大度电成本变化较大，但是，各月平均度电成本变化并不大，与全年平均度电成本的差异也不大。

综合图1和图2的结果，如果市场价格按成本形成，虽然价格变化很大，即方差较大，但均值变化并不大，即电力市场充分竞争与价格稳定并无矛盾。

考虑机会成本定价后的模拟估算

如果考虑机会成本定价的三种情景，假设某省系统全年8760小时中零点至早7点为低谷负荷时期，这个时期有2005小时的电力供给处于简单过剩状态，550小时处于严重供给过剩状态。每天其他时段为负荷高峰需求时段，其中有20小时处于电力供不应求状态，6185小时处于电力供求平衡状态。为计算方便，假设该省电力系统发电机组全部为单机60万千瓦的燃煤火电机组，基准价为0.40元/千瓦时，其中燃料成本0.24元/千瓦时。假设该省用户失负荷价值为10元/千瓦时。假设60万千瓦机组最小出力为30万千瓦，低谷负荷发电量为30×7=210万千瓦时，燃煤机组停机调峰后的热启动成本为每次60万元，热启动成本分摊到低谷负荷发电量的度电成本约为0.29元千瓦时（60÷210)，燃煤机组停机调峰时的失出力价值为-0.05元/千瓦时（0.24-0.29）。按照表1的市场价格形成机制定价，假设供不应求时的负荷需求（系统出力）为4000万千瓦，供求平衡时的负荷需求（系统出力）为3000万千瓦，简单供过于求时的负荷需求（系统出力）为2000万千瓦，系统严重供过于求时的负荷需求（系统出力）为1500万千瓦，则全年结算电量、电价和电费如表2所示。可以看出，虽然不同市场供求平衡状态下电力市场交易或结算价格差异很大，但是，全年结算价格均值与基准价十分接近，只提高了0.0041元/千瓦时（0.4041-0.40）。这也证明电力市场充分竞争，即价格完全按经济规律形成，与价格稳定并不冲突。

对2022年8月国家电网系统省间现货高价的解释

2022年8月，全国范围内出现不同程度的电力供不应求状况，导致国家电网系统内省间现货市场出现了超过7元/千瓦时的极端高价，省间现货月平均交易价格达到2.5元/千瓦时左右，造成许多省电网公司外购电超过本省基准价部分的电费在用户中分摊困难，甚至引起了一些矛盾。实际上，省间现货极端高价虽然有价格上限高的原因，但高价主要还是计划保供造成的。事实上，当时各省在省间现货市场购电是为了执行不能停电的计划任务，省间现货极端高价在刚性需求情景下形成。如果遵循市场规律让用户直接参与，可能在现货市场价格达到2元/千瓦时，就会有部分用户响应市场价格而减少用电需求后，市场就实现了供求平衡，这样现货市场价格就不会涨到7元/千瓦时以上。在这种情况下，2元/千瓦时至7元/千瓦时之间的电费是计划造成的，理论上确实不应该由用户承担。可能有人认为2元/千瓦时也太高，但按照表1所示供不应求状态下的电力市场价格形成机制，这个价格是供求平衡时边际用户的失负荷价值。在这个价格水平，首先，电力市场供求实现了平衡；其次，主动停电或减少用电的用户（失负荷价值低于2元/千瓦时）和还没有主动停电或减少用电的用户（失负荷价值高于2元/千瓦时）都获得了福利改进，符合经济学最优消费规则。因此，从市场经济规律角度，用户应该承担2元/千瓦时的高价。当然，政府也可以对其进行价格下限管制，如不能超过基准价，如同经济理论所揭示的，价格下限管制必然导致消费者过度消费和生产者抑制生产，结果会在原有社会福利水平上产生社会福利净损失。图片

相关政策建议

对电力市场价格稳定政策概念给出准确的界定

政府相关部门要对电力市场价格稳定的政策概念的内涵和外延做出明确的界定，避免实际操作过程中产生混淆和误用，比如用现货市场价格上限偷换价格稳定的概念，把现货市场价格上限确定在目录分时电价中尖峰电价的水平上。建议把价格稳定的内涵界定为全年市场交易均价不超过一定比例，如用各省或者全国全年各市场交易品种按电量加权的平均价格作为衡量电力市场价格稳定的指标，参照相关政策，以上下浮动不超过20%作为价格稳定的评价指标。把年度中长期交易价格、月度中长期交易价格和日前市场交易价格等界定为价格稳定的外延。明确价格稳定政策只适用年度交易均价，不适用具体交易品种。把市场与政府监管分开，不同交易品种价格按经济规律形成，价格稳定在维护市场充分竞争的前提下作为政府监管政策可以采用平衡账户等形式发挥作用。

明确具体的电力市场交易价格形成机制

建议政府相关文件中参照表1内容明确不同供求平衡状态下电力市场价格形成机制，即供不应求时的用户失负荷价值，供求平衡时的系统平均供电成本（不包括输配电价），简单供过于求时的系统边际成本，严重供过于求时的燃煤机组失出力价值。提出电力供需平衡状态的判别方法，如现货市场下基于日前、日内市场供求双方申报负荷数据的分时点供需平衡状态的判断指标及计算程序等，分别测算系统平均发电成本，不同季节或运行方式的系统边际成本，煤电机组发电失出力价值，与有序用电方案相对应的用户失负荷价值，作为电力现货市场运行的基本参数。

瞄准供需不平衡状态，深化电力现货市场改革

目前，我国电力市场改革中市场机制与计划机制不分。如表2所示，从电力供需平衡价格机制维度，电力现货市场与传统计划调度的核心差异主要体现在电力供需不平衡状态下的价格机制及其有效性和经济性上。在电力供需平衡状态下，电力现货市场与计划调度的价格形成机制，水平及其有效性、经济性基本相同，但是，在电力供不应求、简单供过于求和严重供过于求三种状态中，电力现货市场的有效性和经济性都明显优于计划调度。因此，电力现货市场本质上是解决电力供需不平衡的有效机制。目前我国似乎总在电力供需平衡状态下搞市场，又通过价格上下限管制等措施，把市场机制排除在其他三种不平衡状态之外。应该重点瞄准供需不平衡的三种状态推进电力现货市场深化改革，充分发挥电力现货市场优越性，比如明确把现货市场机制纳入电力保供中。

增加电力市场价格透明度，精准引导市场主体行为

如表3所示，电力现货市场的核心是释放合理而准确的价格信号并精准引导市场主体行为，短期内通过发电替代和用电替代，长期内通过削峰填谷来节省发电和电网投资，实现电力供求平衡的有效性和经济性等，这不仅要求电力市场价格按经济规律形成，而且相关交易特别是价格信息还要公开化或透明化。目前，我国电力交易机构公开的信息十分有限，有些交易只公布电量数据而不公布价格信息，这种做法只会降低电力市场的有效性和经济性。建议在按市场经济规律定价的前提下，向市场主体甚至社会释放准确而充分的交易信息特别是价格信息，主动传递引导市场主体行为的价格信号。比如2022年8月的省间现货交易价格公开后，可向发电企业传递夏季可能出现高价的信息，引导发电企业夏季多储煤和合理安排检修计划等；更重要的是，同时也会向用户传导用电成本信息，引导用户合理安排生产计划。

设置电力现货市场报价合理性检测和处置机制

政府相关部门和电力交易机构可能担心，如果电力现货市场价格上限按用户失负荷价值形成，那么发电企业合谋申报高价将使电力市场价格大幅度提高并难以控制。目前，就存在发电企业利用上下浮动20%的政策申报超过实际燃煤成本价格变化幅度价格的问题。这个问题其实不难处置，国外电力市场就很少出现发电企业获取垄断超额利润的情况。电力批发市场是不完全竞争的市场，在放弃传统计划管理体制的同时，应该实施基于电力市场的政府管制。以电力现货市场为例，可以在不同电力供求平衡状态下价格形成的成本测算基础上，在交易规则中明确对不同时段市场主体的报价进行合理性的检测，并进行相应的处置。

分三步开展电力金融市场机制建设

经济理论为价格变化提供了有效和成熟的金融工具和金融市场。国外电力现货市场建设和发展始终与金融工具、金融市场相伴而行。我国电力市场改革已经实施20多年，目前仍然停留在物理交易和政府通过价格变化范围限制为市场主体控制风险的阶段，显得初级而不合理。建议分三步开展电力金融市场机制建设。第一，把中长期交易等作为金融交易。金融交易即只用于结算的交易。根据电力系统规律，中长期交易甚至日前市场交易都只是金融交易，不需要物理执行，也就不需要分解等，而目前，交易、调度机构却忙于分解各种交易合同，建议对电力市场包括现货市场下用于结算的交易和需要物理执行的交易进行准确界定，并相应规范电力交易管理工作。第二，在现货市场还没有完全到位的情况下，集中开展金融性市场建设，比如，由北京电力交易中心组织省间现货的期权交易市场，为省间现货极端高价提供风险管理工具；由省级电力交易机构组织金融性、市场买卖双方参与的中长期合同交易市场，解决中长期合同交易价格与现货市场价格的差异问题；各省现货市场试点中明确和强化现货市场全电量物理出清下的差价合同机制，改变目前把差价合同作为偏差结算方法的做法；由北京和广州电力交易中心在省间输电通道分配中引入输电金融权机制，探讨市场化的输电通道使用机制；在跨省跨区政府合同中引入金融性的合同交易机制，通过发电权或用电权交易，促进计划合同与市场机制的有机衔接，在更大范围内优化配置资源。第三，在电力现货市场正式运行中，由专门的期货交易机构组织电力期货、期权等交易市场。电力交易机构组织的电力金融性市场根据实际需要保留和并入电力金融市场。

本文刊载于《中国电力企业管理》2023年10期，作者供职于长沙理工大学。