以中發(fā)9號文為標志的新一輪電力體制改革，重點圍繞解決電力行業(yè)市場機制缺失問題，提出了我國深化電力體制改革的目標和任務(wù)。改革實施三年以來，我國電力市場建設(shè)穩(wěn)步推進，市場建設(shè)成效初顯，市場化交易已達到了一定規(guī)模，根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，2017年，全國市場化交易電量合計16324億千瓦時，占全社會用電量比重達到25.9%。隨著市場建設(shè)的不斷深化，多買多賣的市場競爭格局逐步形成，改革所帶來的經(jīng)濟實體用電成本降低、促進清潔能源消納等紅利加快釋放，受到社會各方廣泛關(guān)注。

當前，電力市場建設(shè)已由頂層設(shè)計轉(zhuǎn)向?qū)嵤┞涞亍ｋ娏κ袌隹傮w框架和建設(shè)方向已經(jīng)明確，但具體如何建設(shè)仍不清晰，市場模式選擇及交易品種設(shè)計尚存在分歧。下一步深化電力市場建設(shè)，必須立足國情，充分考慮我國經(jīng)濟社會發(fā)展階段、基本經(jīng)濟制度、行政管理體制、能源稟賦和電源電網(wǎng)結(jié)構(gòu)等特點，合理設(shè)計市場模式和發(fā)展路徑。我國電力市場建設(shè)面臨的特殊國情和形勢，對深化電力市場建設(shè)提出了七大要求：

一是我國資源大范圍配置需求突出，要求進一步打破省間壁壘，加快構(gòu)建全國統(tǒng)一電力市場。我國能源供需逆向分布的特點，決定了能源資源必須在更大范圍內(nèi)進行配置。然而，我國長期形成以省為實體的財稅管理體制和電力平衡機制，在經(jīng)濟新常態(tài)、電力供過于求的背景下，地方政府普遍對省間交易進行干預(yù)，制約市場功能的發(fā)揮。為促進資源大范圍優(yōu)化配置，必須通過合理機制設(shè)計打破省間壁壘，加快建立全國電力市場。

二是新能源發(fā)展迅猛，“三棄”問題突出，要求加快建立促進新能源充分消納的市場機制。我國新能源資源集中、規(guī)模大，遠離負荷中心，難以就地消納，加之靈活調(diào)節(jié)電源占比低，近幾年電力需求增速減慢等多種因素共同作用下，新能源消納矛盾更加突出。需要抓緊研究建立可再生能源參與的市場機制，以市場化手段促進新能源消納。

三是計劃與市場長期共存，要求市場建設(shè)能夠促進計劃向市場平穩(wěn)過渡。為防止電力市場價格波動給國民經(jīng)濟和社會穩(wěn)定造成較大影響，政府計劃需要逐步被市場交易所取代，我國電力市場會長期存在“市場+計劃”的雙軌制。如何實現(xiàn)計劃向市場的平穩(wěn)過渡是目前市場建設(shè)中亟需解決的重要問題。

四是市場化交易規(guī)模不斷擴大，電力電量平衡面臨挑戰(zhàn)，要求加快建設(shè)完善電力市場體系。隨著市場化交易規(guī)模的不斷擴大、新能源的迅猛發(fā)展，電力電量平衡面臨挑戰(zhàn)，需要盡快建立健全中長期交易與現(xiàn)貨交易相結(jié)合的完整電力市場體系，從而在滿足市場經(jīng)濟規(guī)律的同時，保證電力供需平衡和電網(wǎng)安全運行，促進清潔能源充分消納。

五是部分地區(qū)發(fā)電市場集中度較高，要求市場建設(shè)必須合理解決市場結(jié)構(gòu)問題，有效防范壟斷風(fēng)險。部分省(市)存在發(fā)電集團寡頭壟斷，單一發(fā)電企業(yè)市場份額過大的情況。特別是當前電力央企重組形勢下，發(fā)電集團市場壟斷問題更加突出，將對市場正常運行產(chǎn)生影響，需要在市場機制設(shè)計中予以考慮。

六是市場交易主體不斷增多，但市場環(huán)境尚不成熟，法律信用體系不健全，要求市場建設(shè)必須同步完善監(jiān)管體系。我國尚處于市場建設(shè)初期，市場環(huán)境的不健全迫切要求進一步完善市場監(jiān)管機制、強化監(jiān)管能力建設(shè)、健全監(jiān)管法規(guī)體系，加強對發(fā)電和售電等各類市場主體交易秩序、市場力、違規(guī)行為等的監(jiān)管，確保交易組織和調(diào)度公平、信息發(fā)布公開透明，及時評估市場運行狀態(tài)及潛在風(fēng)險，切實保障市場建設(shè)的有序推進。

七是科技創(chuàng)新不斷進步，新業(yè)態(tài)層出不窮，要求市場建設(shè)有利于引導(dǎo)商業(yè)模式和業(yè)務(wù)模式創(chuàng)新。市場化改革實施三年來，獨立配售電公司加快組建，社會資本積極尋找投資機遇和發(fā)展空間，互聯(lián)網(wǎng)+售電、綜合能源服務(wù)等新技術(shù)、新產(chǎn)業(yè)、新業(yè)態(tài)層出不窮，要求深化改革應(yīng)以市場為導(dǎo)向，進一步破除體制機制障礙，鼓勵和引導(dǎo)市場主體加快轉(zhuǎn)型升級、積極開展技術(shù)創(chuàng)新。

基于我國國情考慮，深化電力市場建設(shè)需著力解決五大關(guān)鍵問題：一是如何推動現(xiàn)貨市場起步，二是如何打破省間壁壘，三是如何在市場環(huán)境下促進新能源消納，四是如何實現(xiàn)計劃向市場的平穩(wěn)過渡，五是如何解決發(fā)電市場集中度高的問題。

問題一：現(xiàn)貨市場如何起步

國家要求“2018年底前，啟動現(xiàn)貨交易試點;2020年全面啟動現(xiàn)貨交易市場”，并已啟動南方(以廣東起步)、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅的現(xiàn)貨市場試點工作，目前試點地區(qū)正在積極開展試點方案和規(guī)則編制等準備工作。現(xiàn)貨試點工作即將啟動，但目前社會各界對于現(xiàn)貨市場的模式選擇、啟動條件等問題仍存在較多爭議。

1.現(xiàn)貨市場的模式

從國際經(jīng)驗看，現(xiàn)貨電力市場主要存在兩種模式。模式一：中長期交易采用物理雙邊合約，剩余部分電量參與現(xiàn)貨交易，如英國、北歐、德國等歐洲國家普遍采用該模式。該模式的特點是，市場規(guī)則相對簡單，市場價格波動風(fēng)險較小，但中長期物理交易難以反映短期價格信號，競爭機制發(fā)揮的作用相對有限，且現(xiàn)階段調(diào)度實施中長期物理交易校核存在困難。模式二：中長期交易采用雙邊差價合約(發(fā)電企業(yè)和消費者簽訂差價合約，合約中規(guī)定了參考電價和電量。如果現(xiàn)貨市場價格低于合同規(guī)定的參考電價，不足部分由消費者支付發(fā)電企業(yè)，反之，發(fā)電企業(yè)返還超額收益。差價合約中的物理量不具有約束力，不需要強制執(zhí)行) ，發(fā)電企業(yè)全部電量均參與現(xiàn)貨交易，如美國、澳大利亞等國家采用該模式。該模式的特點是，市場競爭激烈，價格充分反映市場即刻的供求變化信息，資源配置效率更高，但市場規(guī)則復(fù)雜，在現(xiàn)貨市場建設(shè)尚不完善時，價格波動、電網(wǎng)安全運行和用戶用電安全等風(fēng)險較大。

目前，我國電力市場建設(shè)處于起步階段，電力交易以計劃為主，存在部分大用戶直接交易，相比而言，采用部分電量現(xiàn)貨模式更易于與現(xiàn)有模式銜接，降低改革風(fēng)險，適合市場力大或供需緊張、計劃電量放開比例較低的省份。對于新能源占比高、市場力較小、供需寬松、市場環(huán)境成熟度高的省份可探索全電量現(xiàn)貨模式。此外，為了實現(xiàn)向未來全國統(tǒng)一電力市場的演變，各省現(xiàn)貨市場在起步之初其核心規(guī)則就需要統(tǒng)一。

2.現(xiàn)貨市場啟動需具備的條件

受電網(wǎng)安全、電源技術(shù)特性等約束，現(xiàn)貨市場的運行機制和交易方式都較為復(fù)雜，需要提前做好充分準備。從國際經(jīng)驗看，美國加州ISO等現(xiàn)貨市場運行都建立在扎實的前期工作基礎(chǔ)上(美國加州ISO、得克薩斯州ERCOT現(xiàn)貨市場建設(shè)用時均超過3年) 。從我國實際看，要實現(xiàn)2018年底前啟動試點、2020年全面啟動的改革目標任務(wù)，面臨較大挑戰(zhàn)，亟需做好以下準備工作：

一是提升市場主體的市場意識，增強其參與市場的主動性;二是制定市場規(guī)則，夯實制度基礎(chǔ);三是建立完善相關(guān)市場技術(shù)支持系統(tǒng)，包括機組組合技術(shù)、負荷預(yù)測技術(shù)、出清算法、電量分解技術(shù)、結(jié)算清算技術(shù)、機組統(tǒng)一調(diào)用技術(shù)等，加快工程運用;四是強化發(fā)電和用戶側(cè)的硬件基礎(chǔ)，例如，可依托公司營銷系統(tǒng)的改造，推動發(fā)電和用戶具備每天采集96點的數(shù)據(jù)采集條件。

問題二：如何打破省間壁壘

目前，我國電力交易省間壁壘問題突出，主要表現(xiàn)在：一是地方政府嚴格控制省外購電量，尤其在經(jīng)濟進入新常態(tài)后，某些省份要求除國家指令性計劃電量外，禁止向省外購電。二是行政干預(yù)省間交易價格，部分受端省份壓低交易價格，部分送端省份抬高交易價格，致使雙方協(xié)商困難，交易難以達成。

打破省間壁壘的關(guān)鍵是充分發(fā)揮市場機制作用，減少地方政府的行政干預(yù)，促進電力資源大范圍優(yōu)化配置。具體措施包括：一是放開省間發(fā)用電計劃，擴大省間市場化交易空間。不同類型的計劃電量可采取不同的放開方式，例如，配套電源送出交易可按照受端省發(fā)用電計劃放開比例進行;政府間框架協(xié)議和歷史固化形成電量交易可繼續(xù)執(zhí)行協(xié)商結(jié)果;點對多網(wǎng)的清潔能源交易可采用按照固定比例方式劃分。二是促進市場主體參與交易。進一步放開用戶選擇權(quán)，允許用戶參與省間購電。通過組織開展省間發(fā)電權(quán)交易、省間輔助服務(wù)交易等方式，建立起發(fā)電側(cè)的激勵機制，對受端利益受損的發(fā)電機組進行補償。三是促進政府接納省間送受電。建立省間交易利益補償機制，省間交易產(chǎn)生的紅利由送受端省協(xié)商(或者按照強制比例)分配，補償受端省損失。

問題三：市場環(huán)境下如何促進新能源大范圍消納

完善市場機制特別是現(xiàn)貨市場交易機制是促進新能源消納的關(guān)鍵舉措。考慮電力市場建設(shè)進度，新能源參與市場需要區(qū)分近期和中遠期兩個階段。

近期，由于現(xiàn)貨市場剛起步，新能源可在省內(nèi)繼續(xù)執(zhí)行全額保障性收購，省間主要采取中長期交易，富余可再生能源電量可參加省間增量現(xiàn)貨交易。省間新能源中長期交易可包括：一是省間新能源直接交易。放開用戶和售電企業(yè)的省外購電權(quán)。將優(yōu)先發(fā)電安排以外的輸電通道容量面向市場主體全部放開，由用戶通過雙邊協(xié)商和集中競價等方式開展直接交易。二是發(fā)電權(quán)交易。組織送出地清潔能源企業(yè)與受入地常規(guī)能源企業(yè)開展發(fā)電權(quán)交易，擴大省間發(fā)電權(quán)交易電量。三是置換交易。鼓勵負荷和發(fā)電特性具有互補性的省份開展發(fā)電置換交易。同時，為充分利用跨區(qū)域省間輸電通道能力，促進可再生能源充分消納，國家電網(wǎng)公司探索開展了跨區(qū)域省間富余可再生能源電力現(xiàn)貨交易，即當送端電網(wǎng)調(diào)節(jié)資源已經(jīng)全部用盡，各類外送計劃和交易全部落實的情況下，可再生能源仍有富裕發(fā)電能力，預(yù)計產(chǎn)生的棄水、棄風(fēng)、棄光電量可參與省間現(xiàn)貨交易。

中遠期，隨著現(xiàn)貨市場的建立，逐步推動可再生能源參與現(xiàn)貨市場，通過市場競爭與政府補貼相結(jié)合的方式實現(xiàn)優(yōu)先消納。根據(jù)國際經(jīng)驗，新能源參與現(xiàn)貨市場主要通過差價合約和溢價競爭兩種模式進行補貼。一是差價合約模式。新能源發(fā)電企業(yè)參與新增項目的競標，成功后與政府簽訂差價合約，獲得標桿電價，新能源企業(yè)在合同期內(nèi)所有出售電量以此電價結(jié)算。同時，新能源企業(yè)參與現(xiàn)貨市場交易，市場收益多退少補。如果市場價格低于標桿電價，不足部分由政府或消費者支付;反之，新能源企業(yè)返還超額收益。二是溢價競爭模式。新能源發(fā)電與其他機組按照同等規(guī)則參與市場競爭，并在市場價格的基礎(chǔ)上按一定比例獲得補貼。補貼額度可以是固定值，也可以根據(jù)電價波動進行調(diào)整。我國可因地制宜對不同的可再生能源參與現(xiàn)貨市場模式進行探索，未來，隨著技術(shù)的成熟和可再生能源成本的下降，可逐步降低補貼力度，使可再生能源面向市場并最終退出財政補貼政策。

問題四：計劃與市場如何銜接

實現(xiàn)計劃向市場的平穩(wěn)過渡是電力市場建設(shè)的關(guān)鍵，重點需要解決兩個問題：一是如何確定計劃電量與市場電量的比例，二是如何妥善處理擱淺成本。

1.合理確定計劃與市場的電量比例

短期內(nèi)若市場化電量放開比例過大，將影響電網(wǎng)安全運行，對市場各方利益的沖擊也較大;若放開比例過小，將影響電力改革推進速度，難以滿足社會期望。因此，需統(tǒng)籌考慮以下因素循序漸進放開。一是本省的最大市場空間。根據(jù)政策要求，核算本省內(nèi)優(yōu)先購電、優(yōu)先發(fā)電量，兩者中的最大值決定了該省市場放開的最大空間。二是本省的發(fā)電市場結(jié)構(gòu)。測度本省的發(fā)電市場結(jié)構(gòu)，若市場力 (又稱市場操縱力，表示發(fā)電商改變市場價格、使之偏離市場充分競爭情況下所具有的價格水平的能力。一般而言，當發(fā)電商的市場份額較大時，將具備較大的市場力)較大，為避免大型發(fā)電集團操縱市場，可緩放發(fā)用電計劃。三是本省的供需形勢。對本省的供需形勢進行評估，若供需形勢緊張，則暫緩發(fā)用電計劃放開。四是中央對相關(guān)改革的總體要求，以其作為硬性約束條件。

2.擱淺成本處理

擱淺成本是指由于電力工業(yè)管制政策改變所引起的電力企業(yè)經(jīng)濟損失。擱淺成本若處理不當，可能引發(fā)失業(yè)和社會問題，因此應(yīng)予以關(guān)注。

實踐中，建議政府在處理擱淺成本問題時，不必實施全覆蓋，可采取托底原則。目前，可能需給予補償?shù)陌l(fā)電企業(yè)主要包括兩類：一類是按照計劃模式投資建設(shè)、尚未完成還本付息的電廠。這類企業(yè)在市場競爭中無法回收的部分投資成本屬于擱淺成本，需要補償;而已完成還本付息且能夠維持經(jīng)營的電廠可暫不補償。另一類是由于改革造成瀕臨破產(chǎn)的電廠。由于省內(nèi)、省間發(fā)用計劃放開、清潔能源迅猛發(fā)展，導(dǎo)致機組利用小時數(shù)大幅下降，企業(yè)瀕臨破產(chǎn)的，也需補償擱淺成本。

在改革初期，可采取三種方式回收擱淺成本。一是對于需要補償擱淺成本的機組，在計劃電量分配上給予合理傾斜，保障其獲得較多穩(wěn)定的利用小時數(shù)。二是通過兼并重組，將需要補償?shù)碾姀S并入優(yōu)勢發(fā)電企業(yè)。三是由省內(nèi)全體用戶共同承擔。

問題五：如何解決發(fā)電市場集中度高的問題

我國發(fā)電側(cè)市場集中度較高，且存在進一步提升的趨勢，可能引發(fā)市場力問題。目前，我國發(fā)電市場主要以幾大中央發(fā)電集團和省能源集團為主，在部分省份已存在發(fā)電企業(yè)寡頭壟斷形勢，出現(xiàn)了“價格聯(lián)盟”現(xiàn)象。電力央企重組將進一步加大市場集中度。目前，隨著電力企業(yè)重組的推進，在部分省份一家發(fā)電企業(yè)的市場占比將打破20%的界限要求，甚至超過40%。

解決發(fā)電市場集中度高帶來的市場力問題，需要多措并舉、綜合施策：一是擴大市場范圍。推動全國電力市場建設(shè)，用市場機制打破省間交易壁壘，通過擴大市場范圍降低單個企業(yè)的市場份額。二是完善市場規(guī)則。在市場機制設(shè)計上，完善最高限價、緊急干預(yù)等市場機制，運用規(guī)則手段抑制市場力。三是強化市場監(jiān)管。建立嚴格的監(jiān)管制度，加強對濫用市場力、惡意串謀操控市場等行為的監(jiān)測，加大處罰力度，加強信息披露監(jiān)管。

總體來看，深化市場建設(shè)任重道遠，國際成熟電力市場經(jīng)驗雖可借鑒，但決不可照搬照抄，市場模式選擇和路徑設(shè)計必須充分尊重我國發(fā)展階段和現(xiàn)實國情，并在實踐過程中不斷優(yōu)化，探索有中國特色的市場化改革之路。