以中發9號文為標誌的新一輪電力體制改革，重點圍繞解決電力行業市場機制缺失問題，提出了我國深化電力體制改革的目標和任務。改革實施三年以來，我國電力市場建設穩步推進，市場建設成效初顯，市場化交易已達到了一定規模，根據中電聯統計數據顯示，2017年，全國市場化交易電量合計16324億千瓦時，佔全社會用電量比重達到25.9%。隨著市場建設的不斷深化，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注。
當前，電力市場建設已由頂層設計轉向實施落地。電力市場總體框架和建設方向已經明確，但具體如何建設仍不清晰，市場模式選擇及交易品種設計尚存在分歧。下一步深化電力市場建設，必須立足國情，充分考慮我國經濟社會發展階段、基本經濟制度、行政管理體制、能源稟賦和電源電網結構等特點，合理設計市場模式和發展路徑。我國電力市場建設面臨的特殊國情和形勢，對深化電力市場建設提出了七大要求：
一是我國資源大範圍配置需求突出，要求進一步打破省間壁壘，加快構建全國統一電力市場。我國能源供需逆向分佈的特點，決定了能源資源必須在更大範圍內進行配置。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，在經濟新常態、電力供過於求的背景下，地方政府普遍對省間交易進行干預，制約市場功能的發揮。為促進資源大範圍優化配置，必須通過合理機制設計打破省間壁壘，加快建立全國電力市場。
二是新能源發展迅猛，“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、規模大，遠離負荷中心，難以就地消納，加之靈活調節電源佔比低，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，要求市場建設能夠促進計劃向市場平穩過渡。為防止電力市場價格波動給國民經濟和社會穩定造成較大影響，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。如何實現計劃向市場的平穩過渡是目前市場建設中亟需解決的重要問題。
四是市場化交易規模不斷擴大，電力電量平衡面臨挑戰，要求加快建設完善電力市場體系。隨著市場化交易規模的不斷擴大、新能源的迅猛發展，電力電量平衡面臨挑戰，需要儘快建立健全中長期交易與現貨交易相結合的完整電力市場體系，從而在滿足市場經濟規律的同時，保證電力供需平衡和電網安全運行，促進清潔能源充分消納。
五是部分地區發電市場集中度較高，要求市場建設必須合理解決市場結構問題，有效防範壟斷風險。部分省(市)存在發電集團寡頭壟斷，單一發電企業市場份額過大的情況。特別是當前電力央企重組形勢下，發電集團市場壟斷問題更加突出，將對市場正常運行產生影響，需要在市場機制設計中予以考慮。
六是市場交易主體不斷增多，但市場環境尚不成熟，法律信用體系不健全，要求市場建設必須同步完善監管體系。我國尚處於市場建設初期，市場環境的不健全迫切要求進一步完善市場監管機制、強化監管能力建設、健全監管法規體系，加強對發電和售電等各類市場主體交易秩序、市場力、違規行為等的監管，確保交易組織和調度公平、信息發佈公開透明，及時評估市場運行狀態及潛在風險，切實保障市場建設的有序推進。
七是科技創新不斷進步，新業態層出不窮，要求市場建設有利於引導商業模式和業務模式創新。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展空間，互聯網+售電、綜合能源服務等新技術、新產業、新業態層出不窮，要求深化改革應以市場為導向，進一步破除體制機制障礙，鼓勵和引導市場主體加快轉型升級、積極開展技術創新。
基於我國國情考慮，深化電力市場建設需著力解決五大關鍵問題：一是如何推動現貨市場起步，二是如何打破省間壁壘，三是如何在市場環境下促進新能源消納，四是如何實現計劃向市場的平穩過渡，五是如何解決發電市場集中度高的問題。
問題一：現貨市場如何起步
國家要求“2018年底前，啟動現貨交易試點;2020年全面啟動現貨交易市場”，並已啟動南方(以廣東起步)、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅的現貨市場試點工作，目前試點地區正在積極開展試點方案和規則編制等準備工作。現貨試點工作即將啟動，但目前社會各界對於現貨市場的模式選擇、啟動條件等問題仍存在較多爭議。
1.現貨市場的模式
從國際經驗看，現貨電力市場主要存在兩種模式。模式一：中長期交易採用物理雙邊合約，剩餘部分電量參與現貨交易，如英國、北歐、德國等歐洲國家普遍採用該模式。該模式的特點是，市場規則相對簡單，市場價格波動風險較小，但中長期物理交易難以反映短期價格信號，競爭機制發揮的作用相對有限，且現階段調度實施中長期物理交易校核存在困難。模式二：中長期交易採用雙邊差價合約(發電企業和消費者簽訂差價合約，合約中規定了參考電價和電量。如果現貨市場價格低於合同規定的參考電價，不足部分由消費者支付發電企業，反之，發電企業返還超額收益。差價合約中的物理量不具有約束力，不需要強制執行) ，發電企業全部電量均參與現貨交易，如美國、澳大利亞等國家採用該模式。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，但市場規則複雜，在現貨市場建設尚不完善時，價格波動、電網安全運行和用戶用電安全等風險較大。
目前，我國電力市場建設處於起步階段，電力交易以計劃為主，存在部分大用戶直接交易，相比而言，採用部分電量現貨模式更易於與現有模式銜接，降低改革風險，適合市場力大或供需緊張、計劃電量放開比例較低的省份。對於新能源佔比高、市場力較小、供需寬鬆、市場環境成熟度高的省份可探索全電量現貨模式。此外，為了實現向未來全國統一電力市場的演變，各省現貨市場在起步之初其核心規則就需要統一。
2.現貨市場啟動需具備的條件
受電網安全、電源技術特性等約束，現貨市場的運行機制和交易方式都較為複雜，需要提前做好充分準備。從國際經驗看，美國加州ISO等現貨市場運行都建立在紮實的前期工作基礎上(美國加州ISO、得克薩斯州ERCOT現貨市場建設用時均超過3年) 。從我國實際看，要實現2018年底前啟動試點、2020年全面啟動的改革目標任務，面臨較大挑戰，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;二是制定市場規則，夯實制度基礎;三是建立完善相關市場技術支持系統，包括機組組合技術、負荷預測技術、出清算法、電量分解技術、結算清算技術、機組統一調用技術等，加快工程運用;四是強化發電和用戶側的硬件基礎，例如，可依託公司營銷系統的改造，推動發電和用戶具備每天採集96點的數據採集條件。
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，主要表現在：一是地方政府嚴格控制省外購電量，尤其在經濟進入新常態後，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，致使雙方協商困難，交易難以達成。
打破省間壁壘的關鍵是充分發揮市場機制作用，減少地方政府的行政干預，促進電力資源大範圍優化配置。具體措施包括：一是放開省間發用電計劃，擴大省間市場化交易空間。不同類型的計劃電量可採取不同的放開方式，例如，配套電源送出交易可按照受端省發用電計劃放開比例進行;政府間框架協議和歷史固化形成電量交易可繼續執行協商結果;點對多網的清潔能源交易可採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，允許用戶參與省間購電。通過組織開展省間發電權交易、省間輔助服務交易等方式，建立起發電側的激勵機制，對受端利益受損的發電機組進行補償。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，省間交易產生的紅利由送受端省協商(或者按照強制比例)分配，補償受端省損失。
問題三：市場環境下如何促進新能源大範圍消納
完善市場機制特別是現貨市場交易機制是促進新能源消納的關鍵舉措。考慮電力市場建設進度，新能源參與市場需要區分近期和中遠期兩個階段。
近期，由於現貨市場剛起步，新能源可在省內繼續執行全額保障性收購，省間主要採取中長期交易，富餘可再生能源電量可參加省間增量現貨交易。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的省外購電權。將優先發電安排以外的輸電通道容量面向市場主體全部放開，由用戶通過雙邊協商和集中競價等方式開展直接交易。二是發電權交易。組織送出地清潔能源企業與受入地常規能源企業開展發電權交易，擴大省間發電權交易電量。三是置換交易。鼓勵負荷和發電特性具有互補性的省份開展發電置換交易。同時，為充分利用跨區域省間輸電通道能力，促進可再生能源充分消納，國家電網公司探索開展了跨區域省間富餘可再生能源電力現貨交易，即當送端電網調節資源已經全部用盡，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電能力，預計產生的棄水、棄風、棄光電量可參與省間現貨交易。
中遠期，隨著現貨市場的建立，逐步推動可再生能源參與現貨市場，通過市場競爭與政府補貼相結合的方式實現優先消納。根據國際經驗，新能源參與現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。新能源發電企業參與新增項目的競標，成功後與政府簽訂差價合約，獲得標杆電價，新能源企業在合同期內所有出售電量以此電價結算。同時，新能源企業參與現貨市場交易，市場收益多退少補。如果市場價格低於標杆電價，不足部分由政府或消費者支付;反之，新能源企業返還超額收益。二是溢價競爭模式。新能源發電與其他機組按照同等規則參與市場競爭，並在市場價格的基礎上按一定比例獲得補貼。補貼額度可以是固定值，也可以根據電價波動進行調整。我國可因地制宜對不同的可再生能源參與現貨市場模式進行探索，未來，隨著技術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並最終退出財政補貼政策。
問題四：計劃與市場如何銜接
實現計劃向市場的平穩過渡是電力市場建設的關鍵，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
短期內若市場化電量放開比例過大，將影響電網安全運行，對市場各方利益的衝擊也較大;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。根據政策要求，核算本省內優先購電、優先發電量，兩者中的最大值決定了該省市場放開的最大空間。二是本省的發電市場結構。測度本省的發電市場結構，若市場力 (又稱市場操縱力，表示發電商改變市場價格、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，為避免大型發電集團操縱市場，可緩放發用電計劃。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，則暫緩發用電計劃放開。四是中央對相關改革的總體要求，以其作為硬性約束條件。
2.擱淺成本處理
擱淺成本是指由於電力工業管制政策改變所引起的電力企業經濟損失。擱淺成本若處理不當，可能引發失業和社會問題，因此應予以關注。
實踐中，建議政府在處理擱淺成本問題時，不必實施全覆蓋，可採取託底原則。目前，可能需給予補償的發電企業主要包括兩類：一類是按照計劃模式投資建設、尚未完成還本付息的電廠。這類企業在市場競爭中無法回收的部分投資成本屬於擱淺成本，需要補償;而已完成還本付息且能夠維持經營的電廠可暫不補償。另一類是由於改革造成瀕臨破產的電廠。由於省內、省間發用計劃放開、清潔能源迅猛發展，導致機組利用小時數大幅下降，企業瀕臨破產的，也需補償擱淺成本。
在改革初期，可採取三種方式回收擱淺成本。一是對於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，保障其獲得較多穩定的利用小時數。二是通過兼併重組，將需要補償的電廠併入優勢發電企業。三是由省內全體用戶共同承擔。
問題五：如何解決發電市場集中度高的問題
我國發電側市場集中度較高，且存在進一步提升的趨勢，可能引發市場力問題。目前，我國發電市場主要以幾大中央發電集團和省能源集團為主，在部分省份已存在發電企業寡頭壟斷形勢，出現了“價格聯盟”現象。電力央企重組將進一步加大市場集中度。目前，隨著電力企業重組的推進，在部分省份一家發電企業的市場佔比將打破20%的界限要求，甚至超過40%。
解決發電市場集中度高帶來的市場力問題，需要多措並舉、綜合施策：一是擴大市場範圍。推動全國電力市場建設，用市場機制打破省間交易壁壘，通過擴大市場範圍降低單個企業的市場份額。二是完善市場規則。在市場機制設計上，完善最高限價、緊急干預等市場機制，運用規則手段抑制市場力。三是強化市場監管。建立嚴格的監管制度，加強對濫用市場力、惡意串謀操控市場等行為的監測，加大處罰力度，加強信息披露監管。
總體來看，深化市場建設任重道遠，國際成熟電力市場經驗雖可借鑑，但決不可照搬照抄，市場模式選擇和路徑設計必須充分尊重我國發展階段和現實國情，並在實踐過程中不斷優化，探索有中國特色的市場化改革之路。
原文首發於《電力決策與輿情參考》2018年4月27日第15期
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