电力市场改革需有过渡性设计

 

尽管国际上有一些现存的市场机制和理论可以作为参考，但各省份面临的电源和调度问题不尽相同，要在约一年的时间内设计并落实如此庞大的市场规则变化，对各利益相关方都是较大的挑战。国家于2017年8月明确的首批电力现货市场8个试点地区，按照计划将在2019年初开始试运行。2018年12月27日，甘肃、山西电力现货市场试运行启动，加上2018年8月启动的广东省，目前共有三个试点地区实现了启动试运行的预期目标。

 

设计一套完善的电力市场体系绝非易事，而中国电力市场改革面临一项更大的挑战，是如何从现有的“计划分配”模式向市场化机制过渡。市场模式本身所需的思维方式转变以及对改革结果的不确定性，使各利益相关方较为踌躇。因此，制定一条市场化过渡路径，培育市场主体，分步骤帮助其逐步转型，与电力市场设计本身同样重要。然而，值得注意的是，尽管过渡方案可以通过在短期内控制变量给予参与者足够的适应时间，但一定要在各阶段中设计出足够激励参与者进行“改变和学习”的机制，确保下一阶段能按计划实施，而非过度保护和强调参与者“不变”的空间，出现看似市场规则变了而市场行为止步不前的状况。

 

 

优先选择全电力库模式

 

过渡路径的制定需服务于最终要实现的理想市场模式。我们认为在现阶段，中国省级电力系统以全电量边际成本调度为基础、现货市场加中长期金融协议的市场结构更具实施性，能够有效实现资源优化配置、释放社会红利的改革目标。尽管在交易和流动充分的情况下，以分散的物理交易合约为主的净电力库市场也能实现同样的优化结果，但考虑到这种模式涉及的人为环节更多、流程更加复杂，因而需要更加精细的市场规则和管理体系以避免市场操纵，确保系统优化。这对于改革初期的市场来说，实施难度相对较大。

 

美国加州和澳大利亚电力市场在早期也是采用带物理曲线的合约为主的模式，但由于净电力库参与者寻求自身最优与系统整体最优之间的偏差，出现了很多人为制造阻塞、抬高电价的现象，随后二者均改为集中调度为主的全电力库模式。因此，过渡路径的设计应更倾向于全电力库的模式，并分为以下三个阶段，分步骤实施。

 

 

阶段一：实施市场化调度，辅以收益保障协议

 

这一阶段的实施重点是实行竞价上网和边际成本报价以优化调度，降低系统成本，同时辅以收益保障协议，控制市场调度对各利益相关方带来的财务影响，确保发电企业的收益基本保持不变。

 

此阶段应要求所有发电厂进行严格的边际成本报价，监管部门提供相应的规范性指导，包括公布报价条目、计算方法及参考范围等，帮助企业进行标准化的计算和报价。边际成本报价的计算方法和规范在其它电力市场（如PJM）普遍存在，相对成熟，可以作为中国设定此类标准的重要依据。在此阶段应减少报价频率，避免放大扭曲报价对电厂造成的不良影响，减少电厂操纵价格的动机。

 

其次，所有电量应根据竞价上网结果进行调度，通过资源优化降低系统成本。在此机制下，发电机组的报价越低，越有可能被系统优先调用。但如果报价低于自己的边际成本，即使被调用也将是亏损发电。因此发电厂会尽量按真实边际成本报价，以保证在不亏损的情况下被最大程度地调度。

 

对于原来的政府优先保障和计划电量部分，可考虑应按原电量和价格变为与电网签订的金融购电协议（以下简称“收益保障协议”）：现有的中长期协议同样变为金融协议。至此，所有电量都由金融协议覆盖，该合约不仅仅是保障价格的差价合约，而是同时明确了电量的总收益保障合同，在本阶段可暂由电网负责分配合约曲线。如果某发电厂的实际市场调度电量小于协议电量，相当于在某些时段市场价格低于该发电厂的发电成本时，系统将自动帮其选择从市场上购买价格更低的电来履行合约义务。相反，如果该发电厂的实际市场调度电量多于协议电量，则表示该厂因边际成本较低，价格优势明显而更多被调度。多出电量部分以市场价格结算，成为该发电厂的额外收益。

 

总的来说，即高成本发电厂选择节约发电成本，将其直接用于从市场买电；而低成本电厂获得这部分收益，替高成本电厂发电，赚取利润，系统总收支平衡不变。该结算机制在加拿大安大略省电力市场被广泛应用于直购协议结算。在此规则下，无论发电厂因系统调度多发还是少发，都是收益最大化的优化结果，从机制上减少了其报价作假、盲目争取发电小时数的风险。