從2002年國家發布關于電力體制與電力市場改革的五號文件開始，我國電力市場改革已歷經21年。雖然電力市場體系越來越復雜，交易品種更加豐富，交易規模越來越大，但市場機制其中主要是價格機制卻沒有發生實質性變化，交易價格總體上以市場的方式卻按政府管制目標或者在較窄的上下限范圍內形成。與國外成熟電力市場相比，目前我國電力市場呈現特殊的扭曲狀態。下面針對六個具體問題提出深化電力市場機制改革的六點建議。

建立“價格=成本”的市場價格形成機制

(資料圖片僅供參考)

市場經濟的基本原則是“價格=成本”，因為如果價格小于成本，企業不會生產，或者按邊際收益遞減規律降低產量直到“成本=價格”；如果價格大于成本，企業會增加產量爭取更多收益，按邊際收益遞減規律直到“價格=成本”，才會實現資源最優配置。如果人為地限制價格，如價格“該高不高”或“該低不低”，都會產生額外的資源優化配置損失。實際交易價格與成本（即按市場經濟規律形成的價格）差異越大，資源優化配置損失也越大。

“價格=成本”在電力市場中有著復雜的具體表現形式。假設電力供求平衡，在中長期市場中，價格等于相應周期的平均供電成本；在現貨市場中，價格等于相應時段的邊際供電成本。當電力供不應求時，價格等于用戶失負荷價值或機會成本。當電力較小程度地供過于求時，價格等于供電變動成本。當電力嚴重供過于求需要機組停電時，價格等于發電機組停機綜合成本。供求不平衡情景的價格形成，可以按中長期市場和現貨市場進行進一步區分。

國外成熟電力市場一般只針對電力短缺情景，按用戶失負荷價值設置很高的價格上限，如批發市場平均價格100倍的價格上限，根據市場理性原則，從有利于用戶的角度不設置價格下限。市場主體在很大的價格變化范圍內根據成本制定報價決策，電力市場機構在成本測算的基礎上對市場主體報價的合理性進行檢測和處置，使電力市場報價與成本相當，確保電力市場競爭處于最優效率的狀態。國外成熟電力市場在價格上限很高的情況下，并沒有系統地出現發電企業報高價獲取超額收益的問題。

目前，我國電力市場沒有開展發電成本、用戶失負荷價值和發電機組停機損失等測算工作，也缺乏“價格=成本”的自覺意識。實際操作中，簡單地把原先政府核定的不同電源上網電價當作平均供電成本，考慮燃料價格聯動因素后形成了“基準價格（1+上下浮動比例）”的價格上下限。無論目前情景下這種辦法形成的成本與實際成本是否一致，這種成本也只是年度平均成本甚至多年平均成本，原則上僅適用于中長期年度交易，不適用于月度交易，更不適用于分時段交易，尤其不適用于現貨市場交易，完全不適用于電力供求不平衡的特殊情景。由于這個原因，目前我國中長期合同分時段分解或現貨市場價格基本上參照政府目錄分時電價政策執行，電力供求平衡狀態對交易價格產生的影響很小，現貨市場發現價格機制基本上不存在。

針對上述問題，建議政府相關部門組織、電力交易機構及相關機構，對電力系統分時供電成本、用戶失負荷價值和發電機組停機綜合成本等進行測算，形成電力市場交易的參數數據庫及動態調整機制；明確不同電力市場、不同供求平衡情景下的價格形成機制，確保不同情景特別是極端供求平衡狀態下的“價格=成本”，充分發揮電力市場價格機制優化配置資源的作用。基于分時供電成本和機會成本測算結果，在電力市場中設置市場主體報價合理性檢測及處置機制，市場主體報價高于成本的按成本取值，報價低于成本的按報價取值。

完善現貨市場下中長期合同分時段分解的建議

現貨市場試點省份為了實現中長期市場與現貨市場的銜接，要求市場主體在現貨市場交易前（如D-3前）對中長期合同按一定的規則（如電費不變等）進行分時段分解或交易，并根據中長期合同分時段分解或交易結果與現貨市場交易結果做差價合同結算。實際操作過程中，不僅市場主體參與意愿低，而且中長期合同分解曲線、價格與現貨市場負荷曲線及價格吻合度低。

在集中式現貨市場，中長期合同是只用于結算的金融合同，功能是規避風險；現貨市場全電量物理出清，功能是發現價格和實現電力電量平衡。中長期合同分時段分解或交易相當于把金融合同物理化或現貨化，與現貨市場全電量物理出清重疊，這在理論上沒有必要。實際上，按照現貨市場主體電費結算公式，即“現貨市場電量×現貨市場價格+中長期合同電量×（中長期合同價格-現貨市場價格）”。如果中長期合同價格經過分解或交易后與現貨市場交易電量和價格一致，中長期合同價格-現貨市場價格=0，中長期合同電量在市場主體結算中也就不起作用了。這樣，在強調中長期合同也要通過分時段分解或交易釋放價格信號的同時，中長期合同規避價格風險的作用也失去了。因此，集中式現貨市場下不需要進行分時段分解或交易。中長期合同簽約比例實際上是一把“雙刃劍”。高比例中長期合同雖然有利于市場主體規避價格風險，但是會削弱價格信號；低比例中長期合同不利于市場主體規避風險，但卻有利于釋放價格信號。

以“日清月結”結算模式為基礎，建議對集中式現貨市場模式下的年度分月、月度中長期合同不進行日分時段分解或交易，而按月與現貨市場交易進行差價合同結算，即市場主體批發市場月結算電費=年度分月和月合同電量之和×合同價格+（現貨交易電量-年度分月和月合同電量之和）×現貨市場加權平均價格。月內中長期合同交易參照執行。通過實際數據測算分析中長期合同分時段分解與按上述建議不分解的電費結果發現，中長期合同分時段分解會造成電費結算結果的不唯一性，由此說明中長期合同分時段分解不僅理論上不成立，操作上也不可能。

建立需求響應市場交易機制

2022年，國家提出電力“保供穩價”，各省按照“需求響應優先、有序用電保底、節約用電助力”的原則，制定和實施電力需求響應辦法。一方面，目前，各省需求響應工作，除個別省外，均由省級政府相關部門組織，如省電力需求側管理平臺、智慧能源服務平臺，甚至包括省級電力公司面向用戶的信息服務平臺等，電力市場與需求響應之間缺乏協調機制，甚至整體上處于獨立或并列運行狀態，在電力保供上沒有形成合力，電力市場對需求響應資源的利用不夠。另一方面，各省政府相關部門實施的需求響應補償機制設計不合理，主要表現在：一是補償標準明顯高于市場價格，需求響應主體本是尖峰負荷的責任者，高補償標準下卻成了保供“功臣”；二是電力市場與需求響應不協調。有些省市需求響應補償標準折算成電量電價達到5～20元/千瓦時，而現貨市場價格上限只有1.5元/千瓦時。如果現貨市場價格上限提高到5～20元/千瓦時，可能不需要啟動需求響應；三是誘導有負荷彈性的用戶不參與市場削峰，而是維持甚至增加負荷需求，這樣會形成削峰響應時越“響應”越缺電或填谷響應時越“響應”越過剩的逆反效果。

借鑒國外經驗，建議調整需求響應實施主體，將各省電力需求側管理機構與電力交易機構進行資源整合，由各省電力交易機構統籌需求響應資源。統籌電力市場與需求響應機制特別是補償標準設計，引入失負荷價值定價辦法，完善現貨市場價格上限形成機制，建立與現貨市場相適應的需求響應交易市場，統一、充分管理和利用靈活資源，提高系統響應能力。以認識需求響應補償機制與電力市場價格上限形成機制之間的關系為切入點，形成“電力市場優先，節約用電助力，需求響應配合，有序用電保底”的電力保供新機制。

建立零售市場比價競爭機制

目前，我國電力市場相對忽視零售市場。與國外零售市場售電公司向用戶提供幾百種售電服務電價套餐相比，我國電力用戶相對“可憐”，售電公司僅提供最簡單的中間商服務和按傭金及價差傳導等收費方式。

明顯落后的零售市場改革實際上反映了當前我國電力市場改革的認識誤區。電力市場之所以取代傳統的集中調度，是因為集中調度難以區別不同發電企業和用戶的響應能力、成本和效用等，不能因此實施最優調度；而電力市場通過價格機制及信號讓市場主體選擇，通過菜單消費原理，解決了信息不對稱的問題，能夠比集中調度更有效地實現面向發電企業和用戶提供最優的發、用電安排。相比批發市場，目前我國零售市場更加缺乏市場主體充分選擇的機制安排。

借鑒國外普遍實行的基于比價信息網站的零售市場競爭機制，建議由政府相關部門組織，委托電力交易機構或者第三方機構具體實施，在零售市場建立比價競爭機制。具體做法有：一是比價網站的建設與運營。由電力交易機構將比價網納入電力市場系統建設項目，可自營或者委托第三方機構運營，不向市場主體收費；網站要能夠提供智能化比價服務。二是統一文本格式。由電力交易機構組織設計統一的售電公司報價文本格式、用戶用電方案文本格式和比價信息報告文本格式。三是報價信息和比價信息的要求與使用。作為與用戶結算的依據，售電公司的報價信息要真實可靠。比價網站提供的比價信息僅作為用戶選擇售電公司的決策參考，不作為用戶與售電公司的結算依據，電力交易機構或委托的第三方對通過比價網站提供的比價信息不承擔任何法律責任。四是建立售電公司報價和用戶比價監管制度。考慮電力經營的公用性，售電公司必須提供報價，否則不得參與交易，甚至會被注銷交易資格。不強制要求用戶委托比價并進行比價信息決策，但要明確引導和督促用戶比價。政府相關部門規定基于比價競爭的用戶用電交易，等同于公開招標或競爭性談判采購。五是建立相應的交易規則與市場監管制度。如售電公司公開報價信息虛假處理辦法、不得串謀報價、比價信息有效期、用戶更改售電公司周期與方便性、第三方機構管理、取消售電公司20%市場份額限制等。六是售電公司電價套餐設計。售電公司把零售市場與批發市場分開來，脫離價差傳導模式，統籌產品（服務）、電價套餐及售電收入和購電成本，精心設計和制定售電公司自己的“目錄電價”。

明確電網企業代理購電為市場電及相關政策建議

電網企業代理購電不同于電力市場購售電模式，也有別于傳統的統購統銷購售電模式。但在實際運行中，有些工作按統購統銷模式要求，有些工作則按市場交易模式要求，沒有形成一個獨立、規范的購售電模式。以電網企業代理工商業用戶購電為例，一方面要求電網企業按市場化方式為暫時沒有進入市場的工商業用戶購電；另一方面，又要求這些用戶盡快進入市場。這樣，就提出了用戶進入市場的判別標準問題；電網企業市場化售電不是市場電，只有發電企業的售電公司和獨立售電公司的售電才是市場電。這種根據售電主體而不是根據價格形成機制判斷用戶用電性質的做法既不符合經濟規律，也不符合國家政策允許電網企業售電的相關規定。

實際上，在成熟的電力市場國家，用戶選擇哪種售電公司包括由電網企業售電是市場主體的權利，也是零售市場競爭機制的一種制度安排。如果其他售電公司服務好，用戶自然會選擇其他售電公司；如果電網企業售電好，用戶選擇電網企業也無可非議，除非國家政策明確不允許電網企業售電。進一步分析，以保底供電為核心的電網企業售電目前在我國電力市場中確實有存在的必要，除部分用戶暫時還缺乏參與市場的技術條件外，由于交易成本等原因還有許多小用戶面臨沒有其他售電公司選擇的問題；另外，大量市場用戶在轉換售電公司的過程中需要提供保底供電服務，電網企業提供這種服務最適合。更重要的是，我國還有優先用電需要保障，以及優先用電與優先發電之間的電力電量平衡等問題，這些問題只有電網企業才能解決。

因此，建議按照價格形成機制確定用戶用電性質，將電網企業代理工商業用戶市場化購電納入市場電，這樣既符合經濟規律和相關政策，也實現了全部工商業用戶進入市場的目標，還以規范的形式滿足了目前售電側市場實際存在的多種需求。同時，建議根據國家《售電公司管理辦法》第七條規定，明確由電網企業成立獨立的售電公司，從事以保底供電業務為主營業務的售電經營服務。電網企業售電公司與發電企業及社會資本的售電公司在比價網上同臺競爭，有利于促進售電公司開展增值性售電業務，為用戶提供更多的選擇權。政府對電網企業競爭性業務和管制性業務應實行獨立監管。

統一全國綠電交易環境溢價標準的建議

根據國家相關文件，許多省份的綠電交易錨定燃煤基準價形成環境溢價。由于實際燃煤機組市場交易價格按基準價加上下浮動機制形成，相對于燃煤發電交易價格，綠電交易中的環境溢價實際上很難保證，有時會出現綠電價格低于燃煤發電交易價格的情況。據有關資料，2022年全國綠電交易價格與燃煤發電機組交易價格基本相當；全國范圍內綠電交易環境溢價為零。

在綠電交易中，環境溢價形成機制是核心。把燃煤基準價作為錨定基準形成環境溢價，客觀上無法保證環境溢價一定大于零。另外，目前綠電交易分省組織，各省環境溢價標準不統一也不科學。一方面，目前各省綠電證書由國家相關部門按電量單位統一核發，相同綠證電量的環境溢價標準卻不同，這明顯不合理；另一方面，各省出于保護本省用戶利益的角度，會競相降低環境溢價標準直至為零，這種機制違背了綠電交易的初衷。因此，有必要由國家相關部門制定全國統一的環境溢價標準。最后，綠電交易的環境溢價根據參與交易的新能源機組是否享受國家補貼而有不同的安排，沒有享受補貼的機組可以獲得環境溢價。這種機制雖然有一定的合理性，但卻把環境溢價等同于補貼，并不合規。

建議由國家相關部門統一制定綠電交易環境溢價標準，在當年的中長期合同簽訂通知中明確。環境溢價標準可參考國家可再生能源基金附加標準、全國綠證交易市場、碳市場交易價格等核定，如0.019元/千瓦時。各省將綠電交易環境溢價的錨定標準改為相應月份的燃煤機組市場交易均價，綠電交易價格直接在燃煤機組交易均價的基礎上加環境溢價形成。無論是否享受國家可再生能源基金補貼，所有環境溢價等額沖抵國家可再生能源補貼或歸國家所有。

（圖片來源：veer圖庫）

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