电力现货市场试结算后市场化的努力方向

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南方能源观察

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谷峰

2019年是新一轮电改的第五年，也是市场化非常重要的一年。在这一年里，市场化的核心——电力现货市场在8个试点地区进行了为期一周以上的试结算工作。电力现货市场能够将电力交易与电力运行进行紧密结合，使电力的一般商品属性和独有特性达到统一，能够推动真正的售电业务登上电力市场的舞台；电力现货市场的价格发现功能，让竞争环节电价放开和经营性发用电计划放开有了真正整体落地的条件；电力现货交易需要的海量信息披露，将逐步解决几十年来电力系统运行的“黑箱”问题；电力现货市场与中长期市场一起，还将为国有电力企业改革提供边界条件和基础背景环境。2019年必将因为电力现货市场的进步，而在中国的电力工业史上留下浓墨重彩的一笔。

当然，8个电力现货市场试点的试结算工作，仍然是不完善的电力现货市场初步探索，受很多边界条件和配套制度不具备的因素影响，甚至与原有的市场设计偏离较大。电力现货市场试点试结算存在问题的根本原因是多方面的，既然电力现货市场能够将“三放开、一独立”的电改重点任务整合成“任务树”，那么重点分析电力现货市场试点试结算存在问题的根本原因，就能找到下一步继续深化电力体制改革的努力方向。

1 电力现货市场试点已经开展试结算过程中发现的问题

从8个试点地区已经开展的试结算结果来看，电力现货交易机制完全可以替代原有计划调度机制。即使在目前各项配套政策没有完全到位，相关人员素质、数量不完全满足需要的情况下，电力现货市场仍然基本运行平稳，保证了试结算期间电力连续、可靠、稳定供应，方方面面的忐忑放下了大半。当然，起步阶段的电力现货市场试点还不能被称之为“白天鹅”，甚至个别地区还算不上“丑小鸭”，存在的问题主要表现在以下七个方面：

（一）部分试点地区电力现货价格水平偏低

2019年8个试点地区的试结算工作中，70%以上的电力现货市场出清均价水平很低。在第一、二轮试结算过程中，个别地区还出现了屡创新低，跌破关注者眼镜的情况：日均价格曾经出现过每度0分到每度几分钱。既有可再生能源大省，也有火力发电为主的能源大省出现这种情况。电力现货竞争是以变动成本竞争为基础的，从国际经验来看，容量成本很难完全通过电力现货市场回收，特别是各地连续试结算的时间均选择在供需宽松的时段，出现均价相对核定价格有较大降幅是必然的，但是低到这种程度实在难以接受。因为在国际电力市场中，出现负价也不罕见，但普遍是在有补贴的电源种类在大量生产、超过负荷需要的时段出现，而国内出现低价的地区均没有占比很高的非水可再生能源，并且其中一个还以煤电为主。

（二）电力现货价格发现功能受到参加主体不全的制约

全部试点地区中，或多或少均有负荷侧和发电侧主体没有参加电力现货市场出清。负荷侧没有参加出清的主体，普遍是外送主体[1]，常见的供给侧没有参加出清的主体是外受电、可再生能源。部分机组计划调度、部分机组参加现货市场，会使现货市场的供需与自然（或真实）的供需发生偏离，极端情况下发现的市场价格异常程度较大，受到市场主体质疑。例如，北方某试点省区，光伏等可再生能源和外受电未参与现货市场出清。从去年9月的电力现货市场试结算实际情况来看，连续7日结算试运行市场出清结果，中午时段现货电能量市场价格最低（最低至0元/MWh），其余时段（包括夜间负荷低谷时段）市场出清价格均维持高位，即出现了夜间负荷低谷时段现货价格较高的极端现象。究其原因，是该省新能源装机占比达25%、当时外受电[2]送电功率达到2300万，由于可再生能源、外受电等作为边界条件，在负荷高峰时段抵消了大量的负荷需求，夜间用电负荷低谷时段，光伏出力为0，直调火电机组出力相对较高，形成了负荷的需求峰谷波动与现货价格的峰谷波动完全倒置的极端现象。

（三）备用辅助服务市场建设滞后

电力现货市场需要配套的辅助服务市场主要进行调频和备用服务交易，8个试点地区均没有开展备用和电能量的联合出清，超过50%的试点电力现货市场并未考虑备用服务的市场化，而是继续维持原有辅助服务补偿机制下提供备用服务的做法。从实际工作难度上可以理解，简化的目的是尽量减轻电力现货市场试点初期的困难。但是，由于参加备用服务的容量没有在参与电能量市场的投标过程中进行扣除，不考虑备用服务市场化的做法明显影响了电力现货市场的供需。如果在电力现货市场结算过程中，按照备用容量占总负荷10%计算，不同步考虑备用服务市场的配合运行，则意味着人为放大了现货市场的供应能力10%左右。供应能力的放大自然会造成更大幅度的供需失衡，进一步推动电力现货市场价格下降。

（四）某试点个别时段出现了影响风电消纳的情况

从市场理论和国外实践经验来看，电力现货市场是以变动成本比较为竞争基础的市场，天然有利于变动成本近似为零的可再生能源参与竞争，因此在世界范围内可再生能源消纳情况好国家和地区，基本上都是施行电力现货交易机制的国家和地区。然而，2019年，试点地区中的北方某风电大省，个别时段出现了由于风电不成交，险些弃风的情况。该地区电力现货市场中，由煤电和风电申报上下调价格，上调是增发的卖电价格，下调是减发、购买其他低价电源生产电力的买电价格。按照市场设计，可再生能源由于变动成本低，上调出价会很低，会自然而然满足煤电购买“便宜电”赚更多钱的愿望，同时顺利实现可再生能源临时增发的愿望。但由于长期以来当地可再生能源企业对现货市场机理了解不够深入，仍然秉承“成本加成”的定价思路，按照煤电企业的变动成本作为自身价格申报增发出力，言下之意是让煤电拿回应得利润[3]不再发电。理想是丰满的，现实是骨感的，煤电企业认为自己不应该只拿回利润，而是要求根据供需（发电合同转让的供需情况）情况获得更高回报。可再生能源企业申报的上调报价和煤电企业申报的下调报价在部分时段没有交点，该市场的运营机构被迫在可再生能源全额消纳的要求下，干预市场成交结果，把本应不成交的可再生能源电量收购上网。该问题的本质是可再生能源企业忽略了自身产品的不可存储性，出现了异常报价，临时增发的情况更多的应该是要在价格上做出大幅让步，国外可再生能源企业在临时增发的情况下，只要含补贴不亏损就同意增发电量，通常都会放弃定价权[4]。

（五）电力现货市场电费结算产生亏空

试点地区现货市场电费结算产生的亏空，主要是指电网企业从用户收取的电力现货市场电费小于应支付发电企业的电力现货市场电费。部分试点地区将这部分亏空的费用称为“不平衡费用”。在2019年的试结算过程中，“不平衡费用[5]”比较高的地区可以达到日均500到1000万元人民币。从各地的公开资料看，列支的“不平衡费用”主要来自六个方面：一是辅助服务费用，辅助服务费用在计划体制下，被认为包含在核定电价里，所以由发电企业采用“零和游戏”的方式相互补偿，但是在现货市场背景下市场竞价形成的电力现货价格并不包含辅助服务费用，辅助服务费用由辅助服务经济机制形成；二是启停等运行费用，在计划体制下，发电机组轮流生产，启停费用放在了综合电价里，而电力现货价格不包括启停费用；三是市场补偿费用，电力现货市场中存在个别报价高于出清价的机组，因启动能够优化整体系统运行而被电力调度机构指定开机，其报价与出清价的差额费用需要全市场用户分摊；四是部分阻塞费用，集中式市场采用节点电价，会产生阻塞盈余，由于优先购电用户的电价不能变动，产生部分阻塞盈余有可能没有收取到；五是电网代理未放开用户盈亏费用，电网企业代理优先购电用户，可能由于优先购电用户用电曲线的预测偏差，使优先购电用户曲线与优先发电合同曲线难以重合，产生盈余或者亏损；六是部分发电机组容量费用，个别电网企业认为执行的输配电价不含有部分燃气机组的容量费用，需在市场上回收引发亏空。在2019年的连续试结算过程中，前三项都是亏空，四到五项也没有产生盈余，而第六项争议较大。

（六）信息披露达不到市场主体的要求

试结算信息披露不如人意，部分试点地区信息披露内容较少，目前能够查询到的试结算信息很少。电力现货市场相对于原计划调度的信息披露要求，增加了不止一个量级，需要披露的信息包括交易规则、交易公告、输电通道可用容量、系统负荷预测、系统可再生能源功率预测汇总数据、市场成交信息等，以保障市场公开、公平和公正。尤其是，我国大部分试点选择了集中式市场，50%的试点地区配合使用了节点边际电价，这是对信息披露要求最高的市场设计。对于这种设计，市场主体进行正常交易需要获得的信息颗粒程度，至少需要满足事后能自行复原整个市场交易情况的要求，运营机构至少要提供输电断面、网架拓扑结构、各节点电价、阻塞费用分摊、设备停运信息、非市场机组运行等信息。否则就会如某售电公司所言，信息披露不全造成市场主体集体盲人摸象，感觉风险比“赌场”还大。

2 电力现货市场试结算存在问题的根本原因

电力现货市场机制在几十个国家和地区都已经执行20年以上，其理论和实践都相对比较成熟。从典型市场的框架来看，已经十余年没有发生大的变化，仅在进行细节的完善与提高。因此，电力现货市场里反映出的问题，源于现货市场本身的原因很少[6]，各项配套措施和制度跟不上市场建设进展需要，是试结算存在上述问题的根本原因。主要表现在以下三个大的方面：

（一）市场的基本概念和基本知识仍有欠缺

试结算期间的很多问题，本质是对电力市场基本概念和基础知识了解不深入，引发的“误操作”。

1、电力商品的同质化特性决定了电力现货市场只能走“单轨制”道路。

电力是世界上仅有的几种集中交付的商品之一，这是由电力商品的同质化特性决定的。由于电力商品不但同质，且生产使用同时完成，电力商品的物理交割只能在现货市场中的实时环节进行，所以电力商品的价格发现功能由电力现货市场执行。任何连接在系统上的电气设备不参与电力现货市场定价，都会影响其价格准确性，这是试结算中出现价格扭曲的主要原因。国际经验来看，世界上的电力市场不是没有“双轨制”市场，但仅限于电力现货市场之外的中长期交易。

2、电网公平开放不支持部分市场主体提前确定发用电计划作为边界条件。

电网公平开放是国际上市场化通行的基础要求，在我国也已经提出多年，但近年来逐步被聚焦在电网公平接入上。实际上，电网公平开放也是电力现货市场建设的基础。电力是典型的管道经济，服务属性很强，阻塞对电价影响非常大。如果部分机组优先安排发电计划，则意味着“公平开放”的电网部分能力被优先占用，相当于免费获得物理输电权，而其他机组的运行状态、获得电价等受到特殊机组的严重影响。不单市场价格受影响，电网公平开放也无从谈起。

3、用户在批发市场支付的电价项目表不应只包含电力现货价格。

长期的计划体制下，电力用户只需要使用目录电价一个价格即可支付电费，同类型同电压等级的用户在同一省内目录电价是相同的。因此，无论是用户还是电费结算机构都误将电力现货市场生成的电能量价格，等效为过去用于做收费标准的目录电价。其实不然，电力现货市场形成的分时电能量价格、度电分摊的启停费用、度电分摊的补偿费用、度电分摊的辅助服务费用、阻塞费用等应当共同组成用户支付的批发市场电价。在市场化环境下，系统需要市场主体做任何动作都不应是免费的，因此上述费用都不应列入所谓的“不平衡费用”。真正的不平衡费用，在国外也存在，主要是由于发用两侧表计的误差和收取支付电费过程中的四舍五入引起的电费不平衡，但是量级很小，可以忽略不计。

（二）既有监管措施和手段与电力现货市场试点要求还有差距。

中发9号文不止有“三放开、一独立”的市场化要求，“三加强”也是同样重要的要求，但是既有监管能力仍然不适应电力现货市场化改革的需要。

1、电力现货交易不是降价的手段。

电价曾经长期作为我国调节经济发展的重要杠杆，被广泛应用。在扶持实体经济的大背景下，部分市场设计被要求保证用户电价只降不升，这也是试结算过程中成交价偏低的原因之一。实际上这属于过分担心，以目前的供需情况，占生产能力70%的火电机组尚有三分之一的生产能力没有释放，电力现货的均价必然是向下走的，但是高峰的价格和负荷中心的价格很可能出现上涨，这是一个结构性的降价，恰恰能够优化资源配置。部分电力现货市场试点要求上限价格很低，下限价格很高，使可再生能源无法发挥变动成本低的优势，也限制了高峰电价引导顶峰资源发挥作用。国际上，有容量市场的国家限价一般要超过3000元/兆瓦时，没有容量市场的国家限价可达到63000元/兆瓦时，而下限价格往往是负值，充分拉开的峰谷差既能充分调动市场主体顶高峰，也能推动市场主体填低谷，而试点地区高峰限价多低于1000元/兆瓦时，低谷限价多高于0元/兆瓦时。另外，大约7成以上的试点地区市场设计要求市场主体报价段数小于或等于5段，5段式报价本身就有抑制电价波动的作用，一般来说10段报价才会让发电主体将最后一段报价设置成限价[7]。

2、输配电价落实尚未解决电价调节工具的历史问题。

我国长期在工商业电价上执行峰谷电价，峰谷电价为调节系统运行做出了很大贡献，但是电力现货市场运行后，峰谷电价政策需要进行调整。首先，峰谷电价的生成应当由发用双方交易形成，输配电价不应继续执行峰谷电价。电网投资是按照峰段负荷需求进行的，并未与谷段发生关系，通俗的类比高速公路，即使再拥堵也不会提高该时段通行价格，快递公司业务量再大也不会提高该时段运费。执行峰谷的输配电价还会造成不同用电类型用户之间形成新的交叉补贴，这与改革的方向是相违背的。其次，由于电力现货市场必须单轨制，电网企业代理的优先用电用户实质上也参与了电力现货市场[8]，由于电力现货市场价格是时序和带有位置信号的，电网企业预测准确的部分负荷可以由对应的发电企业承担，预测不准确部分将会采用市场价格采购形成电网代理采购的盈亏，该部分盈亏不应计入输配电价，而是应当允许优先购电用户一段时间内调整目录电价。从目前情况看，按周期进行调整对优先购电用户的电价降低有一定帮助，对于消除不正常的“不平衡费用”也有帮助。再次，各地历史上延续下来的峰谷电价存在很多问题，没有借助执行输配电价的机会进行修正，例如，南方某试点市场范围内，数个地区峰谷时段划分不同，当系统需要移峰填谷时，可能有地区正在鼓励负荷多用电，这些都是历史上使用电价作为调节工具的遗留问题。最后，已核定的输配电价，尚未公布输配电成本监审中包含的详细内容，包括是否包含燃机等的容量电价及其标准，造成电力现货市场结算产生了很多争议，还造成个别地区需要按照价差方式开展中长期交易。

3、电力现货市场没有被视为可再生能源[9]消纳的最佳产业政策。

在很多地区，可再生能源仍视市场为“猛虎”，传统的可再生能源消纳机制并未作出改变。可再生能源变动成本低，使其在电力现货交易中占绝对优势，但是前提条件是，可再生能源要肯报低价，市场报价下限往往是可再生能源的最佳选择。近期，市场设计中关于可再生能源报量报价，还是报量不报价（置地板价）的问题是个伪命题，因为给可再生能源报价的权力，可再生能源也会报最低价，以获得充分上网的机会。传统的可再生能源保价又保量的要求，是可再生能源法规定的，通过“预分配电量指标+计划调度”实现。在电力现货市场试点中，仍然能继续执行可再生能源法的要求，变化的地方是电力现货市场只保证电量充分上网，保收益的政策应当放到电力现货市场之外，这也是电力市场化国家的通行做法，毕竟技术中性是电力市场设计的基本原理。

4、通过市场化保障民生的政策和监管措施研究不足。

长期的计划体制，让行业内总有一种误解，认为市场化无法保障民生，必须要直接干预市场，电力现货市场也不例外。例如，北方某省第二次试结算中出现几分钱一度电的超低平均价，很大原因是将所有供热机组直接指定成了必开机组，必开机组电量占到负荷的8成以上，这是一种典型“用力过猛”的保民生措施。其实，完全可以结果导向，要求供热企业自我决策，如果价格过低，供热机组会千方百计研究在供热水平一定的情况下降低机组出力。换句话说，如果电力市场不能保证民生，就没必要推进市场化建设。正确的市场保民生打开方式，应当是研究如何在不干扰竞争的情况下，通过电力现货市场外的监管措施实现保民生的目的。

5、现行部分国有企业考核指标制约国有发电主体的正常经营行为。

目前，国资管理部门普遍考核国有发电企业的经营业绩指标，营业收入指标是重要的业绩考核指标，主营业务的营业收入对业绩考核就更加重要。国有发电企业的主营业务营业收入，等于综合电价与上网电量的乘积。这种导向会使发电企业在电力现货价格越低的情况下，越是去争取电量，意图保证主营业务的营业收入总额增加，殊不知这种操作形成了降价与争电量之间的“正反馈”，进一步使电力现货价格水平变得不正常。

（三）“立新有余、破旧不足”的怪圈亟待打破

目前，制约电力现货市场试点正常试结算的原因，有很多是旧有的制度改革速度，不适应电力现货市场试点建设需要的问题，属于破旧跟不上立新。

1、传统辅助服务补偿机制难以与电力现货市场试点直接匹配。

我国现行辅助服务补偿机制始于2006年原国家电监会的巨大努力，该机制由发电企业承担费用，没有实现“羊毛出在羊身上”的疏导，同时辅助服务品种是按照电能量计划分配制度设计的，并不适应电力现货市场试点的需要。例如，西北某省报价过程中，50%以上出力为电能量报价，50%以下出力为深度调峰报价，就是“两种制度混搭”；南方某省在全电量竞价模式下，仍然保留深度调峰也是类似情况。另外，电力现货市场中，应当开展的调频和备用服务联合出清，在集中式市场试点地区大部分也没有得以实施，是影响电力现货市场价格发现准确性的原因之一。

2、传统信息披露制度不适应电力现货市场试点工作的需要。

现有电网运行信息披露制度颗粒度过粗，同时部分事关交易的信息被列为商业秘密，列为商业秘密的原因也未公开。电力现货交易严重依赖电网信息的公开透明，否则将给市场主体造成很大风险，进而影响市场主体参加交易。近期，国家能源局对信息披露的相关文件征求意见，该征求意见稿已经有大幅改观，仿效了国际惯例，将电网拓扑信息列为依申请公开信息，这将极大促进电网信息“黑箱”的打开。如能最终落地，将有效掀开“市场迷雾”的面纱，推动市场主体公平交易，促进电力现货市场发现价格、配置资源。

3、电网企业保留机组尚未以合适的方式参与市场。

8个电力现货试点地区，电网企业仍拥有千万等级的常规机组和抽水蓄能机组。上轮改革电网企业保留了部分常规机组[10]，后续又为保证系统运行安全建设了大批抽水蓄能机组。这些机组实质上影响着现货市场价格，长期作为市场边界条件是不合适的，这个边界可能因为系统运行原因发生大幅改变。抽水蓄能机组往往是国外电力现货市场中的边际定价机组，若游离于市场之外对市场价格影响很大。这些机组的现有盈利模式和生存政策还不适应电力现货市场需要，应尽快进行一定调整。

4、监管力量不足以对电力现货市场试结算进行有效监管。

由于我国电力市场建设刚刚起步，全行业都是摸着石头过河，监管的经费和人员严重不足，不得已出现了很多“换汤不换药”的所谓“监管”，其实就是原来的计划管制职能换了件“监管”的衣服，例如原来的“管理部门拍板”变成了“监管部门协调”。“九龙治水”和能力不足造成本来应该是市场的服务机构（服务员）的运营机构，很大程度上变成了市场主体的直接“主管部门（老板）”，至少是技术层面的决策者。

市场化应当努力的方向

电力现货市场试点实操伊始遇到的问题，必然引发对各项配套政策的思考，配套政策的完善和改革，事关电力现货市场建设、乃至电力体制改革要经历多少曲折。由于任何地区都没办法一步从计划体制跨越到市场机制，客观存在的现实问题可能会迫使部分试点地区试结算向计划体制做了不少妥协。当试结算已经证明电力现货市场机制基本适用于我国电力系统之后，我们应当努力的方向就是坚定市场信心、修改不适应电力现货交易需要的各项既有制度。

一是巩固电改已经取得的成绩。电力体制改革本质是以电力市场化为目标导向的综合性改革，局部调整仅仅是一定程度的计划体制改良，单兵突进难免被其他未参与调整的计划职能绊住手脚、停滞不前。改革过程中存在各式各样的困难与羁绊并不可怕，最让人担心的是戛然而止。要避免这种情况的发生，系统性思维的顶层设计必不可少。首先，加快电力法、电力调度管理条例等电力行业根本法律法规的修订工作，将建立现货市场为核心的现代电力市场体系写入法律法规，避免合乎文件却不合法的尴尬情况出现；其次，成立专门的电力市场化建设工作组织机构承担日常工作责任，主管部门可抽调精干力量组成专班，给予足够授权，并承担相应责任；再次，尽快完成电力市场规划的编制工作，明确我国的电力市场体系具体如何组成，电力市场建设的具体目标和评价指标；最后，以系统思维协调各项改革内容，围绕电力现货市场试点工作，梳理不同改革内容之间的逻辑关系，形成具体的树形改革内容体系和分阶段目标，在实践过程中对于发现的阻碍改革的体制问题，积极研究解决方案。

二是尽快建立政府授权合同制度，在市场环境下落实产业政策和保证民生。实际上，目前的优先发电制度可以转变为政府授权合同机制，优先发电制度承担的落实产业政策和保证民生的职能转由政府授权合同机制承担。政府授权合同是指，政府有关部门为了达到抑制市场力、实现产业政策等目的，确定一定数量占比的电量由发电企业与电网企业签订厂网间购售电合同，国际上通常为差价合约。政府授权合同一经授权，政府有关部门自己也不得随意进行调整和改变。政府授权合同可以为实现国家可再生能源产业政策和民生政策服务，主要在中长期交易领域发挥二次分配的作用，弥补电力现货市场无法直接考虑国家可再生能源产业政策和民生政策的短板，又不直接影响电力现货市场的价格发现功能。政府授权合同在执行过程中，与其他市场化的中长期合同具有同等地位，通过电力现货市场公平地予以执行。在世界范围内，通过政府授权合同在中长期交易领域进行宏观调控的案例屡见不鲜。在电力市场已经建成十几年的新加坡，近年发电企业仍然得到了占全部发电量25%的政府授权合同，新加坡政府授权合同与中长期市场交易合同性质相同，财务责任无差别进行交割。

三是加快推动全部主体参与电力现货市场。双轨制是我国改革开放初期，经济体制向市场经济过渡中的一种特殊的价格管理制度。具体指的是对同值的标的物实行两种不同的定价机制，一种是计划定价，另一种是市场定价。双轨制是中国经济转型所采取的一种特殊制度安排，是1979年至1993年间我国所实施的渐进式增量改革（体制外优先改革）战略的一个重要特征。四十年改革开放很大一个特征就是双轨制下的增量改革，有学者总结为中国特色的改革经验。但是，双轨制是否是所有行业改革的必由之路呢？先看看双轨制存在的弊端，一方面，双轨制类似于同一条道路上同时实施可以靠左行驶和靠右行驶的双重规则，这会导致一定程度的混乱。另一方面，双轨价格的并存会助长两轨之间的倒买倒卖和权力寻租现象。经济学者普遍认为双轨制的实施是我国改革初期摸索前进的必然结果，虽然它的存在有一定合理性，但在实施过程中付出了不小的代价。电力现货市场建设采用了试点先行的做法，少量试点（大部分地区原有计划调度制度不变）同样可以起到双轨制初期稳定“基本盘”的作用，特别是今天我们清晰认识到、经历过历史上双轨制的副作用后，电力现货市场双轨制应当慎用。因此，所有接入系统的电气设备的经济关系均应由电力现货市场交易形成，至少应保证全部发电单元和终端负荷用户均参加电力现货市场，或给出明确的参加时间表。

四是尽量避免行政手段直接干预电力现货市场。国家要求将市场作为资源配置的主要手段，是要通过价格引导资源的优化配置。不能简单粗暴地用行政手段通过设置市场限价强行干预电力现货市场价格。换一个角度理解，就是我们设计的电力市场要努力保护价格发现功能，才能承接价格核定机制的放开。否则，如果我们设计的市场发现的价格相比价格核定方式定价准确性、及时性差，甚至扭曲真实的价格，那么我们为何要放开价格核定，为何要建设市场？做到这一点的关键就是相信市场能够通过价格调整好市场主体的行为、维护好电力系统的平衡，这是电力体制改革顶层设计自始至终的思维方式。任何意图通过行政手段干预市场价格的行为，一定会带来更大的问题。例如，人为压低的上限价格、抬高的下限价格会向市场主体发出错误信号，如果传导到用户端的峰谷价差幅度低于用户目前使用的峰谷电价价差幅度，那么会恶化负荷侧的用电曲线，拉大峰谷差，进而会给电力系统运行的经济性造成负面影响；下限过高，则会让可再生能源无法发挥变动成本近似为零的优势，抑制电力现货市场机制促进可再生能源消纳的友好天性，甚至可能为我国改善用能结构、实现能源革命目标制造障碍。如果直接干预现货市场成为习惯，计划体制的痼疾会再次爆发，过高的低谷电价导致常规机组能够承受继续开机（维持较高功率损失很小），造成可再生能源消纳空间不足。再比如，省间和省内谁先谁后，谁做边界的问题，可以通过市场内交易和市场间交易的耦合，通过价格决定外送、内销、外购、内购[11]，没有必要强行约定谁先谁后，因为这也会限制市场的价格发现功能。

五是加快贯彻执行输配电价制度。要加强输配电价制度基本原理和概念的宣传，要清醒认识到，为什么市场化条件下，还要核定输配电价的原因。电网环节属于自然垄断环节，市场竞争难以提高效率，需要通过核定成本和准许收益。要将原本由输配电价承担的调控职能和蓄水池作用让渡给发用双方在电力现货市场中形成的峰谷电价。实际工作中，要坚持“管住中间、放开两头”，守住市场化的“初心”。好的顶层设计和好的制度发挥作用，靠的是强有力的专业化监管，市场模式可以征求意见进行讨论，可以“百花齐放”结合实际，因为市场模式是基于发电企业、售电公司和电力用户自主竞争、风险自负的定位，而输配电业务作为自然垄断业务，不存在竞争风险，也相应不存在自由裁量权，价格政策应该得到无条件执行。另外，必须要认识到，要使输配电价制度真正发挥作用，在实际交易中得到真正执行，唯一的办法就是要建立完善的电力现货市场，输配电价落实和建设电力现货市场工作本身就是转变电网盈利模式的一体两面。

六是尽可能对电力现货市场试点工作中的创新和失误给予高度耐心和容忍。无论如何加快既有配套制度的修订和完善，新生的市场机制还是会快速触及传统计划体制的“条条框框”，甚至可能会出现试点的某些举措违反现行规定规章的情况。在计划体制中，规划、核价和运行三大环节，各项制度逻辑自洽，已经成了紧密的闭环状态。从某种意义上讲，厂网分开以来，电力工业取得的巨大进步就是成熟电力计划体制的辉煌成就，我们的改革是在电力计划机制的寿命没有走到尽头的主动改良，这是我们体制优势在电力行业的体现，但从另一个角度讲，电力计划体制规章体系有着部分容易让行业接受的现实支持因素，而新生事物让主体接受必然有一个过程，因此，对摸索过程当中，由于创新触发的一些违背现存规章规则的问题，必须提高容忍度，这也是现货市场采用试点方式而不是大面积铺开的重要原因之一。当然，必须强调的一点是，这里的创新是相对计划体制的市场化创新，而不是对基本经济公理的更改。既然市场化试点是摸索的过程，难免会出错，这就和岔路口一样，“往左往右总有一个方向是对的，但是没法知道往左和往右哪个是错的”，甚至可以说试点过程中一定会出错，不出错的试点不能起到先行先试的作用，那么对待出错的态度就更加重要。中发9号文已经明确了电力市场化是未来的发展方向，不要出现因错而停的结局，特别是电力现货市场试点的相关工作。大步快走和小步快走都是电力工业需要，但是因噎废食是要极力避免的。

七是逐步落实监管经费、提高监管能力。监管的直接目的是维护市场公平，换句通俗的话讲就是“搭台唱戏”，规则制定好，台子搭起来，市场主体公平竞争，谁在里头“兴风作浪”并且违反规则，监管机构才能出手，至于市场里的问题一切按市场规则解决。这并不意味着监管机构是“点头不算摇头算”的看客，而是对其提出了更高的要求，监管人员必须具备市场涉及的经济、法律、电力调度等多方面知识，手段、装备都要信息化、现代化，才能依据规则“吹哨子”，这个“哨子”可不那么简单，直接裁决的是具体的经济利益，毫不夸张地说，由于行政复议，未来监管机构成为被告的几率大大增加。同时要认识到，最廉价的监管就是最昂贵的监管，因为会造成市场的低效运行。一方面监管工作需要足够的运行费用，不能和过去一样使用企业提供的监管便利条件，更要保持和监管对象管理系统、技术装备同步（甚至水平更高）的资金配置，才能形成足够的“战略威慑”。另一方面要保证监管人员的待遇，“待遇留人、事业留心”这才是一个良性的人力资源使用模式，并且足够的费用也可适应监管人员培训和再教育的需要。20 世纪 90 年代，英国有近 2／3 的公务员转到类似监管机构工作，美国、加拿大、荷兰、丹麦、澳大利亚等国均有类似实践，监管发展是政府转型和服务型政府建设的体制基础，是完成党中央提出的国家治理体系和治理能力要求的需要。电力市场的第一代监管人员一定是从原来政府管制部门转型而来。当然，政府官员转型为职业监管者需要一个过程，单单依靠监管机构完成监管工作是不现实的，繁杂而专业化的监管工作需要引入外脑，可以考虑以PPP的方式动员分散在科研院所、社会各界的专业力量参与监管，并最大程度避免“监管俘获”。内外脑兼修回到一句话，还是要保证监管费用的落实，如果必要，可以使用收取监管费用的形式。

此外，应当优化发电企业国有资产的考核管理方式。避免出现没有进行协调统筹国有资产管理的激励机制和市场化的要求，甚至两者还存在冲突的可能现象。

在可预见的未来，我国电改的顶层设计和电力市场化的实践，只有进行时，没有完成时，只要遵守电力市场的基本经济规律，稳扎稳打与蹄疾快步稳相结合，把电力现货市场建设视为测试其他配套制度是否需要改革的探针，就能实现电力现货市场建设对其他改革任务的引领作用，最终实现电力市场化改革推动电力工业高质量发展的根本目的。

[1] 外送电量应与当地负荷构成了当地市场的总需求。

[2] 外受电此时成分也含有大量西部光伏出力，所以可认为主要因素是光伏。

[3] 煤电签订的合同价格减去生产的变动成本。

[4] 由买家出价。

[5] 实际上并不是不平衡费用。

[6] 有也是部分试点在试结算初期对自身市场设计进行了部分简化带来的不能闭环问题。

[7] 如果发电主体最后一段报价不是普遍在限价段，市场限价就失去实际意义，国际市场也不会经常出现出清的限价了。

[8] 只是结算价格被目录电价锁定。

[9] 正常报价的可再生能源。

[10] 担心厂网分开后，独立发电企业的机组提供辅助服务积极性不高，保留了一部分机组，其中火电机组已经陆续剥离或出售。

[11] 欧洲的国与国之间交易已经为我们做了很好的示范。