电力市场体系基本成型

经过40年的改革与发展，电力工业中必要的市场主体逐渐形成。从结构来看，遵循中发9号文精神，电力市场的基本结构是清晰的。目前，广东、甘肃、山西等地已经宣布进入了模拟电力市场状态，只是在一些细节问题上还存在一些争议。

从市场范畴来看，电力市场的内容也比较广泛。除了大家熟知的能量市场、辅助服务市场，个性化的输电容量市场（阻塞管理）外，还有亟待进一步明确的发电投资市场。随着供需形势的不断变化和发电央企绿色发展意识的强化，这个市场需要抓紧明确相关机制。

从产业组织形态来看，除了要改革掉的垄断模式之外，还有单一买方模式、批发竞争模式、零售竞争模式。在传统的批发竞争、零售竞争之外，因为用户侧有了分布式能源，能够直接供电到配网侧，使得在零售侧的市场和交易的途径与方式，发生了非常大的变化，我提出了新零售竞争模式的概念。新零售竞争的模式未来会孕育出很多新的方向和业态。

所以，这两年我一直呼吁，应尽力支持可再生能源就近交易，应允许和“容忍”一些地区进行局域电网试点（局域电网是介于大电网和微电网之间的一个形态，主网架电压等级220千伏，主要在城市的地域间使用；内部有分布式能源，外部有明确的计量分界点。）

从品种上来说，有中长期市场、现货市场、金融衍生品市场。成熟市场需要现货交易和金融衍生品交易，但应允许部分地区相对较长地仅开展中长期交易，这个问题上要理性、不要一刀切。开展现货的地区应立即研究是否需要设计金融产品。

现货市场建设面临难得的历史机遇

从现货市场建设角度来说，现在处于一个难得的历史机遇期。主要表现在以下三个方面。

第一个方面是政策不断向好。党的十九大提出要建立现代市场体系。2018年12月召开的中央经济工作会议提出必须坚持以供给侧结构性改革为主线不动摇，并对有关改革工作进行了部署。最近召开的两会，政府工作报告明确提出要深化电力市场改革。这些都为电力现货市场建设提供了良好的政治环境和政策依据。

第二个方面是电力工业经济制度的完善。首先体现在电力市场构成要素基本确立；也就是说什么是商品，谁是买方、谁是卖方，已经得到了确立。其次，电力市场化电量的比重快速增加。第三，各种市场交易的模式都在积极探索。

第三个方面，从市场氛围和市场基础来看也不错。比如在舆论方面，现货市场在市场体系中的作用和意义得到了较为充分的诠释。在技术层面，风电、光伏发电无补贴平价甚至低价上网政策的出台，为市场与绿电消纳可能的冲突扫清了障碍。

电力现货市场面临较多挑战

机遇之外，还面临着三个方面的挑战。

第一是时机问题。

本轮电力现货市场的窗口期并不会非常长。按照中央的判断，我们经济下行压力很大，所以提出了“六个稳”（稳就业、稳金融、稳外贸、稳外资、稳投资、稳预期）。在这么一个形势下，经济社会对于能源电力要求更多的是要降成本，短期内更多的是降电价。去年两会上，李克强总理提出一般工商业电价要降10%，我们参与了第三方评估，目标确已实现。

今年两会上，总理在作政府工作报告时提出，“降低制造业用电成本，一般工商业平均电价再降低10%。”这个形势用四个字表达，就是“时不我待”。但是，现货市场要发挥好作用，就要求电价能够及时并合理反映用电成本、反映市场供求状况、反映资源稀缺程度、反映环境保护的支出等等，目前来看还较难做到，用四个字表达就是“有待时日”。

在经济社会迫切要求和现货市场作用体现这两者之间，如果来场赛跑的话，现货市场建设的关键时间就是2019年、2020年起始这两步。或者反过来说，我们八个现货市场试点，特别是广东、浙江这两个试点，如果在今年没有一个总体性、标志性的结果，到2020年没有一个真正结算意义的现货市场运行的话，各地政府可能更坚定地用中长期市场或者用直接降低电价的方法，而不会醉心于现货市场这种配置方式。

另外，在电力市场建设过程中存在的一些相对“左”的思想，也为电力现货市场建设增添了一定的不确定性。

第二个挑战是市场效率问题。

首先，发电市场有效竞争的格局尚未完全确定。从2015年中电投和国核技合并，到2017年国电集团与神华集团合并，大型发电集团合并使得发电侧的市场化竞争面临新局面。

理论表明，市场较充分地竞争，HHI指数要小于1800。反观现实呢？要清醒地认识到，经营者过分集中会使市场效率大大降低。

在总结电力改革开放40周年的过程中，我写了一系列的微信文章，名字叫《发电市场主体艰辛培育40年》。里面讲述了我们发电领域的市场培育问题，经历坎坷、过程艰难，我们应百倍珍惜！这个深层次的问题对现货市场来说是一个比较大的挑战。

其次，还有一些具体的、技术性的挑战。

我们现在都在做现货市场的交易方案和规则的讨论，电力市场到底应该建设成为一个什么模式？我个人认为，应该强化日前交易的标志性建设。很多专家提出，从年度、月度中长期交易到日前、日内、实时交易这样一个体系当中，最重要的应该是实时市场。

但是对于中国来说，标志意义还是这个日前市场。主要原因之一就是，我们历史上多年形成的以提前一天安排电网运行方式为基础这样一个调度工作体系；当然其背后是我们的电源结构问题，我们电源以煤为主，煤电启动必须头一天晚上安排才能应对第二天的负荷。如果头一天不把大的运行方式弄清楚的话，电网调度就会面临很大的压力。

最后，现货市场是全电量竞争还是部分电量竞争，采取集中式还是分散式？采取“全电量单边竞价+区域边际电价”这种方式，试点可能会较快启动。虽然我们一直强调要建立坚强电网，但是输电网和配电网还不够坚强；真正交易结果执行的话，每一个省输电断面阻塞可能还有不少。另外，这种竞争方式需要安排的过渡性措施比较少，不需要再拼命“创新”了，要知道规则间的磨合是不容易的。

以上问题解决后，市场效率的作用发挥，还要看期货和现货之间怎么摆布了。现货和期货紧密捆绑、互为支撑，可以解决风险规避等等方面的问题，目前电力金融衍生品市场研究还几乎未动。

总之，改革要既要改到位、发挥效率，又要保稳定、平稳过渡，留给现货市场腾挪的空间实在太小了，规则制定者和市场实操者都感受到了空前压力。

第三个挑战是市场边界问题。2018年11月，中共中央、国务院印发《关于建立更加有效的区域协调发展新机制的意见》，其中“完善区域交易平台和制度”一部分中提出，“……选择条件较好地区建设区域性排污权、碳排放权等交易市场，推进水权、电力市场化交易，进一步完善交易机制。……”但是能不能落实区域协调要求的“电力市场化交易”，市场边界问题一直有争议。电网企业提出了“统一市场、两级运作”的机制，看似是一个非常完美的体系。

但是有个问题需要辨析，即，跨省交易和区域市场是不是等同的概念？一个真正区域市场就意味着调度控制区必须合并，也就是说单个省级调度中心权力归到一起形成区域性的调度中心。这个显然是“统一市场、两级运作”体系里面没有涉及，或者是尽量回避的问题。

区域市场配置能力很强，我们也跟政府一直呼吁，不能因为电网企业弱化区域电网公司而在市场模式选择上设置禁区；这个坎迈不过去，真正实现资源大范围、高质量的优化配置是非常困难的。总体上，随着管理水平的提升，强化区域电网、推动真正意义的区域电力市场是必然趋势。

以上是挑战的三个方面。尽管如此，我个人对未来电力现货市场的建设还是充满信心，因为推进电力市场需要的人力、物力、财力，现实存在且调动相对容易。在中央政府的坚强领导下，只要各界真心向好，大家共同努力，就能把包括现货市场在内的现代电力市场体系建立起来。