目前，我国首批确定的8个电力现货市场建设试点已经全部实现模拟试运行。由此，我国电力市场建设开始步入现货试点时代。在这个关键历史节点，业界有必要就下一步电力市场建设进程进行深入研究，以护航电力市场化改革工作行稳致远。

传统计划体制急需市场化改革

电力市场化改革启动之前，我国完全靠计划调度体制来实现供需平衡，电能价格也完全由政府采取计划手段予以管制。

计划体制下，供需平衡的依据就是每年由有关部门制定的发用电计划。在实际运行中，如果供大于求，就通过调度指令来约束发电侧机组出力的方式维持系统平衡；供不应求时，则会祭出需求侧管理的大招，根据电力供应缺口的大小，以及政府提前制定的有序用电计划，通过依次拉限不同级别用户负荷的方式，来实现供需平衡。很明显，这种供需调节方式的主导方，并不是发电企业和用户这一对供需直接当事方。当一种产品的数量不由其供应方和需求方来共同决定的时候（尤其是在我国不断深化改革、扩大开放，市场主体更加多元的背景下），那么，此种产品的供需平衡体制和机制势必要进行改革了。

除供需平衡以外，电力系统运行的另一个重要因素——电价的发现和形成，在我国也同样严重依附于计划体制。政府有关部门先是根据建设和运营成本，为发电企业设定上网价格，后来又根据社会平均成本出台煤电等的标杆上网电价，同时还在销售侧限定销售电价。在这种体制下，虽然号称按照成本定价，但事实上计划定价机制对于成本的反映既具有滞后性也不够精确。后来，随着煤炭市场价格的放开，“计划电”与“市场煤”的矛盾更加突出，甚至出现煤价与上网电价“倒挂”的极端情况，已经严重影响到电力系统的正常运行，即使在“煤电价格联动”机制下，仍然难以摆脱电价与成本脱钩、价格无法实现顺畅传导的事实。更为严重的是，在政府定价机制下，“供需决定价格”的定律仿佛不再具有“真理性”——供大于求时电价不降，供不应求时电价不涨，“稳如泰山”的电价仿若“一潭死水”，既无法有效引导行业投资，也不能有效实现系统平衡，让整个电力系统失去了应有的生气和活力。另外，在当时的定价机制下，由于输配电价的缺失，电网企业的利润来源竟是销售电价与上网电价的差额，导致其赢利模式不具科学性和合理性，也凸显出电网建设、生产运营和销售服务等成本及利润成为一笔糊涂账的深层次问题，更是对电网企业开展依法有效监管带来了巨大障碍。

是以，进行电力市场化改革，用市场手段实现电力资源优化配置成为社会各界的共同呼声。

我国对现货市场早有探索

“无现货，不市场。”说到电力市场建设，“现货”是一个始终绕不开的话题。

进入本世纪，在国务院5号文的指导下，我国开展了以市场化为方向的电力体制改革尝试，其中包括在东北、华东电网开展的区域电力市场建设、发电厂与大用户直接交易、发电权转让交易、跨省跨区直接交易等等，但是，上述交易无一例外均为以多年、年度、季度、月度和周为周期的中长期交易。不过，在电力现货市场建设试点启动之前，全国已有过几个与建设现货市场相关的案例：

2006年，华东电网模拟开展日前交易，而且进行了两次调电试验，不过由于种种原因于次年宣布暂停；

10年后的2016年，云南电力市场在全国率先开展日前电量交易，当年累计成交电量64.87亿千瓦时。随后交易规模连续4年保持两位数以上增长，2018年更是比上年增长21.03%；

2017年8月，国家电力调度控制中心、北京电力交易中心公布《跨区域省间富余可再生能源电力现货试点规则（试行）》，并正式启动弃风、弃光电能及四川弃水电能跨区域省间现货交易试点。

这些都可以看成国内电力现货市场建设的萌芽，为我国电力现货市场建设积累了宝贵的经验。随着2015年中发九号文的印发，电力体制改革进入一个新的阶段，社会各界对加速电力现货市场建设的呼声愈发高涨。2017年8月28日，《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》印发，在国家层面正式启动电力现货市场建设试点工作，并确定了首批8个试点。随后，各试点区域有关部门开展了一系列准备工作，包括组织团队确定建设方案、编制运营规则、研发技术支持系统和交易平台等。最终，8个试点在2018年8月30日至2019年6月26日之间全部启动试运行，国内电力现货市场建设进入一个全新阶段。

现货试点改革是对市场关系的重构

在现货市场试点工作启动之前，新一轮电改已经以试点方式启动了多个分项领域改革，比如输配电价改革试点、交易机构相对独立改革、售电侧改革试点、增量配电业务改革试点等等。

与建设现货市场试点相比，其他分项改革的任务主要在于为建设电力市场培育市场成员、交易主体等市场要素。这就可以看出，其他分项改革大多涉及的是电力系统的某个局部环节或者某个领域，而现货市场建设则关系到电力系统的方方面面，建设现货市场必须以其他分项改革成果为基础，需要重构各市场要素的关系。简单说来，其他分项改革偏重于要素培育，而现货市场建设则偏重于关系的构建和重构。

比如在增量配电业务改革试点过程中，增量配电企业的所有制形式无论是混合所有制还是社会资本独资，无论是电网企业控股还是社会资本控股；增量配电业务改革试点边界划分无论是通过企业间协商还是根据行政区域划定，存量配电资产是核资折价入股还是折价出售等等。无论试点采取了什么样的差异化措施，只要解决了边界划分、存量资产处置、配电网建设、接入省网等问题，就可以顺利获得供电业务资质，成为合格的增量配电主体并开展相应业务。

而现货市场建设从一开始就承担着理顺和处理各种关系的职能与任务，也就是说，成熟完善的电力市场不能忽略市场覆盖范围内的任何一个个性化因素和局部因素，否则，这个市场就有可能将某些市场主体排除在外，成为一个不够健全完备的市场。而且市场的本质就是不断扩展的，任何一个市场都会经历一个从小到大的过程，因为市场越大，越有利于资源优化配置，越能凸显其市场优越性。比如，根据8个现货试点出台的建设方案来看，在市场初期没有纳入的市场主体和尚未开展的交易品种，会随着改革的不断深入逐渐出现在未来的市场中。

此外，市场的另一个特征是其动态属性，市场建设是一个不断丰富和完善的过程。比如，四川在现货市场第一阶段采用系统边际电价出清，但又特别强调同时发布分区边际电价，这就为市场成熟后采用分区电价提前做了准备。再比如蒙西现货市场运行初期以全网统一分时电价作为过渡，但最终还是会以分时区域电价（或分时节点电价）作为市场价格。也就是说，电力市场建设是一个不断完善和丰富的过程，需要根据市场条件和覆盖范围的变化、市场成员的增减，不断做出相应的反应和变化。

我国现货试点体现差异化探索特征

从启动之初，国家确定的首批电力现货市场建设试点就体现出差异化探索的特点。这从对试点区域的选择上就可以看出设计者的良苦用心，8个试点当中，有以西电东送为特征实现大范围跨省区平衡的南方区域试点，另外7个省区试点分别为电力送端和受端，送端省份又分为煤电大省、水电大省和新能源大省。总之每个试点是各有各的特殊之处，充分体现了因地制宜建设现货市场的基本原则，以及鼓励各地差异化探索的试点导向。

事实上，各试点也的确遵循了差异化探索的原则和要求。这在市场模式的选择上就体现得很明显，以广东、山东、山西为代表的试点选择了“集中式”，而以蒙西和四川为代表的试点则选择了“分散式”。相比其他试点，四川试点的个性化特征更加突出，该省充分考虑了其水电装机占比高、峰枯发电特性差异大、网架输电安全约束多等因素，专门设立了弃水期市场和非弃水期市场，弃水期主要由水电企业参与，非弃水期由火电企业参与，且该省还创新开发了针对梯级水力—电力耦合约束进行联合优化出清的系统交易功能，为破解水电参与现货市场运营难题积累了宝贵经验。除上述之外，如果再考虑到定价机制、交易组织、市场出清和结算规则等，各试点的差异化还会体现得更加明显，在此不予赘述。

除上述内容之外，各试点出台的市场运营规则也体现出极其明显的差异化特征，广东采用了“基本运营规则+市场管理（准入与退出+信用管理）、中长期交易、现货交易、辅助服务交易、结算、信息披露、系统运行管理、发电厂辅助服务补偿及并网运行考核细则”1+8模式；蒙西采用了“运营基本规则+中长期交易、日前交易、日内交易、实时交易、结算、信息披露、信用管理细则”1+7模式；山东采用“现货交易规则+中长期交易规则”1+1并列模式，将市场管理、辅助服务、结算、系统运行、信息披露、市场监管等细则融入其中；四川则采用“现货交易细则+中长期与现货交易衔接细则+结算细则”1+1+1并列模式，同样将诸如市场管理、信息披露、市场监管等细则融入上述3份文件中。不仅如此，上述规则文件在行文格式方面也是“百花齐放”，将个性化发挥到了极致。

包容性对于未来统一市场建设至关重要

然而，建设电力现货市场，我们在鼓励差异化探索的同时，也应该看到，电力市场与其他商品市场十分相似，也是一个从小到大不断扩展的市场，也是一个需要具有更多包容性的市场。

我国的资源禀赋决定了能源与负荷呈逆向分布的格局，也让建设大范围优化配置电力能源的跨省跨区电力市场，甚至全国统一电力市场变得无比迫切。而且经过多年来的超高压和特高压电网工程项目建设，我国跨省区联络线路日益坚强。随之而来的是，近年来全国跨区跨省电力交易量逐年攀升，2019年1~6月，全国跨区送电完成2243亿千瓦时，同比增长11.2%；各省送出电量合计6426亿千瓦时，同比增长12.0%。这也充分显示出我国建设省级以上电力市场具备了坚实的硬件基础。

而要在更大范围内建设电力市场，其核心就在于彰显市场设计的包容性。

那么，该如何增强市场的包容性呢？建议是，各试点地区在前期差异化探索的基础上，尽快走到一起，实现对各现货市场设计方案的整合与融合。当然，市场融合不同于普通的社会交流，不能只追求“最大公约数”，而是要求得“并集”效果，即，你有我有的内容要保留，你有我没有的内容也要保留，你没有我有的内容还是要保留。因为市场越大，意味着拥有更多的市场成员，意味着需要应对更多的个性化需求。因此，在更大的市场中，需要提供更多的市场产品，设计出更多的交易品种，以满足更多主体的市场需求。

事实上，不仅在区域市场和全国统一电力市场方面应该实现市场设计整合，即使在省级电力市场建设方面，也应该遵循互相兼容原则或者共用市场设计原则，毕竟市场规则的通用和兼容，意味着对市场成员的友好，也更方便市场主体跨省参与市场。

更何况，采取统一电力市场设计也是国际社会的普遍存在——欧洲有着为各国广泛认同的电力市场设计和组织原则，欧洲电力现货交易所提供的市场设计为欧洲大部分国家所接受；而美国则推出了标准电力市场设计；澳大利亚甚至干脆确立了单一国家电力市场设计。像我国这样，在不同试点省份之间竟然存在着“集中式”和“分散式”这种具有明显市场设计差异的情况并不多见，毕竟如此突出的省间市场设计差异并不利于未来的统一市场建设。

有人可能会怀疑，让每个省级电力市场都采用统一市场设计，会不会不利于个性化探索，甚至降低省内市场的运行效率呢？其实大可不必有此疑问，因为每个省级市场的市场主体都能够在统一市场设计当中找到与自身相关的交易规则和适合自身的交易品种，丝毫不会影响其个性化和效率。技术支持系统和交易平台，说白了也就是一个软件系统，不会因为模块的增加而影响其运行效率。相反，采用统一市场设计，不但不会降低省内市场的运行效率，还会因为市场设计的统一性，避免了不同地区的市场成员不得不面对多个市场和多套系统平台的烦恼，更有利于市场扩展与融合。

充分做好预判和防范市场风险工作

当然，不考虑安全的改革，就不算真正的改革。建设电力市场，安全是处于一票否决地位的。2000年，正值电力市场构建期的美国加州爆发电力危机，这甚至一度被认为加州电力市场化改革的失败，尽管有分析认为此次危机并不能完全归咎于改革，但这还是为正在紧锣密鼓搞电力市场化改革的我国提了一个醒儿。

后发优势就在于可以利用先发者的经验，接受先发者的教训。

我们应该看到，市场化改革所能带来的风险，毕竟属于市场风险，根源在于体制机制转换。因此，一旦出现风险时，可以采取“机制归零”的手段进行应对，暂时回到改革的“原点”，争取空间，再试再探。所以，为规避市场风险，我国多数现货试点都采取了申报限价和监管市场力等措施，有的试点还规定，当市场价格出现异常波动时，可以中止现货结算，转由按长期规则开展结算，甚至在极端情况下，可以中断现货交易，恢复传统调度方式。

酿成加州电力危机的原因虽然不全在市场化改革，但不可否认的是，定价机制的放开的确成为危机爆发的导火索，其根本原因在于没有做好应对可能出现市场风险的预案，因此，导致危机持续时间较长，对电力系统安全运行造成了实质性的不利影响。

为应对可能出现的市场风险，预留了“恢复出厂设置”的中国电力市场化改革，必能行稳而致远。