今年上半年，8个首批电力现货市场试点地区已全部启动模拟试运行，一定程度上标志着建立符合国情和省情的电力市场体系已经开始摸着石头过河。如何建设与电力现货市场相适应的电力中长期交易机制，如何结合电能量交易完善辅助服务市场，如何促进省内、省间市场协调运作，要不要建设以及如何容量市场等等，自然而然的成为电力市场建设必须面对的问题。

一、关于电力市场模式

《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》（发改办能源规〔2019〕828号）提出“电网阻塞断面多的地区，宜选择集中式电力市场模式起步；电网阻塞断面少且发电侧市场集中度高的地区，宜选择分散式电力市场模式起步。”这仅仅是对市场模式的选择做了个简单的原则性规定而已。电力市场模式的选择，不仅仅需要从技术的、经济的角度考虑，还应从政治的角度考虑。试点省大都采用“集中式”市场模式。

“集中式”与“分散式”市场模式的区别不仅仅在现货市场上的全电量竞价还是部分电量竞价，个人认为最大的不同是“集中式”市场模式所配套的中长期电力市场其实质是一个金融市场。“集中式”市场模式下中长期市场的演进：近期双边差价合约→中期柜台标准合约→远期交易所期货合约。某省提出，建立健全中长期市场的最终目标是发展以交易所为基础的期货交易，交易所将能够提供远期价格曲线以增加市场的透明度，且具备清算功能保证金融市场的完整性。

而金融市场是讲求流动性并鼓励“做市商”来提高市场流动性。从这一点讲：“集中式”比“分散式”市场模式所引起的电力体制机制改革变化要大得多，这是否意味着难度和风险也大？有没有能力与信心搞好电力中长期金融市场不是“杞人忧天”。“进一步丰富中长期市场交易品种，探索开展容量市场，金融输电权，电力期货和衍生品等交易”的话不是不假思索的抄抄而已。

二、关于市场出清机制

合理选择现货市场价格形成机制，显然不能照本宣科式地机械地套用“对于电网阻塞线路多、阻塞成本高的地区，可选择节点边际电价机制；对于电网阻塞线路少、阻塞成本低的地区，可选择分区边际电价或系统边际电价机制。”市场设计不能过于局限或纠缠于解决阻塞等问题上，同时解决阻塞管理问题也并非节点电价莫属。

采用节点边际电价、分区边际电价、系统边际电价中的哪一种电力现货市场出清机制，同样不仅需要从技术、经济的角度考虑，还应从政治的角度考虑。市场设计者需要结合实际详细的再论证，分析利弊进行说明或解释。

运用电力市场设计相关理论以及借鉴国外一些电力市场做法时，一定要考虑适宜性与有效性。适宜性就是要与国内电力市场发展背景、电力系统建设特点等实际变化了的环境相适应。有效性指带来的效率与效果的变化，即是否起到作用、达到效果、实现目的。适宜加有效就是实用，电力现货市场建设需要追求实用、实效。

鉴于市场结算价格往往会采用统一的节点边际电价加权平均价，同时鉴于采用节点边际电价出清和结算机制，需要配合建立金融输电权市场。因此，不建议照猫画虎式地采用节点边际电价机制。节点边际电价机制在我国现货试点建设初期不一定是首选，功能被阉割的节点边际电价机制既没有适宜性，也没有有效性。德国曾经为一个竞价区不愿多分价区主要是出于政治原因，为解决区内阻塞须开展再调度；再调度包括市场竞价、集中调度、专属电厂等方式。

因此，电力市场建设初期可否先采用系统边际电价，根据试点进展情况再考虑是否向分区边际电价、节点边际电价过渡。

确定了出清机制后，市场申报方式对于现货市场的出清也极为重要。电力现货市场是一个连续不断的实时的市场，如果发电机组不能在现货市场进行连续的实时的滚动申报，一天就一个5段式非递减量价申报得话，这很难称得上电力现货市场。

一个新的现象是，新能源的介入引起传统能源在现货市场上的出清发生变化。以前说过，电力现货市场上的边际成本定价出清实际就是由负荷曲线对发电侧由低到高报价出力叠加而成平面的切割。对于传统能源而言，出力可控，其负荷报价由低到高横向水平平铺叠加；负荷高时切割出的电价就高，负荷低时切割出的电价就低。然而由于新能源的加入，将导致传统能源横向水平平铺叠加的报价负荷随新能源负荷波动而波动，高负荷不一定切割出高电价，低负荷也不一定切割出低电价。电力供需两侧的“双随机”现象使得电力现货市场建设的难度大大增加。

三、关于容量市场

电力是一种具有公共属性的特殊商品，为了方便和满足用户对电力的即用即取，以需定供地保障电力平衡以及高可靠性，注定了电力的供给特性与其他商品不同，供大于需是电力市场的一个基本特征，也就是说，电力系统中的总发电容量总是需要超过高峰负荷数量，新能源的介入加剧了这种现象。因此，必然会有一部分机组，无法通过电能量市场获得充足的收入，实现固定成本的回收。如此长期下去，会导致周期性出现发电容量的剩余与短缺现象。

现货中的能量市场和辅助服务市场解决短期发电负荷平衡问题，不能保证长期发电容量的充裕度。仅仅靠电能市场调节发电容量余缺具有极大风险。容量市场意义在于补充机组在能量市场中收入，确保长期投资的成本回收。容量市场需求是为了满足可靠性管理需要。

支持建设容量市场的理由有三：

①补充机组在能量市场中收入以确保长期投资的回收；

②为了满足可靠性管理需要；

③容量市场对于可再生能源高占比市场的重要性更加突出。

不支持建设容量市场的理由有三：

①市场的扩大使得容量市场的必要性降低；

②按省为界建立容量市场越来越失去作用并难以达到目的；

③灵活性调节技术以及储能技术发展会使容量市场消失。

对于保障发电容量充裕性，可以通过研究建设稀缺定价机制或容量市场机制来加以解决，但这并非易事。有采用能量市场下的稀缺定价而非容量市场以吸引长期的发电投资的案例。另外，有趋势表明价格弹性由供侧向需侧转移。

四、关于深度调峰市场

近两年，为了提高电力系统调节能力和灵活性，促进新能源消纳，北方部分省份在按照《两个细则》开展辅助服务市场的同时，启动了煤电机组深度调峰市场。辅助服务（调峰除外）是保障电力系统的公共需要，作为保障电力供应的安全可靠所增加的成本与带来费用应该由所有用户共同承担。随着电力现货市场的建设，对以发电机组为主体单边开展的中国“特色”的辅助服务市场应予以终结，进而建立与电力现货市场相适应的真正的辅助服务市场。

一般而言，效率问题需要交给市场去解决，公平问题可以交给政府去解决。煤电机组深度调峰政策出台之始，就无法回避强烈的行政色彩以及违背市场意愿等问题，政策制定者也自称这种政策是“胡萝卜+大棒”。与此同时，截至目前也还没有证据表明电力现货市场对于深度调峰是失灵的。

建设深度调峰市场目的就是鼓励煤电机组灵活性改造。考虑到政策是长期的还是临时性的对于投资决策的重要性，建议慎重考虑深度调峰政策对灵活性改造投资的长期影响，现货市场正式运行前后，就应该明确深度调峰市场的退出期限，以方便市场主体进行投资决策并减少风险。如果不取消，深度调峰还存在双重收益问题，即深度调峰在辅助服务市场取得竞价中标收益以外，还会在电力现货市场取得发电权转让收益。

五、关于搁浅成本

电力市场化改革会带来搁浅成本。发电企业的搁浅成本可以理解计划向市场转型导致发电资产市场价值与账面价值的差异。如：燃机、与政府签订电价合约的煤电机组、不同电价的水电机组。水电机组以及特殊定价机组的一厂一价或一机一价现象极为普遍，若其参与市场，一定会产生“搁浅成本”或相反“溢出价值”。

体制转换是有成本的，转换中产生的公平问题应该由政府负责处理。由于体制转换导致的搁浅成本的处理不可回避，合理的补偿是必要的。搁浅成本的处理为发电侧平等竞争提供了必要的条件，应该也是电力现货市场的前置条件。搁浅成本的回收方法可以是用户埋单，也可以是政府埋单，但不能让发电企业自己埋单。