2019年末到2020年初的新冠肺炎疫情严重冲击我国社会经济的正常发展。在党中央、国务院的科学领导和各条战线工作人员的不懈奋战下，疫情得到及时有效的控制。为应对疫情冲击，电力行业采取许多措施保供应、降电价，确保了疫情期间社会生活生产的正常运行，为各行各业稳妥复工复产提供有力支持。

在新一轮电改5周年之际，笔者希望透过疫情冲击来分析中国电力市场改革存在的一些深层但未引起充分重视的问题。

电力市场应具备的抗风险能力

我国电改需要高度关注风险问题，这是市场化改革的应有之义。电力市场在提升资源配置效率的同时，也要为市场主体提供防范和规避风险的工具。中国电力市场的抗风险能力应该具备两个特征：制度韧性和制度弹性。宽泛而言，前者可以理解为一种市场吸收和化解风险的能力；而后者则是一种市场从风险冲击中迅速恢复的能力。

1.制度韧性

电力市场的制度韧性，是指电力市场具备在经受外生冲击后仍能保持市场正常运行的能力，也就是说市场具备消化供求形势急剧变化的能力。外生冲击可能来自供求两侧，对于未造成显著物理性破坏的供给侧冲击，或者大幅急剧的需求侧负荷波动，电力市场都能够通过价格信号迅速地实现新的均衡。这种均衡状态的调整过程伴随着风险。

电力市场的风险众多，大致包括数量风险和价格风险两类。在市场受到冲击并向新均衡状态过渡时，市场主体不可避免地要面对交易数量和交易价格的波动风险，甚至多重风险叠加。

要使市场具备抗击风险的制度韧性，就必须让市场主体在市场中具备必要的避险工具和能力。市场优化资源配置的作用，绝不仅仅是让低成本机组多发电那么简单，更要考验企业预判和承受市场风险的能力，而这背后又是对企业家才能、研发创新实力的挑选，恰是我们高质量发展所需的真正动能所在。

因此，市场的制度韧性根本上来自于市场机制的有效性。世界上既没有无风险的市场，也没有不会遭受风险的市场。如果无法让行业和经济发展的动能通过市场机制有效释放，那么电力市场就不可能真正地具备抗风险的能力。更可能出现的情况是，一有风吹草动，市场便无所适从，跑到政府面前“嗷嗷待哺”。

2.制度弹性

电力市场的制度弹性，是指当电力市场的基础设施在经受外生冲击并受到严重损害后，能够通过各种措施迅速恢复到正常状态的能力。伴随着全球自然灾害频发（当然也有非自然灾害事件，比如网络攻击、恐怖袭击、地缘政治冲突等）和电力系统特征变化（尤其是可再生能源发电比重不断提高），各国政府和学术界都在密切关注电力系统的系统弹性（和/或恢复力）问题。

在成熟电力市场国家，系统弹性与市场运行密切结合在一起。之所以要确保电力系统弹性，是着眼于保障电力市场的正常运行。不过在系统弹性的实现方式上，政策界和学术界仍存在争论。中国近年来也在关注弹性电网或电网恢复力的研究，但研究范围仍相对狭窄，与市场化改革也仍相距甚远，当然，这不是本文重点。我们要强调的是，电力市场改革必须具备承受风险冲击的能力，这是真正电力市场的内在要求。

疫情反映的电力市场建设问题

疫情对中国电力市场运行和改革的影响主要体现在电量交易方面，现货试点仍未实际运行，所受影响有限。

1.电量交易市场的表现

疫情首先检验了电量交易和电力用户对供求波动风险的承受能力。受疫情影响，整个春节假期意外延长，电力需求持续低迷，造成年前已经签订的长协合同在交割、考核和结算方面都面临一定困难。比较而言，用户侧比发电侧承受更大风险。如果不是全部，也是绝大多数用户和售电公司都会面临较大电量偏差的风险。

按正常规则，用户和售电公司须支付偏差考核罚款。由于疫情属于不可抗力，各地出台了补丁政策，或者扩大考核范围、或者直接取消考核，或者计划调整交易方式等等。

同时，疫情也检验了月度集中交易的“市场”成色。理论上，交易品种的时间越短，越能准确反映短期市场的真实供求状况，如果市场有效，那么价格应该反应比较灵敏。这是我们希望设置较短时段交易的原因。然而从部分省份，比如广东省的月度集中交易情况来看，场内交易与真实市场之间仍保持稳定的解耦关系。

虽然国民经济的电力供求已经实际剧烈变化，但场内供求调整和价格水平却依旧保持风平浪静。或许从市场运行机构的角度，这代表了一种“理性”结果，但从经济规律角度来，实在难与理性挂钩。

尽管疫情冲击属于不可抗力，但其性质是需求侧冲击，属于电力市场最擅长处理的对象。然而，现有市场体系和市场设计，面对如此显著的需求波动，竟然毫无反应，完全不具备消化供求波动的能力，更不用说用价格引导供求了。所以我们看到，除非政府主动调整偏差考核，否则电量交易已经崩盘；同时，在市场无所作为时，最直接的降价反应还要依靠价格主管部门。

总之，现有电量交易实在难与“市场”相称。当然，这里分析的问题仍仅针对电量交易已经覆盖的范围而言，对于未放开的用户，其电价下降只能依靠行政降电价。

2.电力市场设计的问题

以上表现反映出两个深层问题：第一，电量交易带给用户的收益和风险是什么，或者，现有电量交易机制如何处理收益与风险的关系？第二，电量交易机制如何反映需求波动，或者容纳用户的用电调整需求，更进一步，这关系到电量交易如何有效地适应经济发展要求？

电量交易机制下的收益与风险平衡机制。用户参与电量交易的收益和风险。用户（企业、售电公司）参加电量交易的直接收益是低电价、低用电成本。相比于原来由政府部门确定年度计划，由电网企业执行的传统计划电量制，电量交易能够在一定程度上改善电量配置的效率。低成本、高性能的机组能够获得更多发电小时数，而用户则能得到更便宜的电量，从而降低企业投入。尽管降电价不是市场机制的唯一目标，但在特定供求形势和宏观背景下，这是电价向合理区间过渡的一个阶段性趋势。

用户参加电量交易享受低电价的同时，也需要承担履约责任。用户虽然可以自主决定用电量，但实际用电模式如果不按合同执行，那么就会给系统中的其他主体造成潜在风险，需要系统运营机构来代为消化偏差。因此，用户一旦签订了需要实际交割的中远期实物合同，也就自然而然地承担起了严格履约的责任。

履约责任意味着用户会面对履约风险，也就是说，违约就要接受处罚。如果没有约束和惩罚，那么用经济学语言，合同的承诺（Commitment）便不可信。因此我们看到电量交易合同都要面临“考核”。我们暂且将“考核”理解为严格意义的考核，比如像国外某些成熟电力市场，每一千瓦时的偏差都适用很高的不平衡结算价格。

用户要充分履约会受到许多因素的制约。一方面，用户用电模式的内在变化与电力合同的刚性执行可能会发生潜在的冲突，因为电力是引致型需求，电力需求除受电价影响外，还要受到用户（企业）的生产技术、目标市场和替代要素等因素影响。另一方面，电力系统的连续时时运行会受到各种外生风险扰动，用户的履约同样会面对各种直接或间接的冲击，这些扰动冲击往往具有随机性，精准预测难度较高。

电力市场应该如何管理风险？健全的电力市场必须协调企业经营目标与用电合同履约之间矛盾。这需要市场为用户提供足够的自主决策权，包括充分的交易机会、自主计划和自主调度。这样用户可以根据经营决策需要来选择合适的购电合同，并有条件主动地履行合同，降低履约风险。当然，仅靠这种方式无法根除风险，但却能消除因交易机制扭曲而产生的大部分风险，主要是数量风险。

健全的电力市场除了基本的电力交易外，还要具备风险管理功能。任何电力市场都不可能提供无风险的交易，成熟市场中风险主要是跨期或跨域的价格风险。针对这些无法根除的风险，市场要提供有效的避险手段，主要是金融工具；当然，除了金融工具之外，健全的电力市场往往还需要专门提供风险对冲服务的交易商。

电力市场为用户提供的交易组织方式与风险管理方式，必须是内在一致的。比如，美国和欧洲典型竞争性电力市场中数量型风险的管理是完全不同的，各自的数量风险管理完全内嵌在各自现货-远期的交易体系当中。而价格风险且是依靠非常完善的各种金融体系和工具来实现。

电量交易中的数量风险。现有电量交易中的风险非常独特。现有电量交易均是中长期交易，此类合同的特点就是锁定中长期价格，因此用户不会有价格波动风险；同时，此类合同需要实物交割，从而使用户面对数量风险。但是现有交易体系和交易机制又无法向用户提供充分调整合同头寸的空间和手段（尽管有发电权转让、月度交易等），因此，用户面临着一旦入场就得完全承担合同执行偏差的风险。所以电量交易用户的真实净收益可以用以下公式表示：

3.电量交易预期净收益=预期减少电费投入-预期风险成本

其中，预期风险成本等于偏差考核处罚标准乘以偏差电量，偏差电量的处罚标准由政府部门制定，但偏差电量大小则是由用户决定。用户要想风险最小化，一方面要依靠准确的负荷预测，另一方面要调整生产经营方式。不过单靠负荷预测无法消除风险，比如此次疫情的影响。当外部形势需要企业调整生产经营时，用户又缺乏充分灵活的手段调整电力合同头寸，那么为避免损失，就有可能扭曲生产经营以适应履约要求。这种情况显然与电力市场化改革的目标相悖。

为了避免这种现象普遍出现，现有电量交易机制是通过管制手段为用户强行建立起一种“一刀切”的“免偏差考虑”机制。

免偏差考核机制的本质。现有电量交易下，免偏差考核机制建立起了收益与风险的强制平衡，并以此维持电量交易机制的运行。由于现有电量交易既无法提供风险管理，又要尊重契约精神，因而只能依靠政府来设置免偏差考核，也就是让政府为企业合法违约背书。然而，政府难以准确界定合理违约的界限，所以我们看到多种免考核范围，一般从3%～5%不等，而且稳定性低。面对需求的意外低迷，偏差考核有的扩大到8%，有的免除考核。

这个范围大不大呢？众所周知，在传统计划电量制下，电厂会为争取到1%的超发电量而各显神通；同时反观国外成熟电力市场，偏离合同的每一度电都要按偏差电量的身份接受结算或受罚。本质上，每一度偏差，都代表着个人收益与社会收益的偏离，如果允许偏离的电量带来个人收益，那么就相当于社会付出成本让个体受益。这显然不是市场化的初衷。实际上，免偏差考核范围的大小能够反映市场效率，免偏差考核范围越大，说明市场的资源配置能力越弱。

政府设定的免偏差考核规则既是维系现有电量交易机制所必需的，又从根本上决定了这种电量交易难以作为一个真正的市场发挥作用。总之，现有电量交易不是在考验市场优化资源配置的能力，而是在考验政府平衡企业收益与风险的能力，本质上仍是计划色彩。

电量交易机制如何支撑经济发展。可能有观点认为，3%或5%的免偏差考核适合中国实际情况，相比于用户得到的降价优惠，配置效率的损失并不大，对经济发展的贡献仍很大。这种观点的错误在于：

第一，它仅把市场定位于降电价，而未定位于效率改善。对于规模较大、用电稳定的电力用户而言，在享受低电价的同时，做到3%以内的偏差并不困难。但这有个前提，经济形势稳定。如前所述，在不确定性因素增多的背景下，市场和市场主体都应该具备抗风险的能力。在现有交易方式下，电量交易难以主动地适应经济形势的变化和用户经营的调整，反而是在限制用户根据形势变化的灵活调整能力。

用户目标是利润最大化，而不是用电成本最小化，企业正常经营与电力合同履约往往难以保持完全一致，因此现有电量交易以及偏差考核方式并不能充分地满足经济发展的真实需求。

第二，它仅考虑了已有经验，而未考虑市场的动态变化，高估了这种交易机制的适应能力。现有电量交易机制是在以人为扭曲交易收益的方式来吸引用户进入，用户进入电量交易的激励是被扭曲的，而且收益是不稳定的，除了前面所述合同履约与企业经营间的矛盾外，还包括交易机制内生风险的增加。

附着电量交易规模的扩大，政府人为维持无风险状态的能力将会减弱，更多的市场用户会面对更大的、无法被分担的风险，从而产生对市场的阻力。这也就反映出除非政府持续帮助用户消除风险，否则电量交易难以自我维持。

总之，政府也不能一直扶着电量交易向前走，如此下去，电量交易的配置结果一定是扭曲的，现在的电量交易更多是在发挥一个定向可控的降电价效果，对电力供求的引导作用非常有限；相应地，电力市场化改革也不能定位于降电价，而应该定位于电力市场体系与整个经济市场体系的有机对接。

随着整个经济的市场化程度露越来越高，对外开放程度也越来越高，只有高效电力市场才能支持经济的高质量发展。尽管在经济下行压力下，普适性的降电价政策常居主导地位，但务必不能忘记，经济持续增长的动力在于效率，短期刺激性政策绝不能长期化。

疫情带给我国电力市场建设的启示

新冠肺炎疫情的冲击使我们更加清晰地发现，现有电力市场建设仍不足以支撑一个有效管理和应对风险的电力市场，更难以通过电力资源优化配置来支撑整个经济的发展质量。现有的电量交易机制存在根本缺陷，用户无法自主充分地规避风险，市场运行只能依靠政府制定的“免偏差考虑”作为防风险屏障，而且现有考核规则可能会制约企业的正常经营。总之，疫情凸显了电量市场化交易机制的脆弱性，同时也反映出现有市场化交易难以反映真实供求变化的尴尬。

当然，我们也注意到有些省份在着力改善电量交易的效率，比如提升月度交易的频率，以增加流动性，使用户拥有更多机会可以主动地调整合同头寸。这正是针对上述问题而采取的改进措施，只是在现有市场体系、交易品种、交易规则等设计下，这种边际改进只能缓解问题，但无法根本解决。

总地来看，此次疫情会像SARS一样结束，但电力行业却绝难再现SARS之后的“美好时光”，因此我们必须要更加深刻地把握后疫情时期的电改重点。

首先，疫情过后，加强顶层设计，将体制性、机制性障碍作为电改的主要对象。SARS过后电力行业大发展的重要原因之一就是2002年启动的电力体制改革。尽管未能建成真正的电力市场，但在当时的条件下，厂网分离等改革政策深刻改变了电力市场结构、国企改革也极大地提升了电力企业效率。体制改革创造了增长动能，释放了效率来源，这同样适用于今后的电力体制改革。体制机制改革必须明确基本思路和基本框架，统御分散的政策体系，超越“降电价”。

其次，疫情过后，电力行业发展需要主动求变。SARS之后的电力行业有宏观经济形势的强力带动，发展目标明确，投资为主。然而此次疫情之后，电力行业与国民经济发展间的关系要转向高标准市场体系的对接。对接得好则电力兴；对接不好则电力衰。

疫情期间“市场”的存在感极低，既没有哪部分市场反映了供求的明显变化，也没有哪个市场价格发挥引导作用，反而是政府和国企扮演主力。反观国际市场，即便在严重自然灾害下，但也鲜见电力市场瘫痪到如此程度。高标准市场体系应成为电力市场建设的明确目标，增强市场的抗风险能力应成为基本要求。

再次，疫情过后，继续科学反思电力市场建设的基本框架和具体方案。一方面，着力做好电力市场体系和电力市场机制的设计工作。电力市场设计不仅仅是用户直接交易的问题，更是为用户提供充分交易和公平交易的平台，完善市场环境、规范政府监管。另一方面，要加强基础研究，创新指导思想。5年电改经验教训的系统梳理，国际经验值的澄清与辨析，以及基于中国国情的电改理论创新都是需要认真完成的工作。电力体制改革的系统性和复杂性，决定中国必须依靠系统思维才能最大限度地规避改革风险，创新改革之路。