上海电力学院教授、原华东能监局市场处处长 谢敬东
中发〔2015〕9号文件颁布以来，我国电力市场化改革多方面推进，取得了积极进展和显著成就。2018年12月27日，继南方（以广东起步）电力市场后，甘肃、山西电力现货市场进入了试运行，国家发展改革委提出了在全国范围内加快推进电力现货市场建设的工作要求，进一步明确了下阶段电力市场化改革的重点方向和任务，标志着我国电力市场化改革进入了一个新阶段。
（来源：能源研究俱乐部 ID:nyqbyj 作者：谢敬东）
电力现货市场建设是一项涉及观念、技术、经济、管理、法律等众多领域的复杂系统工程，既要有改革的坚强决心和推动力，也要紧密联系当地的政治、经济和社会环境。由于我国国情不同，电力现货市场建设不能简单地拿来主义、照搬照抄，需要将国外的电力市场理论与实践经验进行中国化改造，否则可能“水土不服”、功亏一篑。
我国电力现货市场建设体系可以概括为“1+3”。“1”是指电力市场运营规则，“3”是指市场宏观调控、市场风险防范、市场运营监管。只有“1”没有“3”，就像日常工作不抓党风廉政建设一样，会出问题。
本文就电力现货市场建设中可能遇到的“中国化”问题进行探讨，希望引起各方高度重视并共同研究解决。
一政府宏观调控与市场作用应相互促进
习近平总书记在论述发挥市场在资源配置中的决定性作用和政府作用的关系时指出，“看不见的手”和“看得见的手”都要用好，努力形成市场作用和政府作用有机统一、相互补充、相互协调、相互促进的格局。这也是我国电力现货市场建设中需要遵循的基本准则。
电力现货市场建设的目的就是要发挥市场在配置电力资源的决定性作用，但在此过程中政府的宏观调控是不可或缺的。在我国，市场配套的经济社会环境尚不完善的情况下，发挥政府“看得见的手”的作用尤为重要。电力现货市场宏观调控与传统的电力行政管理有以下区别：
一是基于理念不同。传统的电力行政管理强调的是“管”，通过加强管理实现对行业的控制；而宏观调控强调的是“调”，以优化调节促进市场更好地运营。
二是采取手段不同。传统的电力行政管理通常采取调整电价、改变计划等方式介入企业的生产经营过程，比较直接；而宏观调控采取调节供需、价格引导等介入方式，比较间接。
三是出手时机不同。传统的电力行政管理手段通常是事后出台的；而市场宏观调控一定是事前、事中的。所以宏观调控强调对问题的科学预判能力。
四是作用效果不同。传统的电力行政管理强调的是执行力，其效果是立竿见影的；而市场宏观调控起作用往往是滞后的，存在一个惯性过程。
电力现货市场的宏观调控，需要各地综合政府宏观调控要求、市场运营规则、市场运营的经济社会环境等因素，有针对性地研究确定具体的方式方法。
二电力现货市场主体结构问题
按照市场中主体的多少，市场通常可以分为完全竞争市场、垄断竞争市场、寡头市场、垄断市场等四种类型。不同类型的市场效率和需要配套的政府管制资源不同。在设计电力现货市场时，首先要对市场主体结构进行研究后，有针对性地选取市场运营模式、确定市场运营规则、制定市场风险防范对策。这是一个不能忽视的步骤。
对于电力市场主体结构问题，国际上有一系列判断电力市场中市场集中度的指标，形成了一套评价指标体系，并对每个指标给出了普适性的评价标准。如最常用的HHI指数（Herfindahl-Hirshman Index），通常认为该指数在小于1800时市场具备充分竞争的条件。
但是，在我国电力现货市场建设中，如果套用这些标准来评价一个电力市场的可竞争条件时常常会产生偏差甚至错误，理由有以下几点：
一是我国现有发电市场主体基本为国有企业。无论是中央国有还是地方国有，由于其国有属性的考核机制与绩效评价机制不同，其经营行为与严格意义上的市场主体还是存在较大差异，导致参与电力市场所追求的目标不同，进而影响到发电企业的报价策略。
二是市场主体之间普遍存在参股现象。中央国有企业之间、中央与地方国有企业之间你中有我，我中有你，一荣俱荣，一损俱损，因此很容易在市场中形成利益同盟和战略同盟，市场竞争策略谋求的不是个体利益最大化，而是同盟利益最大化。
三是电力企业对政策存在巨大影响力。由于电力企业的资产经营规模大，同时还承担社会责任，对行业发展方向有巨大的推动作用。这些因素对政策制定产生重大影响。
电力市场主体结构问题是一个电力市场建设的基础性问题，需要进行“中国化”改造。近年来，在我国已经开展的电力用户与发电企业直接交易试点中，一些省份看起来市场主体足够多，用国外通行的标准衡量市场集中度指标也能够满足充分市场竞争条件，但是在真正运营过程中还是出现了不同程度的市场串谋现象，造成了不良影响，原因就在于衡量市场集中度指标的标准没有“中国化”。这是中国国情决定的。
三电力现货市场启动时机问题
任何国家电力市场启动都需要考虑时机问题。通常来讲，选择价格可能适度走低的时候启动电力市场，更容易为各方接受，利于市场平稳起步。由于对市场的接受程度不同，较西方市场国家而言，这一问题对于我国的电力市场建设来讲更为重要。
我国电力现货市场的启动时机选择应该避开以下几种情形：
一是电力供需形势相对紧张。供求关系决定价格，电力供需紧张将导致市场价格上涨。虽然近年来发电装机规模增长较快，电力供需总体宽裕，但不能排除存在时段性、结构性、环保约束下的电力供应紧张的可能。
二是电煤价格上涨导致电价上涨压力。市场化的电煤价格一定会传导到下游的发电企业成本，并对发电市场价格产生影响。
三是存在大规模新能源消纳导致电价上涨压力。为鼓励新能源快速发展，目前新能源发电上网价格相对于煤电来讲总体偏高，规模性消纳新能源将抬高平均上网电价水平，挤占发电行业的价格空间。
四是发电企业合理的价格空间受到政策影响而被挤压。近年来，发电企业价格空间的确定依据变得模糊化和政治化。一旦电力市场启动，被挤压的发电价格空间可能被释放出来并导致市场价格上涨。
上述四种情形可能不是单独出现，有时候可能是相互影响、相互作用。因此，要想找到几个条件同时满足的电力现货市场启动时机，需要市场建设者具备提前研判、把握机会的能力。需要指出的是，在行政计划面前，市场极其脆弱，因此电力市场不能承担过多的社会责任，更不能成为降低或提高电价的由头和借口。
四电力现货市场的市场力风险防范问题
电力市场运营必定伴随着市场风险，其中最为突出的是电力市场力风险。电力市场力风险由于其形式多、影响大、防范难而成为众多市场风险中最需要重点防范的风险，因此电力市场力风险防范是电力市场建设不可或缺的重要组成部分。尤其是在我国，市场经济还处于不断完善阶段，市场主体的市场意识有待进一步提高，相关的法律法规还需进一步健全，社会对市场力风险的容忍度更低，电力市场力风险防范问题更为重要。
由于电力市场力风险与电力现货市场的正常价格波动之间容易混淆，对市场力风险的认定难度较大，但又需要慎之又慎，否则将影响到正常的市场运营而造成不良影响。市场力风险的形成通常有三个环节：利益串谋、利益分配、串谋约束。任何一个环节不能达成一致，市场力风险无法长期存在。因此，防范市场力风险可以针对以上三个环节采取必要的防范措施，有效降低市场力。
事实上，电力现货市场中，市场力风险的形式多样且变化多端，而且电力市场风险防范要为市场监管机构提供法律层面的监管依据，因此市场力风险防范需要结合市场主体结构、社会法律环境、电力市场运营规则作系统性分析和考虑。需要采取以下四个步骤：第一步是要进行市场力风险监测，系统性分析是否存在市场力；第二步是要建立市场力风险形式库或者称为风险认定指引，全面排查市场力风险可能存在的形式；第三步是要利用大数据分析技术进行市场力风险分析，分析市场主体行使市场力的可能性；第四步是要进行市场力风险机理分析，逻辑分析行使市场力的合理性。
电力现货市场中的市场力风险应该避免基于以下几种单一的标准来认定：一是价格高便是行使市场力；二是中标机会多便是行使市场力；三是成为边际机组的机会多便是行使市场力；四是获利多便是行使市场力。
五电力现货市场运行管理问题
电力现货市场与电力中长期市场之间的本质区别在于确定电网运行方式的机制发生了根本性变化，由计划体制下的人为确定改为市场机制下的技术支持系统确定。电力现货市场带来的运行管理问题有以下几个方面：
一是市场运营机制与电网运行安全责任匹配性问题。电网运行管理人员承担着电网运行安全的责任，但是在电力现货市场运营环境下，电网运行方式主要是由技术支持系统自动确定，电网运行管理人员履行电网安全职责的控制策略和控制手段主要体现在技术支持系统中，与传统方式相比发生了重大变化，因此需要进一步明确在电力市场运营机制下电网运行安全责任的界定问题。
二是市场运营机制与电网运行管理流程的适应性问题。计划体制下，电网运行方式的确定经过年、季度、月、周、日的细化和修正，逐步逼近实际用电需求，日内的变化交由一线调度人员和配套的兜底机制来处理。一部多年运行经验积累下来的电力调度规程支撑着上述管理流程的规范性。而在电力现货市场环境下，电网运行管理流程发生了重大变化，任何时刻的电网运行方式都由日前或实时市场的技术支持系统根据市场主体的报价行为和电网结构计算确定。这一适应性变化需要上升到电力调度规程的修订层面来考虑。
三是市场运营机制与电网运行管理能力的适应性问题。现有的电网运行管理人员的规模和工作方式都是在计划体制下形成的，而维持电力现货市场运营的工作量、工作方式、精细化程度都发生了变化，特别是电力现货市场安全校核计算对电网运行参数的精准性和实时性提出了更为严格的要求，对于电网运行管理人员来说无疑是一大挑战。需要针对电力现货市场的特点重新配置电网运行管理人员及相关管理制度。
六电力现货市场监管问题
电力市场必须要监管。但目前我国的电力市场监管还远远不能满足电力市场建设的要求，表现为以下几个方面：
一是电力市场监管法律体系问题。为做好电力市场监管工作，国家出台了《电力监管条例》和《电力市场监管办法》作为电力市场监管依据，多个能源监管机构从当地电力市场建设时机需要出发也纷纷出台了相应的电力市场监管实施办法。但是从实际监管需要角度来看，目前出台的《电力市场监管办法》和各地的监管实施办法作为监管依据都是远远不够的，需要针对电力现货市场的特点作系统性、精细化的研究，进一步明确不同监管对象的监管内容、监管标准、监管措施等方面的内容。
二是电力市场监管组织体系有待健全。说起电力市场监管通常被认为是能源监管机构的事，这是一个认识上的误区。电力市场监管是一项程序性很强的工作，在这一程序管理中，政府行政管理部门、能源监管机构、电力市场运营机构、市场主体和社会分工协作，各自扮演着重要角色，共同承担着监管职责。因此，需要针对中国现有管理体制进行科学的、系统化的电力市场监管制度设计，研究确定各方在电力市场监管中的职责、目标、手段与责任。
三是电力市场监管能力建设严重滞后。从目前看来，监管队伍的规模、监管人员的市场监管能力、监管必要的技术支持系统都难以适应电力现货市场监管的需要。人员问题要国家根据电力市场建设需要重新确定能源监管机构的“三定方案”。技术问题建议国家层面给予资金支持并集中全国的专业力量攻关解决。
四是电力市场的违规认定与处罚合规性问题。市场违规的认定和处罚合规性问题是许多市场存在的普遍性难题。我国电力现货市场中，这方面的研究工作可以说还刚刚起步，有大量工作要做。南方电力市场已经在这方面开展了积极有益的探索，很有价值。
根据上述对我国电力现货市场建设可能遇到的特殊性问题分析，提出以下建议：
一是全面加强电力现货市场风险防范研究，切实提高市场风险防范能力。建议针对我国市场环境和市场主体的特点，建立“1+3”市场建设体系，采取风险在线监测、风险认定指引、基于大数据的风险可能分析、风险机理分析四步骤方案，建立有针对性的、有效的防范措施，打造政府可调、风险可控、市场可监的电力现货市场。
二是适时启动涉及电力市场运营的电网运行管理制度建设与流程改造，使之适应电力现货市场运行需要。根据电力市场运营需要，从人员、流程、职责、规程、制度等方面全面梳理存在的问题，改造与电力市场相适应的电网运行管理制度，为电力市场平稳运营提供保障。
三是切实增强电力市场监管制度建设的紧迫性，着力提升电力市场监管能力和水平。考虑到能源监管机构监管力量不足的现状，建议建立由相关各方共同组成的电力市场监管组织体系，并建立电力市场运营第三方评价机制作为辅助监管力量；为提高监管的有效性，建议各地结合当地电力现货市场运营规则，研究细化电力市场监管办法及其实施细则，并研制开发相应的电力市场监管技术支持系统。
四是认真做好电力现货市场启动的专项论证工作，确保市场平稳启动。在正式启动电力现货市场之前，建议增加市场启动专家论证环节，由国家层面组织全国专业力量，对市场运营可能遇到的问题及应对措施进行全面评估，帮助把脉诊断，提高市场启动运营的成功率。
原文首发于《电力决策与舆情参考》2019年2月15日第6期
