电力市场蹉跎20年曙光乍现 待解问题知多少

我国电力市场建设经过了近20年的蹉跎，随着9号文的发布又重现一些曙光。

在这个漫长的过程中，社会各界对电改的热情产生了些许变化。在1995～2005年期间的电力体制改革过程中，学术界曾经非常兴奋，投入了大量人力进行研究，完成了上百项国家自然科学基金资助项目，发表过成千上万篇学术论文。而如今的景象却是，学术界对本轮电改总体上相当冷淡，严肃的学术研究很少见，与之相比，产业界则相当热闹和亢奋，在最近一年左右的时间内，国内多个地区出现了数以千计的售电公司，与国内曾经极其火爆的股票市场的病态景象极其相似。

不过，尽管时移，势并未迁。在当前的电力市场建设过程中，对曾经的智慧结晶仍然需要总结与借鉴，这可以让如今的改革少走弯路，尽快落地。

高低匹配报价更可取

不少专家建议，在集中竞价的电力中长期交易市场和现货市场中采用基于多段报价的统一市场清算价，主要理由是这种交易模式可以给市场提供清晰的价格信号，并合理反映发电机组在不同出力区段的成本特性。

但采用这种交易模式会带来极大的风险，尤其在日峰荷负荷时段，原因主要有三点。其一，发电市场属于寡头垄断市场，在我国的某些省份，某一发电公司的市场份额很大，且拥有多个发电厂，这样，通过不同发电厂之间协调报价来最大化发电公司的总体收益成为可能，发电公司的市场势力自然就很强。在国外的电力市场上，可以通过限制市场份额削弱这种市场势力，例如在美国德克萨斯州，超过市场份额10%的发电公司必须出售发电资源，而我国的发电公司绝大多数是国有企业，在国家明确要求做强做大的背景下，市场势力难以被削弱，从而为报高价顺势找到了很好的借口。其二，多段报价给发电公司提供了用极少量的容量报高价的强烈激励，而它们需要承受的风险却很小。尤其是在日负荷高峰时段，这有可能导致极高的市场价格，甚至有可能导致市场崩溃。其三，互联网应用技术的发展和普及，为发电公司串通报价提供了技术基础，发电公司间甚至不需要采用经济学家所担心的心照不宣的勾结，直接利用网络平台就可以很方便、隐秘地串通报价。

为了避免基于多段报价的统一市场清算价模式的弊端，采用高低匹配报价交易模式是一个比较好的选择。在这种模式中，因为成交价格与报价高低没有直接关系，发电公司报高价的动机被削弱，有利于市场平稳运行。这种模式的弊端是无法提供统一的市场清算价格，但市场交易机构通过提供成交价格的分布情况，可以在相当程度上弥补这方面的不足。

边际成本报价不可期

经济学理论认为，供给者按照边际成本报价，可以达到最高的资产配置效率。因此，有些人试图在电力市场建设过程中引导发电公司按照边际成本报价，这其实是一种不可能实现的愿景。

电力行业具有规模经济特征，发电公司按边际成本报价是根本无法收回成本的。即使在电力市场中建立了容量市场，电力公司可以用容量费用来回收部分投资成本，但终究不能期望发电公司会按边际成本报价。这是因为没有任何机制来引导处于寡头垄断地位的发电公司这样做，很多发电公司甚至都不计算边际成本，而只计算会计成本，即平均成本。

机制设计理论一直试图找到诱导市场参与者申报真实成本的方法，但现有的机制设计模型和方法还远未达到可以引导发电公司申报边际成本的程度，而且机制设计方案的实施本身也需要成本。

辅助服务市场可先行

有观点认为，辅助服务市场的建立需要以现货市场的建立为前提，原因在于辅助服务市场需要现货市场来提供价格基础。

事实上并非如此。在我国目前的电力系统管理机制下，每一家发电公司甚至每一台机组有明确的上网电价，虽然这一上网电价不是通过市场竞争形成的，但在相当程度上也可以提供明确的价格信号。目前已经实施的辅助服务两个细则《并网发电厂辅助服务管理实施细则》与《发电厂并网运行管理实施细则》，其实具有一定程度的市场特征，特别是在辅助服务费用的补偿环节。而且两个细则的实施总体上是比较成功的，这为辅助服务的市场化打下了良好的基础。但两个细则的成功实施，并不是以电力现货市场为前提的，因此也有理由相信，辅助服务市场的建立也可以不以现货市场为前提。

总体来说，电力市场建设需要产业界的积极实践，但也不应该缺少学术界的探索与支持。在电改再次爆发出火花的当下，学术界的热情亟待被点燃，而且需要理论研究者们继续发掘新的研究方法与研究工具。此前，分析电力市场的理论研究很多采用了博弈论模型和方法，然而，因为电力市场并不完全满足这些模型所要求的假设条件，试图采用博弈论来分析电力市场参与者的行为或整个电力市场的均衡状态是不现实的。为了揭开电力市场的“神秘面纱”，学术界需要百尺竿头，更进一步。