今年上半年，8個首批電力現貨市場試點地區已全部啟動模擬試運行，一定程度上標志著建立符合國情和省情的電力市場體系已經開始摸著石頭過河。如何建設與電力現貨市場相適應的電力中長期交易機制，如何結合電能量交易完善輔助服務市場，如何促進省內、省間市場協調運作，要不要建設以及如何容量市場等等，自然而然的成為電力市場建設必須面對的問題。

▋關于電力市場模式

《關于深化電力現貨市場建設試點工作的意見》（發改辦能源規〔2019〕828號）提出“電網阻塞斷面多的地區，宜選擇集中式電力市場模式起步；電網阻塞斷面少且發電側市場集中度高的地區，宜選擇分散式電力市場模式起步。”這僅僅是對市場模式的選擇做了個簡單的原則性規定而已。電力市場模式的選擇，不僅僅需要從技術的、經濟的角度考慮，還應從政治的角度考慮。試點省大都采用“集中式”市場模式。

“集中式”與“分散式”市場模式的區別不僅僅在現貨市場上的全電量競價還是部分電量競價，個人認為最大的不同是“集中式”市場模式所配套的中長期電力市場其實質是一個金融市場。“集中式”市場模式下中長期市場的演進：近期雙邊差價合約→中期柜臺標準合約→遠期交易所期貨合約。某省提出，建立健全中長期市場的最終目標是發展以交易所為基礎的期貨交易，交易所將能夠提供遠期價格曲線以增加市場的透明度，且具備清算功能保證金融市場的完整性。

而金融市場是講求流動性并鼓勵“做市商”來提高市場流動性。從這一點講：“集中式”比“分散式”市場模式所引起的電力體制機制改革變化要大得多，這是否意味著難度和風險也大？有沒有能力與信心搞好電力中長期金融市場不是“杞人憂天”。“進一步豐富中長期市場交易品種，探索開展容量市場，金融輸電權，電力期貨和衍生品等交易”的話不是不假思索的抄抄而已。

▋關于市場出清機制

合理選擇現貨市場價格形成機制，顯然不能照本宣科式地機械地套用“對于電網阻塞線路多、阻塞成本高的地區，可選擇節點邊際電價機制；對于電網阻塞線路少、阻塞成本低的地區，可選擇分區邊際電價或系統邊際電價機制。”市場設計不能過于局限或糾纏于解決阻塞等問題上，同時解決阻塞管理問題也并非節點電價莫屬。

采用節點邊際電價、分區邊際電價、系統邊際電價中的哪一種電力現貨市場出清機制，同樣不僅需要從技術、經濟的角度考慮，還應從政治的角度考慮。市場設計者需要結合實際詳細的再論證，分析利弊進行說明或解釋。

運用電力市場設計相關理論以及借鑒國外一些電力市場做法時，一定要考慮適宜性與有效性。適宜性就是要與國內電力市場發展背景、電力系統建設特點等實際變化了的環境相適應。有效性指帶來的效率與效果的變化，即是否起到作用、達到效果、實現目的。適宜加有效就是實用，電力現貨市場建設需要追求實用、實效。

鑒于市場結算價格往往會采用統一的節點邊際電價加權平均價，同時鑒于采用節點邊際電價出清和結算機制，需要配合建立金融輸電權市場。因此，不建議照貓畫虎式地采用節點邊際電價機制。節點邊際電價機制在我國現貨試點建設初期不一定是首選，功能被閹割的節點邊際電價機制既沒有適宜性，也沒有有效性。德國曾經為一個競價區不愿多分價區主要是出于政治原因，為解決區內阻塞須開展再調度；再調度包括市場競價、集中調度、專屬電廠等方式。

因此，電力市場建設初期可否先采用系統邊際電價，根據試點進展情況再考慮是否向分區邊際電價、節點邊際電價過渡。

確定了出清機制后，市場申報方式對于現貨市場的出清也極為重要。電力現貨市場是一個連續不斷的實時的市場，如果發電機組不能在現貨市場進行連續的實時的滾動申報，一天就一個5段式非遞減量價申報得話，這很難稱得上電力現貨市場。

一個新的現象是，新能源的介入引起傳統能源在現貨市場上的出清發生變化。以前說過，電力現貨市場上的邊際成本定價出清實際就是由負荷曲線對發電側由低到高報價出力疊加而成平面的切割。對于傳統能源而言，出力可控，其負荷報價由低到高橫向水平平鋪疊加；負荷高時切割出的電價就高，負荷低時切割出的電價就低。然而由于新能源的加入，將導致傳統能源橫向水平平鋪疊加的報價負荷隨新能源負荷波動而波動，高負荷不一定切割出高電價，低負荷也不一定切割出低電價。電力供需兩側的“雙隨機”現象使得電力現貨市場建設的難度大大增加。

▋關于容量市場

電力是一種具有公共屬性的特殊商品，為了方便和滿足用戶對電力的即用即取，以需定供地保障電力平衡以及高可靠性，注定了電力的供給特性與其他商品不同，供大于需是電力市場的一個基本特征，也就是說，電力系統中的總發電容量總是需要超過高峰負荷數量，新能源的介入加劇了這種現象。因此，必然會有一部分機組，無法通過電能量市場獲得充足的收入，實現固定成本的回收。如此長期下去，會導致周期性出現發電容量的剩余與短缺現象。

現貨中的能量市場和輔助服務市場解決短期發電負荷平衡問題，不能保證長期發電容量的充裕度。僅僅靠電能市場調節發電容量余缺具有極大風險。容量市場意義在于補充機組在能量市場中收入，確保長期投資的成本回收。容量市場需求是為了滿足可靠性管理需要。

支持建設容量市場的理由有三：

①補充機組在能量市場中收入以確保長期投資的回收；

②為了滿足可靠性管理需要；

③容量市場對于可再生能源高占比市場的重要性更加突出。

不支持建設容量市場的理由有三：

①市場的擴大使得容量市場的必要性降低；

②按省為界建立容量市場越來越失去作用并難以達到目的；

③靈活性調節技術以及儲能技術發展會使容量市場消失。

對于保障發電容量充裕性，可以通過研究建設稀缺定價機制或容量市場機制來加以解決，但這并非易事。有采用能量市場下的稀缺定價而非容量市場以吸引長期的發電投資的案例。另外，有趨勢表明價格彈性由供側向需側轉移。

▋關于深度調峰市場

近兩年，為了提高電力系統調節能力和靈活性，促進新能源消納，北方部分省份在按照《兩個細則》開展輔助服務市場的同時，啟動了煤電機組深度調峰市場。輔助服務（調峰除外）是保障電力系統的公共需要，作為保障電力供應的安全可靠所增加的成本與帶來費用應該由所有用戶共同承擔。隨著電力現貨市場的建設，對以發電機組為主體單邊開展的中國“特色”的輔助服務市場應予以終結，進而建立與電力現貨市場相適應的真正的輔助服務市場。

一般而言，效率問題需要交給市場去解決，公平問題可以交給政府去解決。煤電機組深度調峰政策出臺之始，就無法回避強烈的行政色彩以及違背市場意愿等問題，政策制定者也自稱這種政策是“胡蘿卜+大棒”。與此同時，截至目前也還沒有證據表明電力現貨市場對于深度調峰是失靈的。

建設深度調峰市場目的就是鼓勵煤電機組靈活性改造。考慮到政策是長期的還是臨時性的對于投資決策的重要性，建議慎重考慮深度調峰政策對靈活性改造投資的長期影響，現貨市場正式運行前后，就應該明確深度調峰市場的退出期限，以方便市場主體進行投資決策并減少風險。如果不取消，深度調峰還存在雙重收益問題，即深度調峰在輔助服務市場取得競價中標收益以外，還會在電力現貨市場取得發電權轉讓收益。

▋關于擱淺成本

電力市場化改革會帶來擱淺成本。發電企業的擱淺成本可以理解計劃向市場轉型導致發電資產市場價值與賬面價值的差異。如：燃機、與政府簽訂電價合約的煤電機組、不同電價的水電機組。水電機組以及特殊定價機組的一廠一價或一機一價現象極為普遍，若其參與市場，一定會產生“擱淺成本”或相反“溢出價值”。

體制轉換是有成本的，轉換中產生的公平問題應該由政府負責處理。由于體制轉換導致的擱淺成本的處理不可回避，合理的補償是必要的。擱淺成本的處理為發電側平等競爭提供了必要的條件，應該也是電力現貨市場的前置條件。擱淺成本的回收方法可以是用戶埋單，也可以是政府埋單，但不能讓發電企業自己埋單。

責編AJX