5月份中共中央、國務院印發的《關于新時代加快完善社會主義市場經濟體制的意見》明確要求，“構建有效競爭的電力市場，有序放開發用電計劃和競爭性環節電價，提高電力交易市場化程度。”結合各省(市、區)電力市場推進情況，特別是充分考慮疫后經濟拉動對能源電力要素的迫切要求，就務實推動電力市場、促進電力中長期交易健康發展做技術層面的思考。

　　成績顯著

　　經過五年的探索實踐，全國各地區電力市場從謀劃方案、論證規則到組織實施，以中長期電能交易為主導品種、以電力交易機構為基礎平臺的電力市場在各地已經全面鋪開，部分省份為適應迫切的現實需求開展了輔助服務市場，8個省份試點探索著現貨交易。2015年之前少量大用戶直接交易的“星火”狀態，因中發〔2015〕9號文件而煥發出勃勃生機，各省(市、區)電力市場呈“燎原”之勢，我國電力市場化交易走出了一條“從無到有、由點到面、由小到大、逐步規范”的道路。

　　按照9號文有關要求，國家發改委、能源局于2016年底聯合印發了《電力中長期交易基本規則(暫行)》，并指導各地制訂出臺具體實施細則，電力中長期交易規模逐年擴大，交易品種和交易方式更加豐富。2017~2019年，全國市場化交易電量分別為1.6萬、2.1萬、2.3萬億千瓦時，其中絕大多數采用的是中長期交易。北京、廣州兩個電力交易中心披露的2019年市場滿意度都超過了90分。

　　深化潛力巨大

　　看到顯著成績的同時，也要清醒地看到當前電力中長期交易市場仍存在一些突出問題。

　　一是市場化電量規模遭遇瓶頸。放開公益性和調節性以外的發用電計劃，是支撐“管住中間、放開兩頭”體制架構的重要內容之一，市場化電量比重是改革進展的顯性指標。目前黑龍江、吉林、新疆等許多地區的市場化電量比重遇到“天花板”，部分地區仍有以政府指令代替市場化交易的現象。放開市場交易規模，關鍵是要推進發用電計劃改革，一個重要環節是完善政府公益性調節性服務功能。由于各類市場主體的博弈，特別是對優先發電權計劃的認識偏差和實操顧慮，導致一些地區60～70%的電量被納入優先發電范疇，市場空間大為壓縮。

　　二是競爭環節價格彈性不足，輸配電價應用不佳。價格是市場的靈魂，在普遍供大于求的情況下，2019年全國電力交易發電側的電價，較基準電價(之前的標桿電價)下降了3分錢，一定程度反映了供需價值規律。但放大看，一些地區(如山西、河北)某些月份的價格“完美地”保持在了同一水平。中央政府核定的輸配電價未能得到很好地使用，部分省份發用電直接交易仍然使用價差傳導模式。地方政府拉動經濟、降低用戶成本對電力價格下浮的滿心期待，與市場價格相對剛性的矛盾凸顯。

　　三是綠色發展與電力市場尚未有效融合。目前風電、太陽能等新能源參與交易大多在跨省區市場平臺上開展, 部分地區在保障性收購基礎上組織了省內交易。大規模風電、光伏的上網消納，是推動能源轉型的有力手段，但如何有效配置使用政府的財政資源，將可再生能源公平地納入市場體系，實質性而不是教條地推進綠色發展，在認識上還有分歧，行動上無奈地作出太多妥協。

　　四是電力市場管治能力還有待提升。調研中市場主體對電力交易仍有不少意見建議;面對市場存在的違規現象，近年來公開的僅有“山西省電力行業協會組織23家火電企業達成并實施直供電價格壟斷協議”處罰和南方能監局約談售電公司等有數案例;2019年12398能源監管熱線電力市場投訴舉報事項15件，較2018年增加了10件。

　　機制創新破解市場難題

　　面對上述問題，核心是要構建符合新發展理念的現代電力市場體系。就電力中長期交易而言，迫切的是要結合各地實際不斷完善交易規則，以機制創新破解市場難題。

　　一是采用“以用定發”的模式確定優先發電權規模上限。據估算，無議價能力、進入優先購電范圍的用戶電量至多在30%，建議“量米下鍋”，以此電量規模為基礎開展優先發電權計劃的編制，為大幅度提升市場化水平奠定基礎。電網網架約束、發電物理特性限制(如以熱定電)產生的優先發電電量，應主要依靠發電權交易二級市場來實現，而不是永遠躺在政府計劃的懷抱里。

　　二是同步公布各省第二輪輸配電價及交叉補貼的水平，輸配電價核定要平衡科學性與現實性。按照輸配電價收取過網費是電改后電網企業新的運營模式，但使用分電壓等級輸配電價開展交易確定的用戶終端價格，很可能與原有用戶目錄電價體系發生形變，部分用戶不進入市場必然導致交叉補貼的出現。不將交叉補貼的暗補變為明補，輸配電成本分電壓等級歸集方面的操作問題很難破解，經過利益博弈后的市場模式也更傾向于價差模式而不是輸配電價模式，高價機組和低價用戶很難走向市場。此外，送端省份輸配電價核定要兼顧內外兩個市場，因為輸電價格直接影響本身電源參與受端市場的積極性，影響送受兩端省份的利益。

　　三是豐富中長期交易品種，提升市場主體的操作靈活性。在現貨市場試點沒有取得標志性成功之前，各省份主打的還是中長期交易。市場主體簽訂中長期交易有利于其生產經營計劃安排，但面對更加復雜外部環境調整生產經營計劃在所難免，因此在制度上必須賦予中長期交易足夠的靈活性。其一是縮短交易周期，鼓勵連續交易，要力爭今年底將交易周期縮短到周;其二是鼓勵中長期交易的標的由電量變為電力曲線;其三是放開發電權交易和用電權交易;其四是偏差考核的處理兼顧原則性和靈活性，區別不同供求關系下多發電/少用電與少發電/多用電的差異。

　　四是可再生能源“分段”參與市場，實施“保量保價”“報量報價”“價補分離”。可再生能源保障性收購與價格隨行就市是兩個軌道的問題，當前必須破除“電力市場就認為違反《可再生能源法》”的曲解。伴隨可再生能源消納責任制的實施，其已經具備和其他發電主體一樣進入市場的條件。保障性收購電量部分按“保量保價”方式“報量不報價”參與市場;超出保障性收購利用小時數的電量以“報量報價”方式參與市場;盡快明確時間節點，放開保障性收購電量，同時按照“價補分離”原則參與市場。

　　五是持續深化跨省區交易，進一步放開市場準入，破解省內交易的市場力。建立省間市場與省內市場的標準接口，優化市場空間、交易時序等重點環節，適應分省運行現狀的同時，為后期市場融合創造條件，實現省間與省內市場的協調運營，提升電力市場整體的運營效率與效益。

　　六是做好與其他交易品種的銜接。首先豐富完善調峰調頻輔助服務市場，確保電力系統運行的安全性;其次，著手研究建立容量市場，保障電力系統長期運行的可靠性;最后，現貨試點地區要做好中長期市場和現貨市場有機協調，以豐富價格體系支撐電力行業陽光生態。

　　本文刊載于《中國電力企業管理》2020年5期，作者系華北電力大學國家能源發展戰略研究院教授