5月份中共中央、国务院印发的《关于新时代加快完善社会主义市场经济体制的意见》明确要求，“构建有效竞争的电力市场，有序放开发用电计划和竞争性环节电价，提高电力交易市场化程度。”结合各省(市、区)电力市场推进情况，特别是充分考虑疫后经济拉动对能源电力要素的迫切要求，就务实推动电力市场、促进电力中长期交易健康发展做技术层面的思考。
成绩显著
经过五年的探索实践，全国各地区电力市场从谋划方案、论证规则到组织实施，以中长期电能交易为主导品种、以电力交易机构为基础平台的电力市场在各地已经全面铺开，部分省份为适应迫切的现实需求开展了辅助服务市场，8个省份试点探索着现货交易。2015年之前少量大用户直接交易的“星火”状态，因中发〔2015〕9号文件而焕发出勃勃生机，各省(市、区)电力市场呈“燎原”之势，我国电力市场化交易走出了一条“从无到有、由点到面、由小到大、逐步规范”的道路。
按照9号文有关要求，国家发改委、能源局于2016年底联合印发了《电力中长期交易基本规则(暂行)》，并指导各地制订出台具体实施细则，电力中长期交易规模逐年扩大，交易品种和交易方式更加丰富。2017~2019年，全国市场化交易电量分别为1.6万、2.1万、2.3万亿千瓦时，其中绝大多数采用的是中长期交易。北京、广州两个电力交易中心披露的2019年市场满意度都超过了90分。
深化潜力巨大
看到显著成绩的同时，也要清醒地看到当前电力中长期交易市场仍存在一些突出问题。
一是市场化电量规模遭遇瓶颈。放开公益性和调节性以外的发用电计划，是支撑“管住中间、放开两头”体制架构的重要内容之一，市场化电量比重是改革进展的显性指标。目前黑龙江、吉林、新疆等许多地区的市场化电量比重遇到“天花板”，部分地区仍有以政府指令代替市场化交易的现象。放开市场交易规模，关键是要推进发用电计划改革，一个重要环节是完善政府公益性调节性服务功能。由于各类市场主体的博弈，特别是对优先发电权计划的认识偏差和实操顾虑，导致一些地区60～70%的电量被纳入优先发电范畴，市场空间大为压缩。
二是竞争环节价格弹性不足，输配电价应用不佳。价格是市场的灵魂，在普遍供大于求的情况下，2019年全国电力交易发电侧的电价，较基准电价(之前的标杆电价)下降了3分钱，一定程度反映了供需价值规律。但放大看，一些地区(如山西、河北)某些月份的价格“完美地”保持在了同一水平。中央政府核定的输配电价未能得到很好地使用，部分省份发用电直接交易仍然使用价差传导模式。地方政府拉动经济、降低用户成本对电力价格下浮的满心期待，与市场价格相对刚性的矛盾凸显。
三是绿色发展与电力市场尚未有效融合。目前风电、太阳能等新能源参与交易大多在跨省区市场平台上开展, 部分地区在保障性收购基础上组织了省内交易。大规模风电、光伏的上网消纳，是推动能源转型的有力手段，但如何有效配置使用政府的财政资源，将可再生能源公平地纳入市场体系，实质性而不是教条地推进绿色发展，在认识上还有分歧，行动上无奈地作出太多妥协。
四是电力市场管治能力还有待提升。调研中市场主体对电力交易仍有不少意见建议;面对市场存在的违规现象，近年来公开的仅有“山西省电力行业协会组织23家火电企业达成并实施直供电价格垄断协议”处罚和南方能监局约谈售电公司等有数案例;2019年12398能源监管热线电力市场投诉举报事项15件，较2018年增加了10件。
机制创新破解市场难题
面对上述问题，核心是要构建符合新发展理念的现代电力市场体系。就电力中长期交易而言，迫切的是要结合各地实际不断完善交易规则，以机制创新破解市场难题。
一是采用“以用定发”的模式确定优先发电权规模上限。据估算，无议价能力、进入优先购电范围的用户电量至多在30%，建议“量米下锅”，以此电量规模为基础开展优先发电权计划的编制，为大幅度提升市场化水平奠定基础。电网网架约束、发电物理特性限制(如以热定电)产生的优先发电电量，应主要依靠发电权交易二级市场来实现，而不是永远躺在政府计划的怀抱里。
二是同步公布各省第二轮输配电价及交叉补贴的水平，输配电价核定要平衡科学性与现实性。按照输配电价收取过网费是电改后电网企业新的运营模式，但使用分电压等级输配电价开展交易确定的用户终端价格，很可能与原有用户目录电价体系发生形变，部分用户不进入市场必然导致交叉补贴的出现。不将交叉补贴的暗补变为明补，输配电成本分电压等级归集方面的操作问题很难破解，经过利益博弈后的市场模式也更倾向于价差模式而不是输配电价模式，高价机组和低价用户很难走向市场。此外，送端省份输配电价核定要兼顾内外两个市场，因为输电价格直接影响本身电源参与受端市场的积极性，影响送受两端省份的利益。
三是丰富中长期交易品种，提升市场主体的操作灵活性。在现货市场试点没有取得标志性成功之前，各省份主打的还是中长期交易。市场主体签订中长期交易有利于其生产经营计划安排，但面对更加复杂外部环境调整生产经营计划在所难免，因此在制度上必须赋予中长期交易足够的灵活性。其一是缩短交易周期，鼓励连续交易，要力争今年底将交易周期缩短到周;其二是鼓励中长期交易的标的由电量变为电力曲线;其三是放开发电权交易和用电权交易;其四是偏差考核的处理兼顾原则性和灵活性，区别不同供求关系下多发电/少用电与少发电/多用电的差异。
四是可再生能源“分段”参与市场，实施“保量保价”“报量报价”“价补分离”。可再生能源保障性收购与价格随行就市是两个轨道的问题，当前必须破除“电力市场就认为违反《可再生能源法》”的曲解。伴随可再生能源消纳责任制的实施，其已经具备和其他发电主体一样进入市场的条件。保障性收购电量部分按“保量保价”方式“报量不报价”参与市场;超出保障性收购利用小时数的电量以“报量报价”方式参与市场;尽快明确时间节点，放开保障性收购电量，同时按照“价补分离”原则参与市场。
五是持续深化跨省区交易，进一步放开市场准入，破解省内交易的市场力。建立省间市场与省内市场的标准接口，优化市场空间、交易时序等重点环节，适应分省运行现状的同时，为后期市场融合创造条件，实现省间与省内市场的协调运营，提升电力市场整体的运营效率与效益。
六是做好与其他交易品种的衔接。首先丰富完善调峰调频辅助服务市场，确保电力系统运行的安全性;其次，着手研究建立容量市场，保障电力系统长期运行的可靠性;最后，现货试点地区要做好中长期市场和现货市场有机协调，以丰富价格体系支撑电力行业阳光生态。
本文刊载于《中国电力企业管理》2020年5期，作者系华北电力大学国家能源发展战略研究院教授
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