冯永晟
随着两年多来电力体制改革进程不断推进，关于电力体制改革诸多问题的讨论也在不断深入，重点之一即围绕市场模式与现货市场展开。
电力市场模式的基本含义
概括而言，电力市场建设要解决由谁如何交易何种电力商品，即电力市场模式的选择问题。市场模式选择涉及三个层面：“谁”针对市场组织结构，“如何”针对市场组织方式，“电力商品”针对市场组织体系。市场的组织方式和组织体系决定了电力市场模式的表现特征；而决定市场模式的是市场结构以及深层制度因素。
电力不同于其他一般商品的经济意义首先体现在市场组织体系上，选择电力市场模式首先需明确电力商品的内涵与外延。若将电力视为单一商品，那么市场模式选择取决于一般性的市场组织方式（Organization of Market）问题，涉及搜寻、经纪人、代理商或交易所等集中程度不同的各种选择。电力和电力系统的特殊性使电力商品包含了更多维度，系统可靠性是不同于其他商品的特殊维度， 使电力市场的组织方式多了一种特殊选择，即具有系统运营功能的电力库（Pool）。电力商品大致划分为电能、电网容量、备用容量和充足性等维度。每种维度构成一种子商品，这里针对单一商品的市场组织方式问题变成了多种子商品的市场组织体系问题（Market Architecture）。
所谓电力市场组织体系是指电力子商品的种类，以及相应子市场间的关系，本质上反映了电力资源配置对集中优化与单独市场的相对依赖程度，这构成了市场模式分类的核心依据。在这里，“集中” 是指由系统运营机构通过集中优化同步发现所有子商品价格，相对应的模式称为一体式优化模式；“分散”是指市场主体在各个单独的市场内确定相应子商品的价格，相对应的模式称为分离式定价模式。
经济学家常避免将集中和分散，尤其是分散作为概括市场模式的关键词，而只用于特征描述。无论市场模式如何，只要市场结构是竞争的，市场主体决策便是分散的，这是竞争的本义，差异仅存在于决策变量和决策方式。比如， 英格兰和威尔士电力库时期的市场主体虽然必须进入电力库交易，但并非被动地接受指令，而是通过投标做出自主决策；对此的准确理解是，分散化决策的竞争性市场可以采用集中式的拍卖机制。
9号文配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》提出市场模式主要分为分散式和集中式两种。相关政策表述以反向归纳国际经验为基础，侧重描述技术运行特点， 大致反映了常见市场的主要特征， 但这并不严谨。“分散”与“集中”针对市场体系而言，但特征描述却侧重电能市场，内在逻辑的不一致易引起误导，比如有观点认为市场引入多元主体就代表建立了分散式市场，还有观点认为市场主体自主签订了双边合同就代表形成分散式市场。
选择电力市场模式的决策逻辑
电力市场中最直接的需求是电能，因而政策分类常以电能交易特征来概括电力市场模式，比如按交易组织方式划分为电力库模式与双边交易模式；按平衡机制的差异划分为全电力库与净电力库模式； 按机组运行控制权划分为集中计划（计划安排、机组组合和实时运行）和自计划模式，等等。此外， 按阻塞管理方式、辅助服务定价、节点与分区定价、拍卖规则、容量机制等差异也会形成不同分类。
这些分类维度各有侧重，很难以单一维度来准确概括电力市场的本质特征。比如直观上截然不同的美国PJM与英国（2001年之后）电力市场，本质上都属于净电力库， 差异仅在于平衡机制。再比如，澳大利亚是典型的全电力库，美国德州是典型的基于双边交易的净电力库，但在2010年引入日前市场后， 系统运营机构对机组组合的集中优化程度反而比澳大利亚更强了。英国和北欧虽同属净电力库，但英国已经具有了容量机制，而北欧仍属纯电量市场。
许多规则差异难以代表市场模式的本质，仅是市场模式在特定制度条件下的表现，比如节点电价。节点电价的性质是由供求关系决定的竞争性价格。尽管新西兰、美国等主要电力市场均采用节点电价， 但均是由系统运营机构集中优化发现。同样的电价可以依靠不同的机制发现。当单独的电能、输电权和辅助服务市场的竞争充分时，双边交易会发现相同的节点电价（平均意义上，因为节点不一定对应现实市场），当然这种机制的难度在于电能市场与输电权市场的协调，主要取决于短期输电权的设计、配置与流通。
实际上，各种分类都是在以某种方式来确定现实市场在最优一体化市场与理想分离式市场之间的相对位置，核心内容围绕电网环节与系统运营展开。
以美国为例，分散电网的公平无歧视开放推动了统一批发市场的形成，ISO成为切断电网所有者延伸市场势力手段的关键制度安排。在美国政治背景下，ISO未必是最有效率的安排，但却最具政治吸引力。正因为ISO的利益中性，它有条件实施节点定价，这也是对传统过网交易（Wheeling）下不反映成本特征的收益分成机制的否定。在欧洲，尤其是电网的公有制使得电网成本（在不同所有者间）分摊问题并不突出，市场主体更加重视电能交易的自主权。所以欧盟一向注重通过切断电网企业的市场势力延伸激励，来保障双边交易的公平性和效率，这从欧盟在三次能源法案中不断强化所有权分离的倾向可见一斑。
市场模式选择的基础在于电网治理体制与系统运营机构的功能设计，市场规则层面的调整必须与这一体制变革相适应。对当下的中国而言，最值得注意的是，各国在推动电力市场化时的制度起点决定了各国撬动体制改革和市场建设的关键环节与举措截然不同，由此决定的市场模式现状对中国的适用性是要着力研判的。对国际电力市场模式的借鉴，必须做到知其然，知其所以然。借鉴的目的不在于限定一种目标模式，而在于从不同维度的比较中，理解电力市场建设的基本内容，明确可能的政策选项，并以中国现实制度条件和可行的体制改革政策配合，设计具有中国特色的电力市场模式。
为什么重视现货市场
强调“现货”的原因首先源自电力技术特性。即便提前签订双边物理合同，供电真实成本也必须到系统运行时才能确定，这就决定了双边物理合同的完成是在向系统运营机构登记净头寸并结算之后，而不是合同签订之时。本质上，双边物理合同本身只代表预期需求，而非真实需求，无法发现真实电力价格，或者说合同价格一定是偏离有效水平的。正因为如此，合理的基准价格至关重要，这是市场设计的关键。
无论是一体化还是分离式电力市场，某种形式的现货市场都至关重要。在一体化市场下，基于最优现货定价理论的现货市场往往具有明确的指向，理论意义上指实时市场，政策意义上可扩至日前市场； 在分离式市场下，基于短期交易理念的现货市场往往指交易所内组织的日前和日内市场，但理论上不平衡结算机制才发挥现货市场的作用。
现货市场制约远期市场的效率，远期价格是预期的现货价格。有观点以远期和现货的交易量来类比两类市场的相对重要性，这会带来误导。交易量是市场流动性和活跃度的指标，不反映现货市场的重要性，正如心脏的重量不代表对生命的重要性一样。正如Joskow （2006）在总结各国成功经验时指出，现货市场不会自发产生，必须成为改革方案的组成部分。
对中国而言，现货市场应成为市场模式的基本内容并具有重要意义。首先，这有助于深化对竞争性电力市场的理解，突破以调整电量分配方式为导向的变型计划；其次，这是推进电改顶层设计的立足点之一，是撬动体制改革突破口之一；再其次，这为中国电力行业转型提供新动能，是构建更加合理的利益分配机制，解决电力行业发展不平衡问题的必然选择；最后，这为电力能源行业和国民经济应对各类新型挑战提供灵活的制度基础。
选择电力市场模式的基本原则
第一，深刻理解电力市场模式的本质，把握电力市场建设的基本内容。市场模式的选择本质上是一种体制的选择，并非技术层面的交易规则调整。正如Bower（2002） 对英国从电力库转变为NETA效率变化研究表明，是体制因素而非交易规则调整带来了电价下降。国外成熟电力市场模式均是与各国电力市场的重组改革、私有化、商业化、放松规制（或再规制）相适应的配套政策，电力市场模式选择很难单兵突进。实践和理论均表明， 电力系统的公平接入和电网成本的合理分摊是电力竞争有效开展的前提，因此，电力市场建设必须围绕电网组织结构与系统运营功能展开。
第二，拓展电力市场模式的可能政策选项。一方面要客观评估不同地区的市场化条件，另一方面要系统考察多种可能的市场模式， 目前这一领域的争议仍然较大。在起步模式的选择上，经济学界更易达成共识，比如基本倾向某种全电力库。当然，具体借鉴对象有所差异，有观点侧重澳大利亚，有观点侧重E&W电力库或阿尔伯塔等；更大差异体现在远期目标模式的选择上。技术领域的专家更偏爱美国模式，尤以PJM市场为重。市场模式应有更多选项，单一买方模式不应被排除在外，上轮竞价试点失败不足以否定这种模式。近年作为最早实施节点定价的新西兰还曾就以单一买方代替节点定价进行过政策讨论。
第三，科学比选电力市场模式，合理确定改革路径。一方面， 准确把握国资国企制度、市场结构现状和政府管理体制等体制因素对市场模式选择的影响。另一方面， 市场建设路径宜坚持稳妥、易操作、可持续，并具拓展性的原则， 遵循“构筑基本框架——健全市场体系——完善定价方法”的路线。避免以技术导向推进现货试点的倾向，英国、北欧、美国的经验均表明，市场模式选择应是制度先行、技术落实。以技术因素约束现货市场的可能选项，值得商榷。
第四，进一步完善顶层设计， 统御电改政策体系，稳妥推进现货市场试点工作。9号文确定的市场架构尚难适应“先进”市场模式的要求，电网管理体制和区域市场仍在研究当中，2018年年底前运行现货市场试点仍面临困难。要深入研究现货市场对电网管理体制与系统运营体制的要求，以体制改革为现货市场试点创造条件。现货试点宜重点突破，稳步铺开，既要加强中央统一领导，统筹市场模式选择，又要建立容错纠错机制，保护现货试点地区的创新精神。
作者单位：中国社会科学院财经战略研究院