2019年兩會上，國務院總理李克強在《政府工作報告》中提出了一個目標：“深化電力市場化改革，清理電價附加收費，降低制造業用電成本，一般工商業平均電價再降低10%。”這是繼2018年后再次在《政府工作報告》中提出降低工商業電價的目標。這一目標的出發點非常明確：降低實體經濟的用電成本以刺激經濟發展。

我國工商業電價由上網電價、輸配電價及線路損耗、環保電價、政府性基金及附加費等部分構成。政府過去幾年實施了很多有力的降價措施，包括退還臨時接網費，擴大工業用戶參與批發市場的規模，降低區域和省際專項輸電項目稅率，提高工商業用戶的繳費靈活性，降低國家重大水電項目資金收費標準等等。這些政策的實施得到了立竿見影的效果。政府還將繼續在這些方面探索降低電價。

然而，對于電價中的上網電價部分，在建立電力市場后不由政府核定，將由市場決定，所以降低電價所采用的方式也與其他電價組成部分不同。自2015年3月新一輪電力體制改革以來，電力市場化取得了很多進展：在全國各省份廣泛開展中長期交易，電力市場交易量迅速增長，開放零售市場，在幾個試點地區開展現貨市場等等。2019年電力市場化改革將進入關鍵時刻，試點地區將陸續建立現貨市場。本文將通過借鑒美國電力市場化改革的經驗和教訓，為中國建立有效運行的電力市場，達到長期實現降低電價的目的提供一些建議。

I.電力市場化改革的目標與標準

在討論如何實現降電價之前，有必要來回顧總結一下進行電力市場化改革的最終目標和電力市場改革成功的標準。正如麻省理工學院教授Paul Joskow所說：

“改革的終極目標是為電力系統創造新的體制，為社會提供長期利益，讓價格可以反映為消費者提供其重視的電力和服務質量的有效經濟成本，并確保通過這樣的價格向消費者傳導這些利益的適當部分。”

這些傳導給消費者的利益是通過引入競爭來實現的：競爭可以提高效率，為創新提供動力，最終降低成本。衡量市場化改革是否成功的標準是多方面的，但它至少應包括以下內容：

（1）具有有效的定價機制，使市場價格反映和發現電力生產的成本，有效調配市場資源，提升經濟效率。

（2）具有競爭力，不易受市場力和市場操縱的影響。

（3）能夠吸引到對電力供應側的足夠的投資，以滿足電力需求。

（4）能夠有效刺激鼓勵不同發電技術的投資開發和引導關停來滿足符合環境政策（如果市場被賦予這一責任的話）。

特別需要提到的一點是，雖然幾乎所有國家都希望電力市場改革能夠帶來更低的電價，電力市場化改革成功與否的標準不應由電價和改革以前相比是否會降低來判斷。首先，電價受許多不同因素的影響，包括供需平衡、發電成本（包括燃料成本，資本成本和運營成本等）以及環境成本等。而這些因素的變化在電力市場化改革的范疇之外。其次，電價需要為電廠投資者提供投資的動力。過低的電價可能導致電力投資不足，最終導致可靠性問題，過多的電力消費以及對于能源效率技術投資不足。

下面兩個圖顯示了美國電力市場改革前后電價，可以幫助我們理解電價和電力市場化改革的關系。圖中有電力市場化改革的州歸為一個組，沒有市場化改革的州歸為另一個組，而加州因為在發生能源危機后停止了市場化改革不被包含在任何一個組內。第一個圖為未調整通貨膨脹的電價,第二個圖為調整通貨膨脹的電價。從這兩個圖可以看出：

第一，首先要指出的是，雖然市場化的州比未市場化的州電價要高，但這并不表示市場化改革的失敗，因為在市場化以前市場化的州就比未市場化的州電價高。

第二，未調整通脹的電價顯示，1997年-2017年不管是電力市場化的州還是未市場化的州，電價都有所上漲。然而這并不一定意味著美國市場的改革并不成功。相反，在沒有市場化的州，從1997年到2017年價格上漲了68%，但在同一時期市場化的州僅上漲了48%。這表明市場化有助于提高經濟效率，幫助降低電價的漲幅。

第三，調整通脹后的電價變化相對于未調整通脹的電價變化較小，但趨勢是同樣的。2017年市場化的州平均電價較1997年降低3%，未電力市場化州平均電價較1997年漲10%。

第四，最重要的是，兩個圖都顯示市場化州的電價波動比未市場化州大。例如2004年-2008年市場化州比未市場化州電價增長快，2008年-2012年市場化州電價下降，但比未市場化州電價繼續增長。這些電價變化主要是天然氣的價格變化引起的，因為天然氣在美國經常是作為邊際燃料決定電價。

2004-2008年天然氣價格從之前的每百萬英熱2-5美元飆升至5-9美元，導致電價迅速上漲,而電力市場化的州比未市場化的州增速快；2008-2012由于頁巖氣革命天然氣價格下降到2-5美元，導致電價下降，而電力市場化的州電價隨之下降，而沒有電力改革的州電價沒有下降反而上升（當然上升的速度較前幾年有所減緩）。

這清楚地表明美國的電力市場化比未電力市場化的系統可以更有效及時的反映發電成本，并及時將這些信息傳遞給消費者--這是一個運作良好的市場的特征。

圖1：美國歷史電力零售價（未調整通脹）

注：數據來源于美國能源信息總署861表。加州未包含在內，因為加州2000/2001年發生能源危機之后停止市場化改革。

圖2：美國歷史電力零售價（調整通脹）

注：數據來源于美國能源信息總署861表。加州未包含在內，因為加州2000/2001年發生能源危機之后停止市場改革。

必須承認的是，上面的分析是簡單化的。如上所述，影響電價變化的因素非常多，除了是否電力市場化以外還有其他因素，這些因素因州而異。雖說將很多州的數據合并減弱了這種差異性對于電價變化的影響，但要更準確的評估電力市場化對于電價的影響需要更加嚴謹的分析。

事實上，已經有很多學者對此進行了研究。例如Joskow教授在2006年對美國的歷史電價變化進行了計量經濟模型分析，在考慮了燃料價格以及其他改革措施可能對電價的影響之后，得到結論批發和零售電力市場競爭都降低了電價，其中零售競爭對電價降低了5%-10%。Barmack博士等人在2007年的分析表示美國新英格蘭地區的批發電力市場降低了2%的批發電力的成本。

還有Ros博士在2017年研究了美國零售電力競爭對電價的影響。他分析了美國1972-2009年72家配電公司的數據，發現如果除去在這段時間可能導致零售競爭前后電價差異的其他因素的影響，例如燃料價格，經濟收入等，電力零售競爭降低了電價，包括居民用戶電價降幅為4.3％，商業用戶電價降幅為8.3％，以及工業用戶電價降幅為11.1％。

因此，從美國電力市場化20年的電價變化可以看出，因為電價受很多因素的影響，所以電力市場化以后電價有可能會上漲，但是長期來看電力市場改革會更及時有效地反映和傳導發電成本，提高電力行業的效率。

II.建立電力市場的可為與不可為

這部分將結合美國電力市場化改革的經驗來討論為了保證電力競爭市場的有效建立，達到長期降低電價的目的，有哪些可為與不可為。需要聲明的是，這些討論并不是詳盡無遺的清單，只是提供一些示范性的例子。

A.不可為

·通過行政方式干預市場參與者的競標行為

由于中國的電力行業長期以來處于政府計劃體系之下，其監管機構和市場參與者都可能習慣于來自行政管理的指示。而且即使在市場體系下，行政監管機構的指導仍然需要的，因為市場需要一些規則來引導和規范市場行為。

因此，地方政府在建立電力市場時可能很容易就提供“指導”來影響市場參與者的行為。例如，如果某些地方政府“認為”市場參與者以高于其成本的價格進入市場，進而會影響完成降低電價的目的，可能會發出要求來施加一些影響，要求市場參與者以較低的價格出價。短期來看，這可能是到達降低電價的目標最有效最快的途徑。然而，從長遠來看，這會背離改革的目的，使市場不能夠幫助發現發電的成本，或者打擊市場投資者對市場的信心，導致未來市場投資不足。

實際上在市場環境下，市場將最終通過競爭來達到這種效果，因為具有大額利潤的發電商將不會被調度發電。電力系統有兩只手在運作，一只手是行政，另一只手是市場。正確的方法是利用行政的來制定市場運行的規則，讓市場這只手正常運作，而不是直接使用行政手段干預。

·設定過低的市場價格上限

這個“不可為”可能比上一種方法更加隱晦，因為它的使用是與構建電力市場融合的。當設計電力市場上，常常需要設定的價格上限（和下限）。價格上限是在市場出現資源稀缺時所設定的市場價格的最高值（價格下限是在市場出現冗余是所設定的市場價格的最低值）。

例如，ERCOT的現貨市場中將其能源價格上限設定為9,000美元/兆瓦時，這意味著在任何時候，現貨市場價格不會超過9,000美元/兆瓦時。建立此價格上限是為了反映不向客戶提供電力的機會成本損失，即損失負荷價值。

如果為了防止零售價格過高而將現貨市場價格上限設定過低，那將會影響市場，尤其是現貨市場的有效性：

第一，現貨市場是價格來提供信號來指導發電機的調度和負載的響應。在系統發生資源短缺時，有效的市場價格升高會刺激發電設備及時響應。如果價格上限過低，發電設備則沒有動力來提供發電能力，導致系統沒有足夠的發電能力滿足用電需求。

第二，這可能會對可再生能源的整合產生負面影響，因為快速和靈活的資源可能沒有足夠的動力在可再生能源不能發電時增加出力。

第三，這也可能會削弱對儲能等新興技術的發展，因為儲能技術的利潤一部分來源于取決于高價和低價小時之間的價差。

價格上限太低導致價差太小儲能技術則不能從市場上獲得利潤來覆蓋其成本。價格上限的確定一般是基于損失負荷的價值，這個價值需要對本地區進行經濟調查和研究分析。在進行這樣的分析以前暫時使用一個可能低于損失負荷值作為價格上限是可以接受的。然而，為達到電價降低目標而采用過低的價格上限與市場原則不一致，會影響現貨市場的有效性和可再生能源的整合。

B.可為

·鼓勵市場參與者對沖短期現貨市場的價格風險

雖然在大多數情況下，人們都希望價格穩定，但是在現貨市場上價格的波動是一個基本和必要的特征。價格需要隨時間（和地點）的變化來反映日前和實時市場不斷波動的供需，進一步為市場參與者提供有效的信號。

為了控制現貨市場短期價格上漲的風險，市場參與者應更多的使用對沖風險的策略，例如簽訂一些中長期合同。這也是加州電力危機當中的一個教訓，因為當時加州政府強迫電力公司停止所有的雙邊合同，全部從現貨市場買電。

當現貨市場電價上漲，PG&E和SCE沒有其他的方式來規避這個風險，導致巨額虧損負債。另外，應該考慮引入金融交割的中長期合同和期貨市場。在金融合同的形式下，現貨市場的調度不受中長期合同的影響，待現貨市場價格確定以后，合同雙方根據現貨市場的價格與簽訂的合同價格的差別來決定雙方的支付。如果市場價低于合同價，則買方要向賣方支付差價金額，如果市場價高于合同價，則賣方要向買方支付差價金額。這樣既達到了合同雙方對于價格風險的抵御，又保證了現貨市場調度的效率。

·制定有效措施，監控和降低市場力和市場操縱風險

電力市場需要有規則來監控和降低市場參與者行使市場力的潛在風險，人為地提高市場價格以獲取巨額利潤。

中國要避免加州能源危機中所發生的那樣，在沒有監管措施和市場供應吃緊的情況下，很多市場參與者，如Enron和Powerex，進行了操縱市場的行為以獲取盈利。這樣的風險尤其在一個市場建立初期還沒有形成充分競爭的情況下尤為嚴重。可以幫助防止市場力和市場操縱的措施包括分化具有市場力的市場主體的資產降低其市場份額，比如前幾天山東省出臺的電力市場監管辦法規定發電和售電企業市場份額限制為20%，如果有超過這個限額的企業要通過資產出售或對市場交易管理進行分割的方式將低市場份額。

另外在現貨市場運行時，可以通過事前分析，以識別出具有市場支配力并可能與操縱市場價格的市場參與者，以及制定市場規則對市場行為進行事后分析。雖然所有這些措施不直接導致價格下降，它們有助于防止電價因市場力量和市場操縱而上漲過高。

·引入創新的零售電價設計來吸引工商業用戶積極開展需求側響應

在數字化和通信技術的今天時代，電力用戶不一定只能是電價的被動接收者。如果零售市場給用戶可以提供更及時和透明的價格信號，結合現代技術的應用，用戶將會有能力優化用戶側的用電結構以節省用電成本，同時也會刺激分布式能源如屋頂光伏以及分布式儲能的發展。例如德州ERCOT為了鼓勵用戶減少用電高峰的用電，降低系統的輸電成本，對用戶峰荷大于700千瓦的零售用戶以及一些市政公司和合作社的電力用戶實行基于4個一致性峰荷（4CP）的容量電價，對輸電成本進行分攤。4CP是指夏季四個月（6-9月）每個月的最高系統負載。

根據ERCOT目前的電費規定，用戶只要在夏季4CP的時間節約1兆瓦的電，他們就會節省將近5萬美元的輸電費用。ERCOT要求用戶安裝區間數據記錄儀（IDR）儀表，這樣就可以對用戶的峰值每15分鐘間隔來監測和結算。在這樣的電費設計下，ERCOT的工商業用戶為了節省電費而對4CP會在什么時候出現進行預測，然后將其用電計劃進行調整來避開4CP的時間，節省了大量的成本。另外，ERCOT的零售商還為用戶提供各種基于價格需求響應產品，例如分時電價，高峰回扣，和實時定價等。

這些計劃的實施使用戶可以選擇適合他們的電價，以及根據他們的自身情況來調整用電結構，最大程度的降低用電成本。

更重要的是，這些零售電價的產品及時有效的將批發電力市場的價格信號傳導給消費者，讓需求側和供給側同時為系統解決電力供應緊張的問題，降低系統的成本。總而言之，有效及時的零售價格和批發價格協同工作，可以確保市場在沒有行政干預的情況下以價格作為指揮棒在需求和供應方面分配資源。

III.總結

從美國電力市場化改革的經驗看出，長期來講電力市場化改革會提高電力行業的效率，降低電價。但是評價的方式不是簡單的和改革前的電價相比。這是因為影響電價的因素很多，除了市場競爭是否充分，還包括輸配電價、發電技術效率和成本、燃料成本等等，這些因素在改革的過程當中都在變化，而且很多因素不在電力市場的范疇之內。

當然，這并不是說政府確定降低電價的目標是錯誤的。確定目標可以為電力改革提供方向和動力，尤其是處于政府監管之下自然壟斷的輸配電電價以及各項收費。對于上網電價的降低，雖然同樣需要政府的監管，但所采用的方式卻不同，應集中在構建正確的市場設計和實施有效的市場監測工具，使市場達到充分競爭，以促進發電企業和消費者的提高效率和創新，幫助新能源的消納和參與，避免在市場正常運行的情況下采取干預市場的方式來降低電價。如果做得不好，市場改革可能會受到影響，反而增加巨大的社會成本。