编者按：

关于电改“9 号文”的实施成效，业界评价不一。本文是继 《电力改革：国际经验与中国选择》一文之后，英国著名电改专家，剑桥大学教授Michael Pollitt（迈克尔·波利特）等对中国电力市场改革研究的又一大作。本文评估了广东省在 9 号文发布后电力市场化改革进展，结合国际经验介绍了广东电力批发市场的试点情况，讨论了广东试点市场是如何运行的，并将广东目前的电力市场设计与其他国家进行了对比，探讨广东省电力市场的改革是否成功吸引了新的市场主体，分析改革对电力企业运营和投资决策的影响，最后为中国政府深化电力行业的改革提出了建议。

作者：迈克尔 · G. 波利特（Michael G. Pollitt），剑桥大学教授；杨宗翰，剑桥大学；陈浩：中国地质大学（武汉）

刊期：《财经智库》2018年第6期

一、引言

2015 年 3 月，国务院发布 9 号文（国务院， 2015），启动新一轮的电力市场化改革。改革的重点是为电力批发引入市场机制，为电力零售引入竞争机制，从而降低工业用户的电价。

广东是中国经济体量最大的省份。 2016 年，广东省 GDP、出口、人口和电力消费分别占全国的 10.6%、 25%、 7.8% 和 9.5%。广东省居民用电和工商业用电的终端电价在全国层面上也相对较高，且电力消费供不应求，需要从其他省份引进电力（ Cheng， 2016）。

广东省是中国电力市场化改革的领头羊，它所在的南方电网自 2002 年成立以来，一直在中国电力系统中具有较强的活力和创新性（ Chau et al.，2011； Wen， 2017）。 9 号文发布之前，深圳已于 2014 年开始了电力市场改革试点，其主要内容包括建立独立的输配电价体系，并在某些发电企业和零售用户之间建立月度合约交易机制。 2016 年，广东省成立了两个电力交易中心，即广东电力交易中心和广州电力交易中心，前者服务于广东省电力市场，而后

者服务于南方电网地区的跨省电力交易。

本文是建立在我们前一篇文章（ Pollitt et al.， 2017）的基础之上，其研究目的在于结合国际经验来分析广东省在引入电力批发和零售市场机制方面的进展。 Pollitt 等（ 2017）讨论了中国电力市场化改革的 14 个方面（ Joskow，2008； Pollitt and Anaya， 2016），并在每个方面就如何降低工业用户的电价提出了一系列建议。其中，四个关键性的建议包括：第一，改革电厂的调度体制，以最大限度地降低系统成本；第二，改革输配电价体制，以激励电网降低成本；第三，对工业电价和居民电价进行再平衡，减小两者的差距，以更好地反映电力服务的基础成本；第四，减少电源和电网的过度投资，以更好地反映电力系统的基本供求关系。

电力市场改革成功与否的重要判据是要有运行良好的电力市场（ Stoft，2002）。从理论上讲，如果发电企业和售电公司之间有适当的竞争，那么我们在前篇文章中提出的几个关键性建议应该就会得以实现。因此，我们对广东省电力市场改革的研究主要集中：广东省电力改革到目前为止取得了哪些主要成果？市场试点如何改变传统支付体系和电厂调度体系？输配电价如何计算以及如何被监管？市场试点如何影响发电企业和电网企业内部的运营和投资决策？在将区域间电力交易纳入电力市场方面取得哪些进展？在创建全面的电力市场体系方面取得哪些进展？

本文旨在评估广东电改的进展，分析广东是如何根据本地情况来调整电力市场模式。创建一个完整的电力市场体系，知易行难。世界各国或地区都是根据本地情况来开发自己的电力市场体系的，如美国的 PJM 就与英国的市场不同。本文试图说明广东试点过程中的哪些经验对本省和中国其他地区都具有借鉴意义。文章根据中国各利益相关方的经验，说明要对中国电力系统进行成功的改革需要解决的关键性问题。文章还对省一级的电力改革步骤提出了一些建议。希望本文能为中国应该如何具体实施电力行业改革的讨论做出一些贡献，并为相关人员根据中国的具体情况来研究中国电改提供参考借鉴。

本文剩余部分的结构如下：第二部分将首先讨论广东电力市场改革的背景，以及广东电力系统的特点；第三部分将讨论广东电力市场试点的具体情况以及目前的市场设计是否适合其他地区的电力市场；第四部分将探讨广东在电力市场改革中引入新市场主体的情况；第五部分将讨论电改对企业运营和投资决策的影响；第六部分将根据目前的市场设计和改革效果，提出一些改进建议。

二、背景

（一）广东省概况

广东一直是推动市场机制的先行者，在整个中国的政策制定中具有重要作用（ Bui et al.， 2002； Andrews-Speed， 2013）。省会城市广州是世界上人口最多的城市之一（约 2000 万人，仅次于北京）。第二大城市深圳（人口 1200万）也是一个国际性的特大城市。广东位于珠江三角洲以及粤港澳大湾区，该地区很大一部分出口就是通过珠江三角洲实现的。深圳相对独立于广东省政府，有自己独立的监管体制。该地区在区域治理方面也经常发挥着引领作用，如深圳是金融监管政策方面的先行者，而广州拥有中国三个知识产权法院之一（ Cohen， 2015）。此外，广东在政治上也很重要，很多高级别的中央领导人都有着在广东省工作的经历。

广东从 2012 年开始实施碳排放试点（ Cheng et al.， 2016）， 是参与试点的两省五市之一。这七个试点地区的政府可以决定哪些行业参与试点，但只有广东对排放许可拍卖进行了试点。广州碳排放权交易所对三种产品进行了交易：广东省碳排放配额（ GDEA）、全国核证减排量（ CER）以及本省的 CER（ Cheng et al.， 2016； Liu， 2017）。其中， 10% 的配额可来自本省的 CER， 30% 可来自其他省份的 CER。最初试点只涵盖电力、水泥、石化和钢铁行业， 2016 年纳入航空和造纸行业（ ICAP， 2017）。 2017 年 12 月，中国政府宣布启动全国碳排放交易系统，交易主体包括电力和热能行业（ Pikeand Zhe， 2017），门槛是每年 2 万吨排放量。人们认为试点市场和全国性市场将并存 3~5 年的时间。广东碳市场试点的经验可以作为全国碳市场设计的参考（ Wang et al.， 2016）。碳交易市场、电力市场以及可再生能源证书市场有很多交叉的地方。全国性市场的交易价格预计将从开始时的 30 元 / 吨上升到 2030 年的 200 元 / 吨。 Cheng 等（ 2016）分析表明，较高的碳价（比如 10美元 / 吨）将导致广东省发电用煤量显著减少，发电天然气使用量显著增加，并产生显著的空气污染防治协同效益。

广东省只是中国多个碳市场试点地区之一，其他重要试点地区的覆盖面和价格情况各不相同。广东缺少便宜的天然气，且煤炭需要长距离运输，所以电价相对较高。因此，相对其他地区来说，广东的碳价对于电价的提升作用就会更大（ Zhang， 2017； Zhang and Xu， 2017）。图 1 是广东近年来电改的重要步骤和时间节点。

广东省电力零售市场正在逐渐开放，大用户（就电压水平来说）可以在电力市场实现自购电交易。 2016 年 6 月广东省正式启动月度电力批发市场，到 2017 年 8 月为止，已有 310 家售电公司和 60 家发电企业完成注册。其中有101 家售电公司进行了交易。

（二）广东省电力行业规模

广东省电力需求一直保持较快的增长速度（见图 2）（ Yang et al.，2017）， 2006—2014 年年均增速为 7.2%， 2015 年降为 1.4%， 2016 年、 2017年恢复至 5.9%。 2017 年广东省电力总需求为 595TWh，需要从云南等相邻省份引进大量电力。在装机容量方面， 2014 年广东省装机容量为 91GW，年发电量 380TWh，两者都超过英国总规模。 2015 年新增装机容量 10.15 GW，2016 年新增 5.4 GW。广东省电网也在继续扩张， 2015 年新增线路 7274 公里（ 220KV 及以上）， 2016 年新增线路 4542 公里 A 。服务质量也得到了快速提升（见图 4），城市中心地区尤其如此。

表 1 将广东与美国德克萨斯州的电价进行了对比。 2016 年，德克萨斯的电力需求为 389TWh，位列美国各州之首，其中，工业电力需求也位列美国各州之首，相当于第二名加利福尼亚的两倍多。表 1 说明了广东电改的驱动力：与美国等国际竞争对手相比，广东的工业电价相对较高，特别是广东的终端工业电价比德克萨斯高得多。美国用于发电的天然气（德克萨斯的边际燃料）价格比广东用于发电的煤炭（广东的边际燃料）价格要低，但这部分燃料价格的差异只能解释双方工业电价之差的 25%。德克萨斯和广东省工业电价之间的大部分价差并不能用成本差异来解释。另外，从表 1 还可以看出，广东的居民电价低于工业电价，也低于德克萨斯的居民电价。

广东省电力需求（见图 5）主要来自工业用户（ 65%），少部分来自居民用户（ 16%）。这与发达国家形成了鲜明对比，如 2016 年德克萨斯 37% 的电力需求来自居民用户，只有 28% 来自工业用户。

三、电力市场的运行机制

（一）国际背景

很多发达国家的电力市场是逐步发展起来的，如美国和英国。建立这些市场的初衷有两方面：“优序调度”（merit order dispatch）和“电力库”（ power pools）。如法国电力集团（ EdF）以及英格兰和威尔士的中央发电局（CEGB），为了在任何时间都满足系统需求，会根据各电厂的边际运行成本进行调度（Chick， 2007）。系统的边际成本指的是，在任一时间，为了满足系统的电力需求，每多发 1MWh 的电需要付出的成本，即系统为了满足电力需求中最后 1MWh 而调度的成本最低的那个电厂的边际成本。在美国，地方性电力垄断企业在开始之初会与垄断地区之外的其他发电企业进行电力交易，这样做的原因在于不同发电系统的边际成本不同，边际成本低的系统可以向边际成本高的系统售电，双方都可获益。这种交易的平台就是“电力库”，这些电力库最终演变成了我们现在所看到的独立系统运营商，如美国的 PJM、 MISO和 ERCOT（ Hurlburt et al.， 2017）。

这种电力库本身就是一种短期市场，可以为一小时或半小时之内的电厂运行提供指导。 20 世纪 90 年代的电力市场改革使电力市场得到了进一步发展，发电厂的所有权被拆分给多个业主，同时一些新的发电企业进入市场。电力批发市场不仅可以使各系统之间进行电力交易，而且可以让用户从所有的个体电厂买电。电力市场不仅包括短期市场（日前市场），还包括长期合约市场。电力市场的覆盖面也从单纯的能源扩展到辅助服务，比如调频和容量管理。Stoft （ 2002）探讨了一个完整电力市场的构成及模式。如英国有双边能源合约市场（包括月度、年度以及其他期限）、短期能源平衡市场（最短为提前一小时）和辅助服务市场（如调频和短期运行备用），最近还建立了一个电力容量市场，也就是长期备用容量的市场。英国的这些市场是相互关联的，如果一个市场的供求平衡发生了变化，那么其他市场的价格也会随之变动。中国在 2002 年的电力市场改革中，建立了两大电网企业和五大发电企业。Andrews-Speed 等 （ 2003） 建议，广东应该建立一个强制性的电力库，然后在此基础上建立一个区域性电力市场。

电力市场可以由系统运营商运营，也可以由独立实体运营。在美国，电力市场往往由独立系统运营商负责运营（它们本身不拥有发电设备以及零售或电网资产）。在欧洲，很多电力批发是通过独立的电力交易所进行交易的，这些交易所是金融交易平台，它们所拥有的电力系统其他环节的资产相对有限（当然有些交易所的股东中包括输电系统运营商）。欧洲各电力交易所之间进行了合并，其价格机制得到共同优化，这有助于提高整个欧洲的交易效率。目前欧洲的几个区域性电力交易所通过统一的交易平台（ EUPHEMIA）来协调日前定价，即所谓的“市场耦合”（ APX et al.， 2013）。这种做法使欧洲大约 85% 的电力可以在没有任何跨境输电限制的情况下，确定给定时间点一天之后的批发价。

所谓有效率的电力市场价格，指的是价格能反映短期和长期的基本供求关系，并且可以作为短期运营和长期投资的良好指南。 ACER （ 2017）的研究结果表明，市场耦合的过程使电向正确方向（从低价格地区向高价格地区）流动的时间比例增加了。 Mansur 和 White （ 2012）的研究也表明， PJM 对市场覆盖面积的拓展改善了它之前边界地区的价格效率。因此，可以说，电力市场的拓展可以带来短期收益。

有一点非常重要，发电企业和售电公司在电力市场中报价，最终形成出清价格。每一个发电企业和售电公司都会得到出清价格（这指的是在统一价格的拍卖中） A ， 因为它们对于供和求的匹配都同样重要。任何其他结果都将鼓励它们在竞价过程中采取博弈策略，降低批发价定价过程的效率。因此，这个定价过程是决定市场中供需匹配的最好方式。

（二）广东省电力市场

广东目前的电力批发市场分为两部分。第一部分是每年一次的年度双边协商，涵盖了交易电量的 80%。第二部分是月度集中竞价，涵盖了交易电量的20%。 2017 年广东电力市场交易总量是 110 TWh，其中大约 20 TWh 是在月度交易市场上的交易。也就是说，只有 4% 的电力需求是通过月度交易市场得到满足的。广东省对于售电公司月度交易有一个 20% 的限制，但对年度交易并没有限制，即发电企业在年度和月度交易市场的卖电量之比必须是 80 ∶ 20，但售电公司在市场上购电时不受此比例限制。

广东月度电力市场价格，实际上只是与管制零售价格的价差（ Li and Shen， 2016）。最大价差是 -500 个基点（ 1 个基点 =0.001 元 / 千瓦时）。当前市场覆盖了 4000 个大型用户。典型的大型用户包括通信公司和金属工厂等企业。年度市场的价差大约是 64.5 个基点（ 0.0645 元 / 千瓦时），月度市场的价差在此基础上上下波动（见图 6），而且这种波动会体现在一天的不同时间里（峰、平均、谷），幅度为正负 0.3 元 / 千瓦时。 2018 年，电力市场将覆盖180 TWh 的用电需求和所有的天然气、核电、风电和水电。南方电网将为所有发电企业的发电量支付同一个管制价格，而电力市场将为用煤和气发电的企业提供一个他们愿意接受的、相比于管制价格的价差。

南方电网利用电力市场，既为参与市场的发电企业售电确定价差，也为参与市场的零售商（售电公司）购电确定价差，同时还根据与售电公司的协议为其支付零售利润（ RAP， 2016； Sung， 2017），这些支付款都体现在次月的账单中。这意味着电网不必将输配电价分离出来，因为在南方电网目前的零售价格体制之下，不同用户群体之间存在着隐性交叉补贴，并且珠江三角洲地区通过支付高电价为广东的其他地区进行补贴，很难分离所有用户的输配电价。截至 2017 年 8 月，广东尚未公布其输配电价，且其在公布之前，还需得到国家发展改革委的批准。深圳已经公布了它的上网电价，原因是它有自己的输配电网，更容易计算基础成本。

目前广东省所有电表都归南方电网所有，这降低了用户之间的潜在竞争和用户收益。如果电表所有权归用户或售电公司，那么他们将有动力更好地利用电表数据和电表设备。当然，这也意味着需要对电表的质量和连接进行规范，以防止欺诈。南方电网在广东供电行业仍占统治地位， 2016 年南方电网配电量为 829.7TWh，收入为 4730 亿元（约 710 亿美元）， 在财富 500 强中排名第 95 位。此外，由于南方电网负责收取所有费用并分配给各市场参与方，因此，它还负责管理本行业所有的支付风险。

电力市场改革的最终目标是开放市场，让所有工业和商业用户参与竞争。居民用户也可以在自愿的基础上参与电力市场交易。电网价格每 3 年根据国家发展改革委公布的价格公式重新计算，该公式中包括了一个固定价格和一个通货膨胀调整系数。电力现货市场预计会在 2018 年底启动（国家发改委，2016），但截至 2017 年 12 月，还没有建立调频市场的具体时间表。第一阶段的现货市场可能是小时级的日前市场，涵盖 17% 的能源。第二阶段的现货市场将可能允许日内交易。现在还没有需求侧响应市场。有一种普遍看法是中国应该建立一个更接近于美国 PJM 的市场，而不是像欧洲那样的典型市场。还有一种建议是对节点定价进行试验（Tung and Huang， 2017； Zhang et al.，2015）。我们注意到，中国从 2008 年起就已经对电力现货市场进行了规划，但至今还没有实现（ Tsai et al.， 2017）。

四、新市场主体

（一）国际背景

在很多发达国家，电力市场改革的一个重要影响是会导致主动参与电力交易的企业数量大幅增加。批发市场建立的前提，是要建立独立的供给侧和需求侧，发电企业是供给侧，而售电公司是需求侧。要想让批发市场有效率地运行，就需要有多个发电企业和多个售电公司。因此，不论是美国还是欧洲，都开放了发电和零售环节，以引入竞争。

在这些国家，大的工商用户被允许自己联系零售商或供应商，甚至自己直接建立零售公司或交易公司。同样，发电企业也可以进入零售市场，直接获得终端电力用户。一些售电公司由新进入电力行业的第三方建立，这些第三方通常有天然气、通信和金融市场的经验。其中，最成功的第三方参与者是来自天然气行业的公司。比如，英国天然气公司（ British Gas）就是英国电力市场中最大的新市场主体，其一半的用户是从其他供应商那里转投过来的。再如，法国燃气苏伊士集团（ GdF-Suez）非常成功地进入了北欧的工商电力市场。

在英国，参与电力批发市场的发电企业和售电公司的数量增加了很多。1990 年电力市场改革前夕，英国只有 14 个地区垄断性售电公司（每个大用户对应一个售电公司）和两个区域性发电公司。 1990 年电改后，增加为 6 个发电企业和 14 个前地区垄断性售电公司。原来的燃气零售垄断企业（英国天然气公司）立刻进入了零售市场，中央电力局拆分出来的 4 个发电企业也寻求直接获得终端用户，进入发电和零售市场。除此之外，还有独立的售电公司成立。 2017 年，英国电力批发市场中共有 149 家有许可证的发电企业和 68家工商售电公司（ Ofgem， 2017）。其不论是发电环节还是零售环节，集中度都相对较低。

发电企业和售电公司都需要承担较大的市场风险。发电企业成本包括固定成本和可变成本，这些成本需要通过销售收入来收回。而售电公司向用户卖电时，多采用一年价格不变的方式，并且需要保证满足用户的所有用电需求。因此，不论是发电企业还是售电公司都面临着相当大的金融风险。电力批发价格猛升可能导致售电公司破产，而猛降则可能导致发电企业破产。因此，两类企业都希望为其发电或销售谋求期限更长（ 1 ~ 2 年）的固定价格合约，来对冲头寸。不管短期市场的交易电量比例大还是小，这样的避险行为都会发生。在美国的 PJM 体系中，发电企业必须将所有电力在强制性的日前市场上进行交易。在英国，发电企业在接近实时的平衡市场上只交易了大约 5% 的电量，而双边协约（售电方和购电方直接达成协约）占到所有交易协约的 90% 左右（ Ofgem， 2016）。

在欧洲和北美，售电公司和发电企业直接参与电力市场。售电公司还要管理自己的计费和收费系统。它们还必须支付政府税收、电费、电网价格以及批发成本。账务拖欠或记账错误的后果很严重，因为零售利润（总收入减去总外部成本）非常低，只占总收入的 5%~10%。有的售电公司就是因为数据管理不善和账务问题而破产，如 2000 年破产的英国独立能源公司（ Independent Energy）（ Harrison， 2000）。也有发电企业因为批发价太低而破产，如英

国 能 源 公 司（ British Energy） 和 欧 洲 TXU 公 司（ TXU Europe）（ Taylor，2007； Harrison， 2000）。

开放电力市场的另一类市场主体是为电力用户管理能源成本的能源服务公司。这些公司有各种不同的商业模式，有的公司拥有自己的电力资产并以固定价格进行售电，有的公司通过改善用电计量方式以发现最佳市场价格来管理用电成本（ Marino et al.， 2011）。很多能源服务公司都是以信息技术为基础，统筹考虑它们所有客户的总用电需求，寻找最优价格，然后与客户分享成本节省量。与传统的售电公司相比，能源服务公司不需要承担完全的市场价格风险，而只是赚取服务费。

当然，批发市场并不是电力市场改革的全部。电力市场改革还需要为电网引入激励机制（ Jamasb and Pollitt， 2007）。如果整个电力行业（发电企业和电网）都有降低成本的压力，那么它们就有动力以竞争性的方式将电力供应外包，鼓励新的发电和电网资产的建立和运营（ Lohmann， 2001），创建或拓展采购市场。现有的公司经常会剥离它们的建设业务，并且为新业务招投标。例如，欧洲很多配电公司出售了它们的工程建设和信息技术业务板块，并且在提供电力服务方面采用了招标程序（ Hermann and Pond，2012）。

（二）广东能源市场的新参与者

图 7A是广东的装机容量份额情况，图 7B 是放开后的电力市场的份额情况。可以看出，广东的电力批发市场正在吸引新的参与方。在 13 个最大的售电公司中， 3 个为非上市公司， 10 个为上市公司（ Wen， 2017； Sung， 2017）。深圳深电能售电有限公司是第一个获得零售许可的公司，该公司是一家非上市公司，其管理团队具有电力和信息技术两个行业背景，业务包括能源销售、能源和电力合同管理、软件、可再生能源项目、配网建设以及电力管理研究，重点业务是大数据和信息技术管理，核心运营业务是一个售电管理平台。该公司在电力批发市场中的零售市场份额约为 10%。它可以为零售客户提供一系列附加值服务，包括电力系统应急响应、技术咨询、预防性测试、工程管理、价格监控、负荷控制和实时精准计量等。目前，很多服务的费用被包含在了市场价差电费当中，但将来该公司可能会对某些服务项目进行收费。未来，售电公司还可以通过数据挖掘、提供智慧能源和智慧电网解决方案等方式，来提供附加值服务。通过数据挖掘，可以比较同一行业的不同用户，从而提出更好的节能建议。华润集团也是广东省电力市场的新市场主体之一，它于 2015 年 11 月成立了华润电力销售公司，负责提供能源和能效管理服务以及专业设备和维修服务。由于目前电网扩张业务的利润比发电的利润（就每太瓦时来说）要高得多，因此零售公司有兴趣参与电网互联竞争。很多售电公司与发电企业（如华润电力）或大型工业客户（如深圳深电能售电有限公司 A 和比亚迪 B ）融为了一体。

目前，售电公司与电力用户签订的合同主要分为三种类型。第一种是最低折扣合同，也就是售电公司在管制价格的基础上保证为用户提供一个固定折扣。这样，如果售电公司从批发市场上得到更好的价格，其中的价差就完全归售电公司所有。第二种是价差分享合同，也就是市场价差的 80%、 90% 或95% 归电力用户，其余部分归售电公司。第三种是结合式合同，也就是把第一种和第二种合同结合起来。在电力市场上，如果售电公司买入和卖出的电量不一致，就会产生失衡费，售电公司要想准确地平衡电力供给和需求，就必须将失衡幅度控制在协约购买量的 ± 2% 之内。售电公司在供需匹配时的失衡费最高被定义为市场电价的 5%。一些售电公司选择与购电用户分担失衡风险，其他售电公司则在一定限度内独自承担风险。售电公司还可以为用户提供节能建议或投资等附加值服务。

中国电力市场改革的一个重要目标是为中国电力行业的国际化做准备。随着中国电力系统的成熟，国内对电力设备的需求将减少，这将对电力系统的产能产生影响。一个战略性的应对方式是到国外寻求新市场，这也与中国的“一带一路”倡议相一致 A 。另外，通过改革，一些企业将从现有企业中独立出来，从而催生更高效的公司，使其更有能力在竞争性的国际环境中赢得竞标合同，当然它们也可能面临与其他中国公司的竞争。例如，中国能源工程集团广东电力设计院是一家工程和项目承包公司，该公司于 2017 年从南方电网中独立出来，负责电力项目的实施，目前约有 40% 的海外业务。

五、对调度的影响

（一）国际经验

建立覆盖面广的电力批发市场，会对价格产生两方面的影响。第一，由于现有价格面临竞争，发电企业和售电公司不得不在定价时更为准确地反映供求状况。 在最初的价格水平上，如果发电量比用电需求量大，发电企业和售电公司不得不通过降价来使供求关系恢复平衡。也就是说，之前发电企业和售电公司的定价太高了。因此，减少电力行业的寻租空间和垄断力将有助于提高配置效率。这种效果既可以在短期（日前）也可能在长期（月度）批发市场中体现出来。不过，也可能存在相反的情况，由于价格管制，售电公司和发电企业不得不定价偏低，导致供小于求。在这种情况下，批发市场将提高电价，纠正过低的定价 B 。

第二，批发市场有助于提升发电效率。 不论之前的系统是如何在不同电厂之间进行调度的，现有的系统运营商都有动力把发电任务首先分配给成本最低的电厂（ Newber and ollitt， 1997）。批发市场使得电厂根据成本进行竞争，只有成本足够低的电厂，才会被选择。如果市场能够拓展到以前未被纳入的地区，那么必将引发电厂之间的价格竞争，报价低的电厂将首先得到调度。每个电厂都会为了保持竞争力而积极降低成本，那些报价接近于市场价的电厂尤其如此。对于这些电厂来说，成本只要稍高或稍低，就可能决定它们能否在批发市场上赢得供电合同。从长期来看，这也决定着它们是继续生存还是关闭。因此，电厂有很强的动力来提高发电效率以降低成本。而且，人们在进行投资时，只会投资成本最低而且相对于未来市场的预期价格具有正净现值的电厂。当然，批发市场要想取得这样的效果，还需要建立短期市场（通常是日前市场），因为要想通过改善调度来节省成本，就应该通过有效率的实时运营来实现。如果初始价格相对于市场上有竞争力的价格来说过低，那么批发市场将提高价格，所有电厂都将得到更高的价格，这意味着更多的高成本电厂将得到调度。

电力批发市场通过价格来影响电厂的调度，从而影响电厂的运营和投资效率。在欧洲的电力市场上，发电企业受到批发市场价格的影响，只调度那些成本最低的电厂。在美国，系统运营商根据日前市场的报价来决定哪些电厂被调度。但不论是欧洲还是美国，实际的调度情况都与市场报价密切相关，基础市场价直接影响到调度决定。中央调度和自我调度哪个更好，一直重备受争论。中央调度需要每个发电公司都进行自我优化，同时还需要预测系统的其他运行任务。自我调度系统的好处是，无论市场的支付规则是什么，发电企业在决定让哪些电厂运行的时候，都会将所有关于成本和合同执行的问题考虑在内。英国竞争与市场管理局最近得出的结论是英国的自我调度系统和美国普遍使用的中央调度系统同样有效率（ CMA，2016）。

不论在欧洲还是美国，市场扩展对于生产和配置的效率都很重要。欧洲国家之间的电网互联使各国相互之间可以进行电力生产的配置优化，从而减少整个系统的成本。在美国的 PJM 中，市场扩展也使之前实行独立调度的地区实现了电力生产配置优化。市场扩展可以增加独立市场内部的竞争，并且保证让整个市场区域内成本最低的电厂被调度（ Mansur and White， 2012）。

（二）对广东省调度的影响

由于最近的电力市场改革，广东燃煤电厂的财务回报率受到很大影响。根据 Ng （2016）的估计，燃煤电厂的回报率将从 2016 年的 9% 降到 2018 年的 5%。中电集团也宣布，由于受电力市场改革的影响，其在中国南方的发电业务的利润急剧下降（ CLP， 2016）。

南方电网有四级调度：第一级是南方电网，包括从西到东的互联；第二级是省级电网；第三级是市（其中包括广州和深圳）级电网；第四级是县级电网，包括分布式发电（如小水电）（中国南方电网， 2016； Wang et al.， 2006）。在广东，所有的煤电、部分天然气热电联产以及所有的核电都由省一级进行调度。

系统运营商的实时调度决策不直接受批发市场合约的影响。目前广东省的调度仍然沿用之前的市场交易规则，即以每个电厂被分配的运行时间为基础。不过，电力市场的年度和月度合约确实会影响电厂在合约期内为实现这些合约电而运行的时间。这与其他国家不同，在其他国家，每天的调度都受电力市场价格的影响。发电企业相互之间也可以在一定程度上自由进行电力交易。由于发电企业有强烈愿望去匹配供应和需求，并选择运行成本较低的燃煤电厂，所以取得了一些节煤效果。

这种调度方式可能会被改革（ Ho et al.， 2017）。目前正在对两种模式进行测试：第一种是辅助测试，即电厂在运行问题上是否需要遵守调度安排；第二种是电厂需要提前 5 天报告它是否可以运行。

跨省电力交易主要通过广州和北京两个电力交易中心进行（Zhang et al.，2014）。 从云南输送到广东的电力，需要收取 0.1735 元 / 千瓦时的输电费用，此费用相对于支付给广东发电企业的价格来说偏高 A 。广东 1/3 的用电量需要从省外引进，其中主要来自云南。云南和广东的交易量取决于双方的协商，他们的交易虽然看上去使双方受益，但每个省都会同时存在受益者和受损者。在云南，燃煤发电企业的收入可能增加，但市场用户需要支付更高的价格。而在广东，所有的发电企业都可能受损，电力用户可能受益。云南有一个现货市场，其中 95% 是水电，而且不太可能很快与广东实现完全互联（ Meng andChang， 2016）。

六、改革建议

（一）改革的总体评价

一个引人关注的问题是，广东省不同地区的终端零售价格缺乏透明度。终端价格仍由南方电网负责，售电公司并不清楚用户实际支付的最终价格。南方电网把广东省分为 6 个主要的价格区域（最开始是 71 个），同种类型的电力用户在不同区域需要支付的终端零售价差别较大。县级的终端电价也是不同的，特别是在珠三角地区和非珠三角地区之间，因为两个地区有不同的税和补贴。广东省有 21 个市、 19 种电价。在不同的价格区域间，终端电价中的输配价部分从 0.1~0.2 元 / 千瓦时不等（国家能源局， 2017）。在终端电价的构成要素中，除市场价差外，还包括发电指导价、上网电价、交叉补贴以及输配电价。

从改革的总体影响来看，垄断性的输配电价是一个重要方面。 Pollitt 等（ 2017）讨论过，在电力改革对终端价格的总体影响中，激励性监管是一个重要因素。 2017 年 1 月，国家发改委要求所有省公布单独的上网电价。广东省已于 2017 年 11 月公布了它的价格，该价格将是 2017~2019 年的固定名义价格。 2017 年 1 月，广东省发改委还宣布将所有用户的最终电价降低 0.0233元 / 千瓦时，加上电力市场的价差 -0.0645 元 / 千瓦时，意味着参与电力市场的所有用户的电价在 2017 年下调了 0.0878 元 /千瓦时（在支付零售成本之前），相当于 2015 年工业电价的 10%（见表 1）。 2018 年还可能进一步降价，因为电力交易中心的年度价差从 0.0645 元 / 千瓦时增加到了 0.0766 元 / 千瓦时。

广东省有三个部门对电力行业实施监管：第一个是广东省发改委的经济和信息化委员会的电力处，负责发放电力市场以及市场参与者的许可证；第二个是省发改委的价格处，负责计算输配电价；第三个是国家能源局南方监管局，承担某些监督管理职责。这三个部门都有责任对电力市场的竞争环境进行监测，但是，他们之间的职责分工不够明确。而且，中国的《反垄断法》是否适用于电力行业，目前还存在法律上的争议 。应该有一个独立的监管机构，负责发放市场参与者许可证、进行市场设计调整、确定上网电价以及监测竞争环境。这样一个独立机构的优势是能够整合管理资源和经验，并提高监管能力。Pollitt 等（ 2017）讨论了独立监管机构在其他国家的重要性及是否适用于中国。Li 和 Yu （ 2017）指出，对电力行业监察体系进行司法改革，将有助于推进中国的电改。

为电力系统引入新的售电公司，已经产生了三个积极效果。第一个是改善了人们对于电力产品本质的理解，电力用户现在对于价格和能源管理问题更加敏感。第二个是政府更加理解从行政定价走向市场定价的意义。第三个是售电公司为用户提供的服务质量要好于南方电网的服务质量。

在广东，电厂所有权的集中度很高。其中，最大的发电企业粤电集团拥有 35% 的装机容量市场份额，第二大企业拥有 20% 的份额。粤电集团是中国华能集团的持股公司 A ，主要业务集中在南方电网地区。这说明，可能有必要让国有电厂之间实现资产交换，从而让他们在竞价过程中形成竞争。

2017 年，广东参与电力市场交易的电量只覆盖了全省 20% 的电力需求，这些电量占省内发电量的 30%，对于燃煤电厂来说这一比例要更高些（可能为 40%）。电力市场中的边际成本可能比实际发电的边际燃料成本要低一些，因为启动、关机和部分负荷都会带来成本。对于一个燃煤电厂来说，如果不能把电卖给电力市场，可能就需要减少发电量。如果这种情况会提高边际燃料成本（因为部分负荷的缘故），或要求一个电厂停机而另一个电厂开机（都是有成本的），那么报价最好比边际燃料成本低一些。

一个重要问题是，在一个部分放开的市场中，需求远大于供应（杨威等，2017；庞鹏， 2016） 。这种情况会导致售电公司在报价时只为它们要购买的最终电量报出很小的价差，其目的是降低市场价格。月度供应曲线和需求曲线实际上并不发生交叉，图 8 显示了 2017 年 2 月和 3 月广州电力市场供给曲线。

电力市场建立以来，价格确定的方式也是在变化的。 2016 年到 2017 年 2 月，市场成交价是根据拍卖过程中中标者的价差电费计算出来的。这不同于其他国家多数电力批发市场的统一价格（市场均衡价格）。广东电力市场交易价格的具体计算方法是：首先，计算出购电方报价和供电方报价分别相对于管制价格来说的理论节约量（即价差电费），也就是总消费者剩余的面积和总生产者剩余的面积；紧接着，使用这两个面积之和来计算出系统的价差电费 A ；最后，按照 50% 的比例将价差电费平均分配给所有购电方和所有供电方。各购电方根据各自在购电方总价差电费中所占的份额进行分配，各发电企业的价差电费也将根据其在供电方总价差电费中的相对比例进行分配。图 9 详细解释了这个计算方法。

在图 9A 中，有 3 个售电公司（购电方）和 3 个发电企业（供电方）在拍卖中中标。发电企业的最低报价是以 -400 的相对价格供应 2 个单位的电量。市场出清价格应该是 -200（供给曲线与固定交易量曲线的交叉点），所有售电公司都应该支付这个价格。在图 9B 中，总消费者剩余（ 300）用橙色表示，总生产者剩余（ 1750）用紫色表示。两者相加就是系统的价差电费（ 2050）。在图 9C 中，系统的价差电费总额被对半分配给中标的售电公司和发电企业，然后，每个售电公司或发电企业再分别根据各自在总消费者剩余或总生产者剩余中的份额得到相应的价差电费。例如，在中标的售电公司当中报价第二低的那个公司的消费者剩余是 100，这等于总消费者剩余的 1/3 （ 100/300），所以该公司分配到的价差电费是 1025 的 1/3，即 341.6。在图 9D 中，价差电费被转换成价格。计算方法是将每个中标公司或企业的价差电费除以它的购售量。例如，报价第二低的售电公司需要支付的价差是 -170.8（即 -341.6 除以 2）。

最终结果显示，发电企业得到的价格要比它们的报价高，而售电公司支付的价格比它们的报价要低。一个重要问题是，边际内竞标者的竞价行为会影响市场定价结果。比如在图 9 中，不论是报价 -50 的售电公司（下文称“售电公司 2”）还是报价 -400 或 -350 的发电企业（下文分别称“发电企业 1”和“发电企业 2”），都能影响最终定价。

假设售电公司 2 当初的报价是 -100，那么这将改变最终价格的所有计算，而售电公司 2 自己也可以支付更低的价格。同样，如果发电企业 1 当初的报价是 -350，这也将改变最终价格的所有计算，而发电企业 1 自己也将得到更高的价格。如果拍卖市场是经过良好设计的，那么这种情况是不应该出现的 A 。因为这会鼓励购电方调低报价、售电方调高报价，而不是鼓励它们进行真实报价。

令人高兴的是，这种市场设计已经被改变了。现在，如果售电公司和发电企业的报价如图 9A 所示，那么市场出清价格将是发电企业边际报价（ -200）和售电公司边际报价（ -100）的中点，也就是 -150。所有的发电企业和所有的售电公司都会得到这个价格。这就避免了发电企业和售电公司操纵价格的情况。但是，这种定价方式仍然存在博弈空间，因为边际售电公司有可能故意降低标价，以拉低市场成交价。而且，由于市场成交价是一个中间价，会导致发电商和受电商在报价时削减他们的报价。

一个更好的解决办法是，要认识到市场有供应剩余，市场出清价格就是要出售的固定电量曲线与供给曲线的交叉点的价格（在本例中是 -200）。这也是发电企业愿意为整个市场供电的价格。 2016 年，云南的拍卖没有使用统一的市场出清价格（冯永晟， 2016），而是将购电方的最高报价和供电方的最低报价相匹配，然后计算出两个报价的平均值，这个平均值就是购电方要支付给售电方的价格（Zhang， 2017；董超、黄筱曌， 2017）。这个方法鼓励购电方调低报价、售电方调高报价。

广东电力市场改革也对相邻省份产生了影响。云南的电力零售价格很低（冯永晟， 2016），如果有一个覆盖云南和广东运行良好的电力市场，那么云南的水电企业应该得到高得多的批发电价。这个市场如果能够与南方其他省份（如云南与贵州）进行电力交易，会有很大好处（ Zhang et al.， 2014）。这将会提高云南电力市场的批发电价，并且有可能提高云南的零售电价。一种解决方案是确定一种“水电效益费 ”，从水电站征收，用于为本省的上网用户降低输配电价。英国曾经在 1990 年的电力市场自由化改革中，对苏格兰北部的电力用户，延续使用了电力市场自由化之前从地方水电厂获取发电益处的办法（DECC， 2015）。这种做法将维护有效率的价格信号，同时使云南的电力用户不受损于电力市场改革的再分配效应。跨省交易应该利用参与交易的整个区域的供给和需求曲线来定价，而不是根据人为设定的交易量限制（与可用装机容量无关的限制）（广州电力交易中心， 2017）。一个特别的问题是，中央政府与各省在这个问题上是存在矛盾的。中央政府希望推进跨省交易，因为它看到了这样做的益处。但是到了省一级，既有受益者（比如广东的电力用户和云南的发电企业），也有受损者（比如广东的发电企业和云南的电力用户）。

（二）关于进一步改革的建议

第一，需要认识到，随着市场改革的推进和价格的下降，发电资产将贬值。如有必要，应该对国有发电企业的资产进行重组，以增加竞争和分散资产损失。还可以考虑让电力用户承担竞争转型费，也就是从电力用户的受益中收取一部分，用于直接补偿发电企业的损失和资产贬值。

第二，广东需要发展为所有发电企业服务的日前市场，并且将此市场与电力调度结合起来。这已经列入计划，将于 2018 年底开始实施。目前实行的部分月度市场已经成功地催生了一批售电公司等新的市场主体。但是，月度市场并没有为运营和投资提供合适的价格信号。如果建立完整的日前市场，交易将难以避免地出现爆炸式增长。英国和美国的电力批发市场曾经出现过这种情况（FERC，2004；Henney，1994），发电企业和电力用户可以利用长期合约来对冲金融头寸。

第三，有必要在一个省进行更全面的实验。要开展真正的电力市场试点，就应该有针对所有发电企业和电力用户的一整套电力批发市场。所谓的整套电力批发市场，应该既包括能源市场（包括年度、月度、日前和日内市场），也包括辅助服务市场（特别是调频和短期运行备用市场）。目前中国所有的电力市场试点都还没有做到这一点。要想开展这样的全面试点，广东是一个很好的选择，因为它的初始电价较高，而且电力行业在 GDP 中所占比重相对较小。前文曾对广东和美国德克萨斯做过比较，德克萨斯在美国的电力市场改革中走得比其他任何州都远（Adib et al.， 2013），其结果是该州的电价低且可再生能源比重大。

第四，中国电力市场改革走回头路的可能性比很多其他国家要大。过去 5年中国电改进展不大，且本身缺乏立法支撑。此次电改的基础是 2015 年 3 月国务院发布的 9 号文件，但该文件没有法律效力，存在被撤销的可能性。 2002年的改革就曾经因为社区电价提高以及对电力供应的担心而发生过这样的情况。这说明改革需要有更大的紧迫感，但是由于中国的政治周期更长（10 年以上），所以目前的改革过程可能缺乏这种紧迫感。国家电力法还处于准备阶（Zhang and Dai， 2018； Wilson et al.， 2015）。在英国， 1987 年的大选确定电力市场改革最多 5 年（实际时间只有 4 年）的实施时间表，但到了 1991 年，改革就已经基本完成（Henney， 1994， 2011）。这个例子说明，有必要在省级首先确立一个可行的试验计划，然后为全面改革制定一个有雄心的时间表。