国内及国外电力市场化交易历程！

电力市场化改革的原因

在电力体系发展过程中，一个国家的电力市场多囿于历史因素处于非自然垄断之中，进而难以达到效率和公平最大化状态，即在有限的资源、技术和经济条件下，最大程度满足电力用户的需求，实现社会总福利最大化；并实现电力在不同市场间的有效配置，使稳定的、低价的电力能满足社会各区域主体需要。

国内和国外的经济社会发展线路不同，国外经历了蒸汽革命，轻工业发展，到重工业发展，电网已具备雏形，有了各种利益资本掺杂，而国内不一样，国内大力优先发展重工业，再发展轻工业，为保证重工业的稳定性，电力供应的稳定性排在榜首，因此一直没有放开，直到现在轻工业发展和工商业发展才开始将市场化放开。

电力从生产至消费通常包括四个环节：发电、送电、配电、售电。送电环节需要建立一套成本高、难度大的完整输电系统，以保障电力从发电端到用电地的输送，进而在单一系统运营下更易达到（帕累托）最优，从而会形成自然垄断。除此以外，其余各环节均能通过引入市场主体，通过竞争打破垄断局面，达到降低电价、优化电力资源配置、解决电力行业资金困难、引导用户合理用电的改革目的。

自上世纪80年代起打破国有垄断、引进私有资本、建立市场机制、成立监管部门、推进市场竞争成为电力改革潮流，并在包括美国、英国、中国及巴西、南非等南方国家开展。其中幅员辽阔、自然资源丰富的美国与巴西，在电力资源开发、分布情况极为相似，并分别在发达国家与发展中国家中，在市场化主导与国有化主导中，在清洁能源的使用中具有代表性。

（一）批发电力市场竞争模式

在发电环节，主要通过开放发电投资准入、建立电力批发市场、允许发电企业与用户或配售电企业开展双边交易等方式引人竞争，目前实施市场化改革的国家和地区基本都实现了发电领域的竞争。从批发电力市场模式和交易机制来看，各国根据自身能源供应、电网结构等方面的特性选择了不同的模式。

如上图所示， 国外批发电力市场主要有三种典型模式。

（二）电力市场交易品种 

在电力市场中，按照交易标的的不同，可以将市场交易分为电能交易、辅助服务交易、输电权交易、绿色证书交易、发电权交易等多种交易品种。从交易周期来看，主要包括中长期交易（一般为日以上交易， 如周、旬、月、季、年、多年等）和现货交易（一般指相对实时运行提前二天或日内进行的电力交易）两大类型。

从国外电力市场建设发展的历程来看，交易品种经历了由少到多，逐渐完善的过程，呈现以下特点:

一是中长期交易和现货交易都是完整市场体系的重要组成部分，大多数电力市场以中长期交易为主。

中长期交易发挥保障市场成员收益、规避市场风险、吸引发电投资的重要作用。现货交易可以形成和体现真实的价格，平衡中长期交易与实际负荷之间的偏差，以及提高电力市场的竞争效率。

如下表所示，目前欧洲电力市场中长期交易电量占全部电量的60% ，其中英国85 %，法国87%、荷兰68% 、挪威3 3 % 、芬兰45% 、意大利42% 。美国PJM 市场中长期交易电量占70 %~80%；俄罗斯电力市场中长期交易电量约占53 %；日本几乎全部为中长期交易，现货交易电量仅占1 %。

二是电力商品生产和消费实时平衡的技术特性决定了所有电力市场中必须拥有实时平衡机制。

电力具有供需实时平衡、传输遵循特定物理规律等不同于一般商品的技术经济特征。这些特性决定了发电与负荷之间的不平衡量必须实时调整，因此国外电力市场普遍建设了考虑电网安全约束的实时平衡机制，例如建立实时平衡市场和辅助服务市场等，目的是采用市场的手段消除因负荷预测精度、天气和事故等因素导致的电网实时运行中的电能供需不平衡。

三是随着电力市场的发展成熟，在物理电能交易的基础上逐步引入电力金融交易作为风险防范和套期保值工具。

从国外电力市场建设历程来看，市场建设初期往往以物理电能交易为主，物理交易以实物为标的并按时交割。

随着电力市场化程度的不断提高，大部分国家为规避市场风险和实现套期保值，开始大量引人电力金融交易品种。电力金融交易与一般商品金融交易相同， 主要为期货、期权交易， 其功能主要在于发现价格和规避市场风险。

在电力市场中，以英国为代表的一些国家引人的差价合约也是一种金融性质的交易，主要是为了规避现货市场的风险。目前国外电力金融交易规模已达到物理交易规模的10 倍左右。

四是近年来，为应对电力基础设施投资不足等问题，许多国家积极探索建立容量机制以保证发电充裕度和系统运行安全。

当前风电、太阳能等可再生能源的快速发展，对系统备用容量和辅助服务电源提出了更高的需求。同时，许多国家电力基础设施进入大规模退役期，需要大量投资用于基础设施的更换和升级。

为此，许多国家正在积极探索建立容量机制以保证电力基础设施投资充裕度， 主要包括以下几种：

一、战略备用容量机制，通常由输电系统运营机构负责采购容量， 并只在系统出现紧急情况时进行调用；

二、固定容量价格机制，一般由政府或监管机构决定容量价格，由市场决定容量；

三、容量配额机制，规定供电商必须承担购买指定容量的义务， 容量价格一般通过双边协商确定；

四、容量市场机制， 由输电系统运营商或供电商作为容量购买方，采用集中竞价或双边交易的方式。

（三）价格机制

电价改革是电力市场建设的核心内容，实施电力市场化改革的国家普遍开展了电价改革，主要集中在市场出清价格机制、电网环节的输配电定价机制、价格联动机制三个方面。

从市场出清价格机制来看， 在集中组织的电力市场中， 买卖双方通过报价展开竞争，主要包括市场统一出清价(Market Clearing Price , MCP) 、按照报价支付（Pay as Bid , PAB) 和节点边际电价（Locational Marginal Price , LMP) 三种机制。

MCP 机制具有丰富的微观经济学理论基础， 更有利于提供有效的市场经济信号，但存在机组联合报高价推高出清价的风险。

PAB 机制与MCP 相比，可节省系统总购电费用，但不能提供有效的引导投资、生产和消费的市场经济信号。

LMP 的优点在于以电网的物理节点为基本单位，详细考虑节点之间物理特性差异，目前看是电力商品特性和物理特性结合的最好的一种定价模型;缺点在于定价模型比较复杂、不好理解，需要进行系统培训。

从输配电价机制来看， 建立独立的输配电定价机制，是电力市场化改革的重要环节， 也是'管住中间、放开两头'模式下电价改革的重点。

近年来，各国不断改进输配电价的定价机制和监管方式，统筹考虑保障安全可靠供电、可再生能源消纳、普遍服务、智能电网等新技术发展的需求，逐步形成体现公平负担成本、合理反映位置信号和引导中长期投资、促进电力市场竞争、促进电网高效利用的输配电价体系。

从销售电价联动机制来看， 在市场逐步推进的过程中，在发电侧价格为竞争价格， 而用户侧的价格仍然受到管制的情况下，各国普遍建立了销售价格随批发市场价格变化的机制。

在美国、法国、澳大利亚、加拿大等很多国家， 主要采取缩短管制销售电价调整期的方式，将批发市场的价格及时传递给受管制的用户。

澳大利亚新南威尔士州（New South Wales, NSW) 地方政府则设立了电价平衡基金，对于仍实行政府定价的小用户，批发市场价格和政府定价之间的差额在平衡基金中滚动调整，规避价格波动的风险。

（四）可再生能源消纳机制

随着环境保护和气候变化问题日益成为热点，电力市场面临着如何促进可再生能源发展的挑战。

国外主要通过政府补贴和市场化竞争相结合方式促进可再生能源消纳。可再生能源作为低碳环保能源，发展初期技术经济性不如传统能源，面临着如何与常规电源进行竞争、如何收回投资等挑战。各国一般通过建立政府补贴与市场竞争相结合的机制，使得可再生能源可以部分参与市场竞争，并通过竞争促进运行效率的提升。

采取的激励措施主要包括以下几个方面：

1、固定电价机制。

政府直接明确规定各类可再生能源发电的价格，电网企业按照政府定价收购可再生能源电量，由此增加的额外购电成本支出，由国家补贴或计人用户销售电价。

2、可再生能源配额机制。

规定供电商所提供的电力必须有一定比例来自可再生能源电量(配额)，并建立相应的交易制度，使得配额可以在能源企业之间进行买卖，价格由市场决定。

3、绿色电量认购机制。

由政府提出可再生能源电力的价格，由能源消费者按照规定价格自愿认购。

4、溢价电价制度。

以常规电力市场电价加上一定额度的奖励电价（即溢价）， 作为可再生能源发电实际获得的电价。

近年来， 随着技术的发展、可再生能源成本的下降和市场机制的完善， 部分国家已经开始降低补贴力度，使可再生能源逐渐面向市场并最终彻底取消支持政策。

下面是几个国家对于电力市场化交易改革的情况：

美国电力市场化改革

为打破区域垄断、降低电价、扩大资源优化配置范围，且随燃气轮机的技术进步、滞涨下石油价格上涨使发电成本提升等现实因素对垄断下规模经济的“重塑”，美国在联邦能源管理委员会（FERC）统筹下进行了电力市场化改革。

在电力市场中，按照交易标的的不同，可以将市场交易分为电能交易、辅助服务交易、输电权交易、绿色证书交易、发电权交易等多种交易品种。从交易周期来看，主要包括中长期交易（一般为日以上交易， 如周、旬、月、季、年、多年等）和现货交易（一般指相对实时运行提前二天或日内进行的电力交易）两大类型。

改革主要分为三个环节：

首先，将输电领域作为自然垄断的环节独立出来进行管制，并推进发电、配电环节分离。输电端由包括IOUs、公共电力公司、合作者所有电力公司等电力生产商发电，再由负荷服务公司（LSE）输送至居民、商业、工业居民等最终用户（主要涉及主体如下表所示）。

其次，开放发电和配供电零售领域, 并建立健全电力交易机制，让购售双方享受平等的输电服务。通过集中竞价交易、RTO现货市场等双边交易平台，电力生厂商及LSE自由协商签订电力交易协议，实现发电侧至送电侧的市场化改革。并建立竞争性市场，由RTO区域传输组织运营，通过金融输电权、能源市场、容量市场签订标准合同，使电力价格由市场决定，更适用于中短期、数量较小的电力交易。

最后，同时建立电力批发市场, 促进发电侧和销售侧的竞争，从而通过批量跨期交易，减少具有需求峰值波动的电力价格在高峰时期难以承受的情况。此外，制定规则抑制以占据发电量和装机容量的2/3、拥有70%的全国高压输电线路的IOUs为代表的、过去在美国电力市场中拥有垄断地位的市场主体势力。在上述改革基础上，美国最终形成7个有组织的区域性电力市场（如图表2所示）。但在之中，德州市场与其他市场不同，该州既主导电力批发市场, 也有售电负责部门。

巴西电力市场化改革

巴西作为后发国家，其早期电力发展对于海外资本有较高依赖性。随着60年代民族运动兴起，巴西开展了由政府部门主导的电力国有化改革，全国装机容量年增量一度达到8.8%，但亦由此造成了政府财政负担。1995年，巴西启动电力市场化改革，以解决电力发展资金缺乏与电力需求增大的矛盾。其中又可以2004年为零界点，划分为两个阶段，整体呈现出分阶段、渐进式改革的特点。

在首轮电力市场化改革中，巴西通过引入独立输电商和配电商，取消交叉补贴，减少政府电力发展财政负担。在保证输电侧仍由政府管制背景下，鼓励发电侧和售电侧竞争进而推进电力行业私有化，初步构建起电力市场化体系。但巴西存在区域经济发展失衡，经济重镇集中于东南沿海的问题，在市场供需自我调节机制下进一步造成了电力基础设施投资的区域性不足与协调机制问题。又恰遇严重干旱与水库调度的缺乏，巴西于2001年发生电力危机，致使该年总用电量导下降高达7%，电力改革被迫中断，并引致费尔南多·恩里克·卡多佐（Fernando Henrique Cardoso）总统未能再次当选的政治后果。

巴西政府在始自2004年的第二轮改革中更加注重供电安全与稳定性、电力普及问题。在此基础上引入长期合约机制，与上述美国批发电力市场具有相似作用，通过事前跨期协议推进电力供应、高峰价格稳定化。同时构建了“合同100%由相应电站保证容量”的市场化电力供求合同机制，引导加强发电端建设，从而减小了如德克萨斯州般因缺乏容量市场而引致电力需求大增时供给不足的不稳定性风险。

巴西电力市场成本型电力库、公开拍卖、中长期合同全覆盖需求三种机制并存，又以中长期合同为主要形式，进而起到调节不同季节、时段电力价格差异作用，并通过调度发电和输电项目的竞标，减少电价垄断情况，进一步降低电价。巴西在配电、售电侧尚未开放完全竞争，市场化程度较美国更低，且其发电能源以水能这一清洁能源为主体，对于包括美国在内的、向清洁能源电力结构转型的广大国家具有参考价值。

当前巴西除西北电网独立运行外,其余部分已形成了大规模区域互联电网，较美国德克萨斯州，更有利于获得全国范围内的电力传输、转移，较美国更具国有垂直一体化特征，在全国范围内构建起一个可以互相补给和调度的整体电力市场，与中国国家电网当前由国有企业主导运行具有相似性。

巴西作为后发国家，在前期电力发展对于外国资本具有较高依赖性与发展滞后于发达国家之下，通过其电力市场化改革打破了电力发展资金缺口与区域性差异问题，实现了以清洁能源为主体的有效电力市场体系，虽由国有化主导但未形成严重国有垄断问题，较好的平衡了市场与政府间关系，在后发国家、以清洁能源为主要供电能源来源的国家中具有代表性。

然而巴西仍是“大停电”事件多发国家，如2011年2月4日、2013年8月28日的大停电事故，并多发于北部、西北部等地区。其中距今最近的“大停电事件”发生于2018年3月21日，是继三峡水电站和伊泰普水电站之后的世界第三大水电站——美丽山水电站故障造成的。因缺乏故障应急处理和事前预警机制，巴西整个东北电网一度全部停电。但在上述“大停电”事件中，更多是囿于水电站技术性导致，与美国德州因制度设计导致的停电事故不同，但亦暴露出巴西单一能源供电的脆弱性，水电在巴西总电量中占比近75%。

美国、巴西电力改革对比表

来源：北极星电力交易

来源：北极星电力交易