以2002年《电力体制改革方案》出台为标志，我国电力体制改革已有10年。十年来，电力市场化改革虽取得“厂网分开”、电力工业在规模和技术上实现跨越式发展、发电容量成本得到有效控制以及电网企业供电服务质量不断提高等重要的进展和成效。但客观地说，改革并未达到预期目标。近年来，国内外经济、社会发展和生态环境约束已经发生重大变化，电力市场化改革正处于关键阶段，如何进行好下一步改革至关重要。

一、我国电力工业面临的困境和出路

我国电力工业发展受到多重约束，正面临前所未有的复杂局面和严峻挑战，突出体现在三方面：一是我国电力需求快速增长、气候变化和国际能源市场价格高涨，使得我国能源电力安全问题日趋严重;二是在全球气候变暖和能源低碳化革命的境况下，我国一直以煤电为主的电力工业正力图优化电源结构，但由于多煤少油缺气的能源资源结构特点、大规模风电(及核电、燃气发电、分布式能源发电)等低碳电源发电并网给电力系统安全运行和经济运行带来的冲击以及电力工业体制机制不畅等诸多约束，成效欠佳、举步维艰;三是由于近年来大型矿难连续性爆发，煤炭生产造成的地下水下降和土地下沉，水电开发造成大规模库区移民和地质灾害的潜在风险，以及日本福岛核电事故引发公众对核电安全的质疑和恐惧等，各类电源建设都可能对生态环境乃至人文环境等人类生存环境产生重大且不可逆转的影响，更使依赖不断加大电力投资建设来满足持续快速增长的电力需求的传统电力发展模式，遭遇四面楚歌。

目前，无论是政府部门、电力企业，还是专家和学者，乃至电力用户，都有一个共识——要应对这样复杂的局面、破解发展困境，唯一的出路是要跳出以往的电力工业发展模式、重启电力市场化改革;但迟迟未能重启电力市场化改革的关键问题是缺乏一个能够得到各方共识的可操作性方案。

二、我国电力改革的成效、问题及根源分析

增量改革既是我国经济改革的成功经验，也是我国电力改革的成功经验。上世纪80年代，为鼓励非国有资本投资电源建设，国家出台了对新建发电机组实行还本付息电价的政策，这项政策同时隐含了对执行还本付息电价的新建发电机组要按核价电量调度的承诺。这一发电市场准入机制和新增装机上网电价机制的改革，有效地促进了电源建设投资，缓解了我国经济快速发展与电力供应严重不足的矛盾。

自2002年《电力体制改革方案》颁布以来，我国电价改革取得了一定成效，但市场化改革初试，远不及预期。2002年，实施“厂网分开”的电力体制改革，进一步激发了发电企业投资、建设电源的积极性。十年来，全国发电装机容量从2002年的3.6亿千瓦增加到2011年的10.6亿千瓦，年均增长11.4%，电力工业为我国经济的跨越式发展提供了有力支撑。火电标杆上网电价机制及区域电力市场统一容量电价机制，有效激励了发电企业降低火电机组的投资成本，实现了约束火电机组容量成本的目的。但竞争性的区域电力市场尚未真正建立起来，部分地区出现电源投资过度的问题，“输、配分离”和“配、售分离”以及输配电服务独立定价等改革计划尚未实现。

2002年以来，我国电力改革尚未达到预期目标的根本原因在于对电力市场及其原理应用的局限性亦或前提条件认识不足，因而设计的电力市场建设实施方案与现阶段我国经济和社会发展状况不相契合，不能适应电力供需形势周期性、大幅度逆转的客观环境，难以获得多方共识。2002年的电力体制改革方案中明确的电价改革方向和区域电力市场建设规划，实质上是顶层设计的、方向性的长远目标，没有明确实现的具体路径和实施方案。然而，其出发点又是为了解决当时我国电力工业面临的省间壁垒、电力过剩和政府基于成本制定的上网电价攀升等现实问题，并没有预计到后来数年内电力需求迅猛增长、煤炭市场化改革后电煤价格快速上涨等场景。而在之后制定区域电力市场建设具体实施方案时，又由于已实施“厂网分开”，“竞价上网”箭在弦上，市场建设试点方案设计时间有限、经验不足，对国外电力市场的系统性和整体性及设置各种交易品种的前提条件认识不足，致使市场建设的实施方案面临不可持续发展的问题。

到目前为止，我国的区域电力市场建设方案，都是在某一国家或地区电力批发市场基本交易品种的基础上，简单修改和简化而形成的;如东北区域电力市场是英国电力库市场模式的基础上，引入政府制定的固定容量电价以期引导未来电源投资、保障发电容量的充裕性;再如华东区域电力市场是在澳大利亚电力市场模式的基础上，引入政府授权合同，进而将全电量竞争变为政府确定比例的部分电量竞争，以降低市场价格波动带来的风险。

纵观国外运行较成功的电力市场，有如下几个共同特点：一是都是在市场经济发达、电网已经过大规模投资建设的发展阶段、发电装机容量富余、发电所用一次能源供给充裕、电力需求增长率稳定在1%-3%范围等条件下开始建设和运行的，系统平均供电成本水平较为稳定;二是都实行全电量竞争;三是交易品种丰富，都具有市场风险管理工具和信用体系(如保证金制度等)，市场体系较为完善。

我国处于计划经济向市场经济过渡的发展阶段;发电装机容量的过剩实际是阶段性、地区性的，电网也正处于大发展阶段，每年都在大规模地投资建设电源和电网，近十年的电力需求增长率在-3%-20%范围内大幅度的波动，致使系统平均供电成本缺乏短期的稳定性，因而实行中短期(年、月、日)的全电量竞争(如东北区域电力市场的试点建设方案)是不合时宜的，会导致未来逐年的平均上网电价水平和销售电价水平大幅度地波动，不利于发电行业和地方经济的发展，同时也使电力供应安全失去保障。而通过政府控制竞争电量比例的方式(如华东区域电力市场的模拟运行方案及南方电力市场的模拟运行方案等)，不是通过丰富交易品种、为市场成员提供避险工具来管理市场风险，实质上还是一个受各地方政府高度控制的市场，有悖于电力市场化改革的初衷，可能会导致市场价格信号扭曲、约束资源优化配置等问题。

继东北区域电力市场试运行由于市场价格上涨、平衡账户亏空而暂停之后，我国又开展可大用户直购电交易。允许大用户直接进入电力批发市场，打破单一购买的市场格局，理论上能够有效地提高市场的效率、促进市场公平，国外较成熟的电力市场也普遍分步骤地向大用户开放。规范的大用户直购电合同有两类：一是金融性的合同(财务合同或差价合同)，只是一种管理市场风险的工具;二是实物合同，严格地讲，应该具有自平衡的属性，换言之，大用户与发电企业签订双边交易合同之后，无论大用户还是发电企业，其实际用电/发电曲线与合同曲线偏差部分应该通过自身在现货市场上的购售电交易实现平衡。但由于我国尚未建立现货电力市场，现行的大用户直购电交易合同只约定合同电量和电价，不约定用电曲线，也没有违约惩罚，这就致使大用户直购电合同缺乏约束，成为变相的优惠电价政策，不利于发电行业和电力市场的可持续发展。

总之，由于当前我国经济和社会状况与拥有较成熟电力市场的国家和地区差异大，处于不同的发展阶段，照搬国外市场模式或对国外市场模式进行简单地改造应用于我国，并不可持续。因此，要重启电力改革，必须系统、深入地研究各种电力交易的固有功能、互补性及其适用条件，各环节各种电价机制的功能、相互之间的协调关系及其适用条件，清晰地认识我国电力市场化改革的局限，创新电价机制，重新规划我国的电力市场化改革路径，因地制宜地设计各地区电力市场建设实施方案。

三、增量竞价的上网电价机制改革方案构想

我国电力工业目前面临的错综复杂问题可归结到两个关键问题上：一是如何保障长期电力供应安全;二是如何促进大规模可再生能源及核电、燃气发电等低碳电力的充分利用。从改革电价机制的角度来看，要解决这两个关键问题，既要考虑如何引导投资保障电力供应的充裕性，又要考虑如何保证电价水平的相对稳定性，还要考虑如何激励其他电源和电力用户为大规模低碳电力的消纳保驾护航。在我国当前经济社会发展阶段，这显然是单独依靠政府定价或单独依靠市场定价都无法解决的问题，必须将市场机制和政府管制相结合，充分利用现货市场定价的灵活性来应对低碳电源给电力系统带来的电力平衡和利益平衡问题，同时利用政府定价的稳定性来保障我国的长期电力供应安全。

(一) 增量竞价模式

如前所述，从国际经验上看，电力市场化改革都是在经济发达国家和地区，且所有上网电量的电价都由市场定价;而我国正处于经济发展阶段，存在电力需求年增长率大幅度波动和系统平均供电成本缺乏短期稳定性的问题，必须按经济寿命期或经营期核算发电成本、输配电成本和购电成本，才能保证电价水平的相对稳定，因此，现阶段不适宜实行中短期(年、月、日)市场的全电量竞争。上世纪末，六省(市)电力市场试点和2005年华东区域电力市场模拟运行，都采取了政府控制竞争电量比例的方案，是对中国式电力市场模式的有益的探索，实践证明，部分电量竞争能够保证平均上网电价水平的相对稳定。

借鉴三十年来我国经济领域及发电上网电价实施增量改革的成功经验，针对我国现阶段经济、社会和电力工业的实际发展状况，本文提出增量电量电价市场化的改革方案构想(下文称为“增量竞价模式”)，即：地方政府按照节能发电调度原则制定年度发电计划及计划发电量的日调度发电曲线形成规则，计划电量执行国家制定的上网电价;计划电量之外的上网电量(包括满足需求预测偏差电量及发电机组自身原因引起的实际出力曲线与合同发电曲线的偏差电量)则被视为“增量”，其上网电价由市场竞争形成。

市场优势在于能够满足不断变化的需求，而电力市场中不可预见的需求变化就体现在需求预测的偏差上。因此，对于能够准确预测的电力需求，应该由发电企业和电力大用户(包括终端大用户和负责地区供电的电网企业)签订长期合同以保证地区的长期电力供应安全和发电企业的基本收益。在网售一体的电力体制下，电网企业具有垄断地位，其与发电企业签订长期合同(亦即政府授权合同)的上网电量电价，应由政府基于同类机组社会平均成本及其长期合同电量核定;大用户直购电交易的价格由买卖双方协商确定;对于不能准确预测的电力需求，也就是系统实际负荷曲线与合同电量发电曲线的偏差电量及发电企业出让的合同电量，则通过短期(月度和日前现货)市场竞争机制定价。

需要特别说明的两点是：一是电力交易通常分为场内交易和场外交易，即在政府授权的电力交易平台上进行集中竞价交易和在此交易平台之外进行的双边交易;市场设计一般是指对政府授权的集中竞价交易市场的整体框架、交易品种和交易规则而言。对于场外交易，政府和电力监管机构通常不介入，一些场外交易平台(如OTC交易公司)也是非政府授权的、竞争性的;只是在集中竞价市场的运行规则中，规定双边交易提交的方式、截止时间、与调度运行有关的要约(交易曲线和结算方式等)。本文所研究的上网电价机制改革方案是在大用户直购电等场外交易价格之外，针对集中竞价市场价格及政府定价而言的，但相应的市场模式可兼容大用户直购电等场外交易。二是参加直购电交易的大用户、拥有自备电厂的大用户和分布式能源系统的上网电量和下网电量，除与公用电厂或电网企业签订合同的电量之外，都应该视为(实际用电曲线与合同曲线的)偏差电量，通过增量竞价市场平衡，按照市场价格结算;对于跨省区送电，合同约定之外的偏差电量也应通过增量竞价市场来平衡。三是还应推动现有并网发电厂辅助服务考核与补偿机制的市场化，使之与电量交易市场相互协同。

(二) 价格联动机制

1.长期合同价格与增量市场价格联动机制。政府授权合同采用政府制定的上网电价作为合同电量的结算价格，而政府在核定价格水平时，无法准确预计未来发电使用的燃料价格变动情况，因而需要建立合理的上网电价与燃料价格联动机制，以保障发电企业在燃料价格大幅度上涨时不亏损、保持正常运营;在燃料价格大幅度下降时，让利于用户、避免形成超额利润。

由于增量竞价市场价格采用系统或节点的短期发电边际成本定价机制，而一段时期(如一周、一个月)的短期发电边际成本能够充分地体现发电燃料成本的变化情况，故而可以增量竞价市场价格为基础建立政府授权合同电量交易的结算价与增量竞价市场价格联动的机制。

2.销售电价与增量市场价格联动机制。与上网电价联动机制同理，还应建立销售电价与增量竞价市场价格联动的机制。同时，由于近年来我国乃至全球生态环境急剧恶化，保障能源电力供应安全仅仅依靠引导电源投资已经远远不够，还必须充分利用销售电价的市场化机制促进电力需求侧管理以最大限度地提高能效。结合上网电价机制市场化改革的思路，还应该进一步推进销售电价改革，包括如下几点：一是在负荷峰谷差较大以及风电规模较大的电网，除了鼓励大用户参与增量市场的电力平衡交易之外，对不参加直购电交易的其余大用户实行可中断负荷管理及可靠性电价机制(包括可中断电价和高可靠性电价)，这将会有效地提高电力系统的能效;二是在水电大省和负荷峰谷差较大的电网，建立峰谷丰枯电价定期评价与调整机制，使之在促进节能减排、提高能效上发挥更大的成效;三是对于直购电大用户，如果其直购电合同电量之外的用电量不是通过增量市场获得，而是从电网公司购买，其相应的价格也应该与增量竞价市场价格联动。

四、上网电价改革方案比对分析与路径选择

(一)增量竞价模式与原有区域电力市场模式的差别

增量竞价模式与原有上网区域电力市场建设方案的根本区别主要在以下方面：

1.市场范围不同。在市场范围上，增量竞价模式可以应用在一个省内，也可以是经济、社会发展状况相似的几个相邻省，自愿地共同组建一个增量竞价市场，而不是国家划定区域的强制性市场。

2.市场结构不同。有别于发电公司为买方、电网公司为买方的市场结构，在增量竞价模式市场中，发电企业和电力大用户(省级及以下电网企业和直购电用户)都是既可以卖电也可以买电的，这无形中增加了市场竞争主体，因而更有利于促进市场公平和效率。

3.目标模式不同。以往区域电力市场模式的规划发展目标都是最终实现全电量集中竞价的强制性市场。在增量竞价市场中，增量需求源于电力需求预测误差及电源的实际发电能力与合同发电曲线的差额，可能为正，也可能为负，因而增量竞价模式实质上是一个自愿性的短期平衡市场模式。

(二)增量竞争模式的优势

增量竞价模式不仅为长期合同履约提供了保障机制，有利于保障电力供应安全，而且与原有的区域电力市场建设方案相比，更加符合市场运作的理念和规范、体现市场的公平和效率，从而也更具有科学性、可行性和可持续发展的潜力。增量竞价模式的优势主要体现在如下方面：

1.由于市场结构更合理、市场集中度低，更有利于市场公平竞争和效率提高。

2.由于实质上是自愿性平衡市场模式，能够兼容现行的大用户直购电交易以及跨区电力交易，同时还为大用户直购电和跨区送电提供规范交易和管理中长期合同履约风险的平台。

3.由于允许发电企业在增量竞价市场上买电，风电、太阳能发电可再生能源以及核电和燃气发电等低碳能源发电企业可以利用市场机制实现自身发电能力与合同(或计划)发电曲线偏差的平衡，以使自身获利或避险，同时也允许其它常规发电厂通过市场交易实现利益最大化，有效缓解当前大规模低碳能源并网带来的系统调度的调峰调频资源不足以及发电企业的经济利益冲突，进一步促进低碳能源的充分利用，因而有效促进发电行业的节能减排。

4.由于允许大用户(包括直购电交易的大用户、拥有自备电厂的大用户和分布式能源系统等)在增量竞价市场上买卖电，就可以通过市场交易机制实现削峰填谷、负荷作备用(即可中断负荷管理)等需求侧管理，进一步促进节能减排、提高电力工业效率和全社会能效。

5.由于在增量竞价市场上，电网公司可以购电成本最低为目标优化购电方案，将推动我国电力调度向经济调度发展。

6.由于增量竞价市场采用基于短期边际成本定价的系统边际电价或节点边际电价机制，市场价格能够反映各地发电燃料成本变化情况，进而可以为长期合同定价及煤电联动等价格调整机制实施提供参照价格。

7.由于无论是在市场范围还是在竞争电量比例上都没有人为限定，符合市场自然形成的经济规律;地方政府虽然有权决定电网企业与发电企业签订长期合同电量多少，但由于其无法准确地预测本地区的中长期电力需求，也就无法控制政府授权合同与竞价电量的比例，因而政府对增量竞价市场的人为干预小，符合效率市场的基本前提，更具科学性。

8.由于非人为地规定市场范围，且地方政府有权决定执行国家定价的长期合同电量的数额，集中竞价电量占比小，市场风险小，有利于保障地区的长期电力供应安全，也更易于被地方政府及其电力管理部门所接受，更具可行性。

9.由于不需要进行“输配分开”或“网售分开”就可以形成多买多卖且集中度较低的市场结构，因而可以在现行电力体制下实施，改革难度小、成本低，可操作性强。

10.能够适应于现行电力体制和“输配分开”及“网售分开”等电力体制，随着电力体制改革的深化，不需要重构市场模式及重建市场技术支持平台，更具可持续发展潜力。总之，增量竞价的市场化模式，实质上是一个自愿交易的短期平衡市场，不仅使长期合同具有履约保障机制，有利于保障电力供应安全，而且还能兼容大用户直购电交易、跨区送电交易、节能发电调度和经济调度。同时，由于非人为限定市场范围和竞争电量比例，更加符合市场自然形成的经济规律、市场运作的理念和规范，有助于促进市场的公平和效率，从而也更具有科学性、普适性、可行性和可操作性及可持续发展的潜力。

(三)多方案比对分析与改革路径的选择

在借鉴国内外电力市场实践经验，结合我国近十年来在电价领域的研究成果，可归纳出如下可选择的电价机制改革方案：一是上网电价完全市场化;二是实行两部制上网电价，容量电价由政府制定，电量电价由市场形成;三是实行两部制上网电价，电量电价由政府制定，容量电价由市场形成;四是新投运机组上网电价由市场竞争形成，已投运机组的上网电价执行政府定价;五是实行定比例部分电量竞价，政府规定竞价上网电量的比例，非竞争电量执行政府定价;六是实行增量竞价，即本文提出的方案。

从是否有利于市场的规范运作、上网电价水平的相对稳定性和改革成本或代价的大小等方面，对上述假想方案进行比对，可以定性分析各方案在近期的可行性和便于向未来充分竞争市场模式平稳过渡上的相对优劣(见表1)，进而可以得到以下结论：本文提出的“增量竞价”方案，无论是在近期的可行性上，还是在未来的可持续性上，都较其他方案更胜一筹。

五、 结论及建议

在借鉴我国经济领域增量改革的成功经验和国内外电力市场的理论研究成果及实践的基础上，本文提出了增量电量电价市场化的改革建议方案——“增量竞价模式”，即：地方政府按照节能发电调度原则制定年度发电计划及计划发电量的日调度发电曲线形成规则，计划电量执行国家制定的上网电价;计划电量之外的上网电量，包括满足需求预测偏差电量及发电机组自身原因引起的实际出力曲线与合同发电曲线的偏差电量等，则被视为“增量”，其上网电价由市场竞争形成。

与原有的区域电力市场竞争模式以及其他可能的改革方案相比，增量竞价模式拥有诸多优势，与我国现阶段经济社会和电力工业发展水平相适应，不仅有利于保障我国长期的电力供应安全、促进大规模可再生能源及其他低碳电源的充分利用，而且符合竞争性市场框架和运作规范，有助于培育众多市场交易主体、促进市场公平和效率;还充分考虑了地方政府在地区电力管理中对等的责任和权力，兼容现行的大用户直购电和节能发电调度政策，并能同时提供跨省区长期合同交易偏差电量、拥有自备电厂的大用户和分布式能源系统的上网及下网电量的结算价格;改革成本较低，具有较强的可操作性。

从长远考虑，特别是对于电力供应紧张的省份，还可以考虑两部制上网电价基础上的增量竞价模式，且还将新增电源的容量电价市场化，实行政府招标容量电价。