以2002年《電力體制改革方案》出臺為標志，我國電力體制改革已有10年。十年來，電力市場化改革雖取得“廠網分開”、電力工業在規模和技術上實現跨越式發展、發電容量成本得到有效控制以及電網企業供電服務質量不斷提高等重要的進展和成效。但客觀地說，改革并未達到預期目標。近年來，國內外經濟、社會發展和生態環境約束已經發生重大變化，電力市場化改革正處于關鍵階段，如何進行好下一步改革至關重要。

一、我國電力工業面臨的困境和出路

我國電力工業發展受到多重約束，正面臨前所未有的復雜局面和嚴峻挑戰，突出體現在三方面：一是我國電力需求快速增長、氣候變化和國際能源市場價格高漲，使得我國能源電力安全問題日趨嚴重;二是在全球氣候變暖和能源低碳化革命的境況下，我國一直以煤電為主的電力工業正力圖優化電源結構，但由于多煤少油缺氣的能源資源結構特點、大規模風電(及核電、燃氣發電、分布式能源發電)等低碳電源發電并網給電力系統安全運行和經濟運行帶來的沖擊以及電力工業體制機制不暢等諸多約束，成效欠佳、舉步維艱;三是由于近年來大型礦難連續性爆發，煤炭生產造成的地下水下降和土地下沉，水電開發造成大規模庫區移民和地質災害的潛在風險，以及日本福島核電事故引發公眾對核電安全的質疑和恐懼等，各類電源建設都可能對生態環境乃至人文環境等人類生存環境產生重大且不可逆轉的影響，更使依賴不斷加大電力投資建設來滿足持續快速增長的電力需求的傳統電力發展模式，遭遇四面楚歌。

目前，無論是政府部門、電力企業，還是專家和學者，乃至電力用戶，都有一個共識——要應對這樣復雜的局面、破解發展困境，唯一的出路是要跳出以往的電力工業發展模式、重啟電力市場化改革;但遲遲未能重啟電力市場化改革的關鍵問題是缺乏一個能夠得到各方共識的可操作性方案。

二、我國電力改革的成效、問題及根源分析

增量改革既是我國經濟改革的成功經驗，也是我國電力改革的成功經驗。上世紀80年代，為鼓勵非國有資本投資電源建設，國家出臺了對新建發電機組實行還本付息電價的政策，這項政策同時隱含了對執行還本付息電價的新建發電機組要按核價電量調度的承諾。這一發電市場準入機制和新增裝機上網電價機制的改革，有效地促進了電源建設投資，緩解了我國經濟快速發展與電力供應嚴重不足的矛盾。

自2002年《電力體制改革方案》頒布以來，我國電價改革取得了一定成效，但市場化改革初試，遠不及預期。2002年，實施“廠網分開”的電力體制改革，進一步激發了發電企業投資、建設電源的積極性。十年來，全國發電裝機容量從2002年的3.6億千瓦增加到2011年的10.6億千瓦，年均增長11.4%，電力工業為我國經濟的跨越式發展提供了有力支撐?；痣姌藯U上網電價機制及區域電力市場統一容量電價機制，有效激勵了發電企業降低火電機組的投資成本，實現了約束火電機組容量成本的目的。但競爭性的區域電力市場尚未真正建立起來，部分地區出現電源投資過度的問題，“輸、配分離”和“配、售分離”以及輸配電服務獨立定價等改革計劃尚未實現。

2002年以來，我國電力改革尚未達到預期目標的根本原因在于對電力市場及其原理應用的局限性亦或前提條件認識不足，因而設計的電力市場建設實施方案與現階段我國經濟和社會發展狀況不相契合，不能適應電力供需形勢周期性、大幅度逆轉的客觀環境，難以獲得多方共識。2002年的電力體制改革方案中明確的電價改革方向和區域電力市場建設規劃，實質上是頂層設計的、方向性的長遠目標，沒有明確實現的具體路徑和實施方案。然而，其出發點又是為了解決當時我國電力工業面臨的省間壁壘、電力過剩和政府基于成本制定的上網電價攀升等現實問題，并沒有預計到后來數年內電力需求迅猛增長、煤炭市場化改革后電煤價格快速上漲等場景。而在之后制定區域電力市場建設具體實施方案時，又由于已實施“廠網分開”，“競價上網”箭在弦上，市場建設試點方案設計時間有限、經驗不足，對國外電力市場的系統性和整體性及設置各種交易品種的前提條件認識不足，致使市場建設的實施方案面臨不可持續發展的問題。

到目前為止，我國的區域電力市場建設方案，都是在某一國家或地區電力批發市場基本交易品種的基礎上，簡單修改和簡化而形成的;如東北區域電力市場是英國電力庫市場模式的基礎上，引入政府制定的固定容量電價以期引導未來電源投資、保障發電容量的充裕性;再如華東區域電力市場是在澳大利亞電力市場模式的基礎上，引入政府授權合同，進而將全電量競爭變為政府確定比例的部分電量競爭，以降低市場價格波動帶來的風險。

縱觀國外運行較成功的電力市場，有如下幾個共同特點：一是都是在市場經濟發達、電網已經過大規模投資建設的發展階段、發電裝機容量富余、發電所用一次能源供給充裕、電力需求增長率穩定在1%-3%范圍等條件下開始建設和運行的，系統平均供電成本水平較為穩定;二是都實行全電量競爭;三是交易品種豐富，都具有市場風險管理工具和信用體系(如保證金制度等)，市場體系較為完善。

我國處于計劃經濟向市場經濟過渡的發展階段;發電裝機容量的過剩實際是階段性、地區性的，電網也正處于大發展階段，每年都在大規模地投資建設電源和電網，近十年的電力需求增長率在-3%-20%范圍內大幅度的波動，致使系統平均供電成本缺乏短期的穩定性，因而實行中短期(年、月、日)的全電量競爭(如東北區域電力市場的試點建設方案)是不合時宜的，會導致未來逐年的平均上網電價水平和銷售電價水平大幅度地波動，不利于發電行業和地方經濟的發展，同時也使電力供應安全失去保障。而通過政府控制競爭電量比例的方式(如華東區域電力市場的模擬運行方案及南方電力市場的模擬運行方案等)，不是通過豐富交易品種、為市場成員提供避險工具來管理市場風險，實質上還是一個受各地方政府高度控制的市場，有悖于電力市場化改革的初衷，可能會導致市場價格信號扭曲、約束資源優化配置等問題。

繼東北區域電力市場試運行由于市場價格上漲、平衡賬戶虧空而暫停之后，我國又開展可大用戶直購電交易。允許大用戶直接進入電力批發市場，打破單一購買的市場格局，理論上能夠有效地提高市場的效率、促進市場公平，國外較成熟的電力市場也普遍分步驟地向大用戶開放。規范的大用戶直購電合同有兩類：一是金融性的合同(財務合同或差價合同)，只是一種管理市場風險的工具;二是實物合同，嚴格地講，應該具有自平衡的屬性，換言之，大用戶與發電企業簽訂雙邊交易合同之后，無論大用戶還是發電企業，其實際用電/發電曲線與合同曲線偏差部分應該通過自身在現貨市場上的購售電交易實現平衡。但由于我國尚未建立現貨電力市場，現行的大用戶直購電交易合同只約定合同電量和電價，不約定用電曲線，也沒有違約懲罰，這就致使大用戶直購電合同缺乏約束，成為變相的優惠電價政策，不利于發電行業和電力市場的可持續發展。

總之，由于當前我國經濟和社會狀況與擁有較成熟電力市場的國家和地區差異大，處于不同的發展階段，照搬國外市場模式或對國外市場模式進行簡單地改造應用于我國，并不可持續。因此，要重啟電力改革，必須系統、深入地研究各種電力交易的固有功能、互補性及其適用條件，各環節各種電價機制的功能、相互之間的協調關系及其適用條件，清晰地認識我國電力市場化改革的局限，創新電價機制，重新規劃我國的電力市場化改革路徑，因地制宜地設計各地區電力市場建設實施方案。

三、增量競價的上網電價機制改革方案構想

我國電力工業目前面臨的錯綜復雜問題可歸結到兩個關鍵問題上：一是如何保障長期電力供應安全;二是如何促進大規模可再生能源及核電、燃氣發電等低碳電力的充分利用。從改革電價機制的角度來看，要解決這兩個關鍵問題，既要考慮如何引導投資保障電力供應的充裕性，又要考慮如何保證電價水平的相對穩定性，還要考慮如何激勵其他電源和電力用戶為大規模低碳電力的消納保駕護航。在我國當前經濟社會發展階段，這顯然是單獨依靠政府定價或單獨依靠市場定價都無法解決的問題，必須將市場機制和政府管制相結合，充分利用現貨市場定價的靈活性來應對低碳電源給電力系統帶來的電力平衡和利益平衡問題，同時利用政府定價的穩定性來保障我國的長期電力供應安全。

(一) 增量競價模式

如前所述，從國際經驗上看，電力市場化改革都是在經濟發達國家和地區，且所有上網電量的電價都由市場定價;而我國正處于經濟發展階段，存在電力需求年增長率大幅度波動和系統平均供電成本缺乏短期穩定性的問題，必須按經濟壽命期或經營期核算發電成本、輸配電成本和購電成本，才能保證電價水平的相對穩定，因此，現階段不適宜實行中短期(年、月、日)市場的全電量競爭。上世紀末，六省(市)電力市場試點和2005年華東區域電力市場模擬運行，都采取了政府控制競爭電量比例的方案，是對中國式電力市場模式的有益的探索，實踐證明，部分電量競爭能夠保證平均上網電價水平的相對穩定。

借鑒三十年來我國經濟領域及發電上網電價實施增量改革的成功經驗，針對我國現階段經濟、社會和電力工業的實際發展狀況，本文提出增量電量電價市場化的改革方案構想(下文稱為“增量競價模式”)，即：地方政府按照節能發電調度原則制定年度發電計劃及計劃發電量的日調度發電曲線形成規則，計劃電量執行國家制定的上網電價;計劃電量之外的上網電量(包括滿足需求預測偏差電量及發電機組自身原因引起的實際出力曲線與合同發電曲線的偏差電量)則被視為“增量”，其上網電價由市場競爭形成。

市場優勢在于能夠滿足不斷變化的需求，而電力市場中不可預見的需求變化就體現在需求預測的偏差上。因此，對于能夠準確預測的電力需求，應該由發電企業和電力大用戶(包括終端大用戶和負責地區供電的電網企業)簽訂長期合同以保證地區的長期電力供應安全和發電企業的基本收益。在網售一體的電力體制下，電網企業具有壟斷地位，其與發電企業簽訂長期合同(亦即政府授權合同)的上網電量電價，應由政府基于同類機組社會平均成本及其長期合同電量核定;大用戶直購電交易的價格由買賣雙方協商確定;對于不能準確預測的電力需求，也就是系統實際負荷曲線與合同電量發電曲線的偏差電量及發電企業出讓的合同電量，則通過短期(月度和日前現貨)市場競爭機制定價。

需要特別說明的兩點是：一是電力交易通常分為場內交易和場外交易，即在政府授權的電力交易平臺上進行集中競價交易和在此交易平臺之外進行的雙邊交易;市場設計一般是指對政府授權的集中競價交易市場的整體框架、交易品種和交易規則而言。對于場外交易，政府和電力監管機構通常不介入，一些場外交易平臺(如OTC交易公司)也是非政府授權的、競爭性的;只是在集中競價市場的運行規則中，規定雙邊交易提交的方式、截止時間、與調度運行有關的要約(交易曲線和結算方式等)。本文所研究的上網電價機制改革方案是在大用戶直購電等場外交易價格之外，針對集中競價市場價格及政府定價而言的，但相應的市場模式可兼容大用戶直購電等場外交易。二是參加直購電交易的大用戶、擁有自備電廠的大用戶和分布式能源系統的上網電量和下網電量，除與公用電廠或電網企業簽訂合同的電量之外，都應該視為(實際用電曲線與合同曲線的)偏差電量，通過增量競價市場平衡，按照市場價格結算;對于跨省區送電，合同約定之外的偏差電量也應通過增量競價市場來平衡。三是還應推動現有并網發電廠輔助服務考核與補償機制的市場化，使之與電量交易市場相互協同。

(二) 價格聯動機制

1.長期合同價格與增量市場價格聯動機制。政府授權合同采用政府制定的上網電價作為合同電量的結算價格，而政府在核定價格水平時，無法準確預計未來發電使用的燃料價格變動情況，因而需要建立合理的上網電價與燃料價格聯動機制，以保障發電企業在燃料價格大幅度上漲時不虧損、保持正常運營;在燃料價格大幅度下降時，讓利于用戶、避免形成超額利潤。

由于增量競價市場價格采用系統或節點的短期發電邊際成本定價機制，而一段時期(如一周、一個月)的短期發電邊際成本能夠充分地體現發電燃料成本的變化情況，故而可以增量競價市場價格為基礎建立政府授權合同電量交易的結算價與增量競價市場價格聯動的機制。

2.銷售電價與增量市場價格聯動機制。與上網電價聯動機制同理，還應建立銷售電價與增量競價市場價格聯動的機制。同時，由于近年來我國乃至全球生態環境急劇惡化，保障能源電力供應安全僅僅依靠引導電源投資已經遠遠不夠，還必須充分利用銷售電價的市場化機制促進電力需求側管理以最大限度地提高能效。結合上網電價機制市場化改革的思路，還應該進一步推進銷售電價改革，包括如下幾點：一是在負荷峰谷差較大以及風電規模較大的電網，除了鼓勵大用戶參與增量市場的電力平衡交易之外，對不參加直購電交易的其余大用戶實行可中斷負荷管理及可靠性電價機制(包括可中斷電價和高可靠性電價)，這將會有效地提高電力系統的能效;二是在水電大省和負荷峰谷差較大的電網，建立峰谷豐枯電價定期評價與調整機制，使之在促進節能減排、提高能效上發揮更大的成效;三是對于直購電大用戶，如果其直購電合同電量之外的用電量不是通過增量市場獲得，而是從電網公司購買，其相應的價格也應該與增量競價市場價格聯動。

四、上網電價改革方案比對分析與路徑選擇

(一)增量競價模式與原有區域電力市場模式的差別

增量競價模式與原有上網區域電力市場建設方案的根本區別主要在以下方面：

1.市場范圍不同。在市場范圍上，增量競價模式可以應用在一個省內，也可以是經濟、社會發展狀況相似的幾個相鄰省，自愿地共同組建一個增量競價市場，而不是國家劃定區域的強制性市場。

2.市場結構不同。有別于發電公司為買方、電網公司為買方的市場結構，在增量競價模式市場中，發電企業和電力大用戶(省級及以下電網企業和直購電用戶)都是既可以賣電也可以買電的，這無形中增加了市場競爭主體，因而更有利于促進市場公平和效率。

3.目標模式不同。以往區域電力市場模式的規劃發展目標都是最終實現全電量集中競價的強制性市場。在增量競價市場中，增量需求源于電力需求預測誤差及電源的實際發電能力與合同發電曲線的差額，可能為正，也可能為負，因而增量競價模式實質上是一個自愿性的短期平衡市場模式。

(二)增量競爭模式的優勢

增量競價模式不僅為長期合同履約提供了保障機制，有利于保障電力供應安全，而且與原有的區域電力市場建設方案相比，更加符合市場運作的理念和規范、體現市場的公平和效率，從而也更具有科學性、可行性和可持續發展的潛力。增量競價模式的優勢主要體現在如下方面：

1.由于市場結構更合理、市場集中度低，更有利于市場公平競爭和效率提高。

2.由于實質上是自愿性平衡市場模式，能夠兼容現行的大用戶直購電交易以及跨區電力交易，同時還為大用戶直購電和跨區送電提供規范交易和管理中長期合同履約風險的平臺。

3.由于允許發電企業在增量競價市場上買電，風電、太陽能發電可再生能源以及核電和燃氣發電等低碳能源發電企業可以利用市場機制實現自身發電能力與合同(或計劃)發電曲線偏差的平衡，以使自身獲利或避險，同時也允許其它常規發電廠通過市場交易實現利益最大化，有效緩解當前大規模低碳能源并網帶來的系統調度的調峰調頻資源不足以及發電企業的經濟利益沖突，進一步促進低碳能源的充分利用，因而有效促進發電行業的節能減排。

4.由于允許大用戶(包括直購電交易的大用戶、擁有自備電廠的大用戶和分布式能源系統等)在增量競價市場上買賣電，就可以通過市場交易機制實現削峰填谷、負荷作備用(即可中斷負荷管理)等需求側管理，進一步促進節能減排、提高電力工業效率和全社會能效。

5.由于在增量競價市場上，電網公司可以購電成本最低為目標優化購電方案，將推動我國電力調度向經濟調度發展。

6.由于增量競價市場采用基于短期邊際成本定價的系統邊際電價或節點邊際電價機制，市場價格能夠反映各地發電燃料成本變化情況，進而可以為長期合同定價及煤電聯動等價格調整機制實施提供參照價格。

7.由于無論是在市場范圍還是在競爭電量比例上都沒有人為限定，符合市場自然形成的經濟規律;地方政府雖然有權決定電網企業與發電企業簽訂長期合同電量多少，但由于其無法準確地預測本地區的中長期電力需求，也就無法控制政府授權合同與競價電量的比例，因而政府對增量競價市場的人為干預小，符合效率市場的基本前提，更具科學性。

8.由于非人為地規定市場范圍，且地方政府有權決定執行國家定價的長期合同電量的數額，集中競價電量占比小，市場風險小，有利于保障地區的長期電力供應安全，也更易于被地方政府及其電力管理部門所接受，更具可行性。

9.由于不需要進行“輸配分開”或“網售分開”就可以形成多買多賣且集中度較低的市場結構，因而可以在現行電力體制下實施，改革難度小、成本低，可操作性強。

10.能夠適應于現行電力體制和“輸配分開”及“網售分開”等電力體制，隨著電力體制改革的深化，不需要重構市場模式及重建市場技術支持平臺，更具可持續發展潛力?？傊?，增量競價的市場化模式，實質上是一個自愿交易的短期平衡市場，不僅使長期合同具有履約保障機制，有利于保障電力供應安全，而且還能兼容大用戶直購電交易、跨區送電交易、節能發電調度和經濟調度。同時，由于非人為限定市場范圍和競爭電量比例，更加符合市場自然形成的經濟規律、市場運作的理念和規范，有助于促進市場的公平和效率，從而也更具有科學性、普適性、可行性和可操作性及可持續發展的潛力。

(三)多方案比對分析與改革路徑的選擇

在借鑒國內外電力市場實踐經驗，結合我國近十年來在電價領域的研究成果，可歸納出如下可選擇的電價機制改革方案：一是上網電價完全市場化;二是實行兩部制上網電價，容量電價由政府制定，電量電價由市場形成;三是實行兩部制上網電價，電量電價由政府制定，容量電價由市場形成;四是新投運機組上網電價由市場競爭形成，已投運機組的上網電價執行政府定價;五是實行定比例部分電量競價，政府規定競價上網電量的比例，非競爭電量執行政府定價;六是實行增量競價，即本文提出的方案。

從是否有利于市場的規范運作、上網電價水平的相對穩定性和改革成本或代價的大小等方面，對上述假想方案進行比對，可以定性分析各方案在近期的可行性和便于向未來充分競爭市場模式平穩過渡上的相對優劣(見表1)，進而可以得到以下結論：本文提出的“增量競價”方案，無論是在近期的可行性上，還是在未來的可持續性上，都較其他方案更勝一籌。

五、 結論及建議

在借鑒我國經濟領域增量改革的成功經驗和國內外電力市場的理論研究成果及實踐的基礎上，本文提出了增量電量電價市場化的改革建議方案——“增量競價模式”，即：地方政府按照節能發電調度原則制定年度發電計劃及計劃發電量的日調度發電曲線形成規則，計劃電量執行國家制定的上網電價;計劃電量之外的上網電量，包括滿足需求預測偏差電量及發電機組自身原因引起的實際出力曲線與合同發電曲線的偏差電量等，則被視為“增量”，其上網電價由市場競爭形成。

與原有的區域電力市場競爭模式以及其他可能的改革方案相比，增量競價模式擁有諸多優勢，與我國現階段經濟社會和電力工業發展水平相適應，不僅有利于保障我國長期的電力供應安全、促進大規模可再生能源及其他低碳電源的充分利用，而且符合競爭性市場框架和運作規范，有助于培育眾多市場交易主體、促進市場公平和效率;還充分考慮了地方政府在地區電力管理中對等的責任和權力，兼容現行的大用戶直購電和節能發電調度政策，并能同時提供跨省區長期合同交易偏差電量、擁有自備電廠的大用戶和分布式能源系統的上網及下網電量的結算價格;改革成本較低，具有較強的可操作性。

從長遠考慮，特別是對于電力供應緊張的省份，還可以考慮兩部制上網電價基礎上的增量競價模式，且還將新增電源的容量電價市場化，實行政府招標容量電價。