自2015年“九号文”发布以来， 随着各省交易中心的组建、 输配电价的核定以及中长期协议电量的增加，电力市场改革进入中期，建立现货市场成为当前改革的重中之重。
尽管国际上有一些现存的市场机制和理论可以作为参考，但各省份面临的电源和调度问题不尽相同，要在约一年的时间内设计并落实如此庞大的市场规则变化，对各利益相关方都是较大的挑战。国家于2017年8月明确的首批电力现货市场8个试点地区，按照计划将在2019年初开始试运行。2018年12月27 日，甘肃、山西电力现货市场试运行启动，加上2018年8月启动的广东省，目前共有三个试点地区实现了启动试运行的预期目标。
设计一套完善的电力市场体系绝非易事，而中国电力市场改革面临一项更大的挑战，是如何从现有的“计划分配”模式向市场化机制过渡。市场模式本身所需的思维方式转变以及对改革结果的不确定性，使各利益相关方较为踌躇。
因此，制定一条市场化过渡路径， 培育市场主体，分步骤帮助其逐步转型，与电力市场设计本身同样重要。然而，值得注意的是，尽管过渡方案可以通过在短期内控制变量给予参与者足够的适应时间，但一定要在各阶段中设计出足够激励参与者进行“改变和学习” 的机制，确保下一阶段能按计划实施， 而非过度保护和强调参与者“不变”的空间，出现看似市场规则变了而市场行为止步不前的状况。
优先选择全电力库模式
过渡路径的制定需服务于最终要实现的理想市场模式。我们认为在现阶段，中国省级电力系统以全电量边际成本调度为基础、现货市场加中长期金融协议的市场结构更具实施性，能够有效实现资源优化配置、释放社会红利的改革目标。
尽管在交易和流动充分的情况下，以分散的物理交易合约为主的净电力库市场也能实现同样的优化结果，但考虑到这种模式涉及的人为环节更多、流程更加复杂，因而需要更加精细的市场规则和管理体系以避免市场操纵，确保系统优化。这对于改革初期的市场来说，实施难度相对较大。
美国加州和澳大利亚电力市场在早期也是采用带物理曲线的合约为主的模式，但由于净电力库参与者寻求自身最优与系统整体最优之间的偏差，出现了很多人为制造阻塞、抬高电价的现象， 随后二者均改为集中调度为主的全电力库模式。因此，过渡路径的设计应更倾向于全电力库的模式，并分为以下三个阶段，分步骤实施。
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阶段一：实施市场化调度，辅以收益保障协议
这一阶段的实施重点是实行竞价上网和边际成本报价以优化调度，降低系统成本，同时辅以收益保障协议，控制市场调度对各利益相关方带来的财务影响，确保发电企业的收益基本保持不变。
此阶段应要求所有发电厂进行严格的边际成本报价，监管部门提供相应的规范性指导，包括公布报价条目、计算方法及参考范围等，帮助企业进行标准化的计算和报价。边际成本报价的计算方法和规范在其它电力市场(如PJM) 普遍存在，相对成熟，可以作为中国设定此类标准的重要依据。在此阶段应减少报价频率，避免放大扭曲报价对电厂造成的不良影响，减少电厂操纵价格的动机。
其次，所有电量应根据竞价上网结果进行调度，通过资源优化降低系统成本。在此机制下，发电机组的报价越低，越有可能被系统优先调用。但如果报价低于自己的边际成本，即使被调用也将是亏损发电。因此发电厂会尽量按真实边际成本报价，以保证在不亏损的情况下被最大程度地调度。
对于原来的政府优先保障和计划电量部分，可考虑应按原电量和价格变为与电网签订的金融购电协议(以下简称“收益保障协议”)：现有的中长期协议同样变为金融协议。
至此，所有电量都由金融协议覆盖，该合约不仅仅是保障价格的差价合约， 而是同时明确了电量的总收益保障合同，在本阶段可暂由电网负责分配合约曲线。如果某发电厂的实际市场调度电量小于协议电量，相当于在某些时段市场价格低于该发电厂的发电成本时，系统将自动帮其选择从市场上购买价格更低的电来履行合约义务。相反，如果该发电厂的实际市场调度电量多于协议电量，则表示该厂因边际成本较低，价格优势明显而更多被调度。多出电量部分以市场价格结算，成为该发电厂的额外收益。
总的来说，即高成本发电厂选择节约发电成本，将其直接用于从市场买电;而低成本电厂获得这部分收益，替高成本电厂发电，赚取利润，系统总收支平衡不变。该结算机制在加拿大安大略省电力市场被广泛应用于直购协议结算。在此规则下，无论发电厂因系统调度多发还是少发，都是收益最大化的优化结果，从机制上减少了其报价作假、盲目争取发电小时数的风险。
收益保障合同在市场调度和计划调度之间建立了“缓冲带”，将市场调度带来的变动暂时控制在发电侧，观察系统成本和市场价格的变动，企业也能够通过真正参与竞价上网模式，了解到自身成本在市场环境中的竞争力水平和预期收益。到第二阶段，市场价格逐步稳定、系统成本降低得到验证后，会进一步将红利释放到用户侧。
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阶段二：逐渐取消保障协议，拓宽市场开放范围
进入到第二阶段，各方对市场化调度有所适应并积累了一定的市场经验后，应逐渐减少政府保障部分的电量， 扩大与用户直接交易的范围，鼓励售电侧直接参与批发市场，将市场红利释放到用户侧。
此阶段应放开大用户和售电公司参与电力直购市场，不再设置电量上限。与目前签订中长期协议后电厂自身的保障电量相应扣减不同，此阶段发电厂通过签订新的用户直购协议获得附加电量，而相应减少的保障电量将由所有发电企业共同承担。这样一来，发电企业越早签订用户直购协议，越能抢占优势、锁定更多合同电量，增加发电企业参与市场的动力，逐步提高市场化手段在稳定价格方面的作用。
在售电市场开放的过程中，还需考虑设定兜底供电商，以保证短期内无法承受市场电价的用户的利益， 可考虑由原有的电网企业承担兜底职责，但应给予足够且合理的补偿。最后，随着用户协议不断增加，电力企业逐渐具备独立参与市场的能力后， 在适当时机，可以彻底移除所有收益保障协议。电网可作为普通售电商， 按双方商议价格与发电厂签订普通的中长期协议，并与其电网服务业务进行切割。
如德克萨斯州 ERCOT 等众多电力市场的普遍做法，随着双边协议占比增大，协议中应开始要求协议签订者提交曲线，将系统平衡责任分担至市场参与主体，提高其负荷管理能力，鼓励商业模式创新，培育用户侧未来参与批发市场的能力。
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阶段三：引入竞争性报价，向售电侧放开现货市场
当市场框架基本建立、交易主体趋向成熟以及监管职能不断完善后，应进一步去除改革初期为减少风险设立的行政管控措施，转为用市场化手段对系统进行调控，提高竞争性。
由于中国的发电结构相对单一， 若持续采用严格基于边际成本的报价， 可能出现大多时段市场最终出清电价与电厂边际成本十分接近的情况，这将导致发电厂难以收回长期运营所必须投入的其它成本。因此，在取消收益保障协议的基础上，本阶段应将边际成本报价转为竞争性报价。这样，大部分时段发电企业出于竞争压力仍会按边际成本报价以争取被调度，而用电高峰时段则会选择抬高报价形成尖峰电价。 这些尖峰电价时段能够帮助企业收回其成本， 保证关键电厂的盈利和系统安全，避免需求高峰时的供应短缺。
在拥有竞争性报价的基础上，电力市场的平均价格与发电资源的全成本 (边际成本和非边际成本)逐步趋近， 售电侧进入现货市场的时机趋于成熟。系统应向售电侧放开现货市场，加上之前的售电侧直购选项，系统正式形成双向现货市场加长期虚拟协议的市场格局。此时，发电企业将基于市场价格自主抉择进入或离开市场，从而达到市场供需的动态平衡。
在完成上述三个阶段的过渡后，系统已经基本构建了“电力库模式”的市场框架。该框架根本上改变了系统的运作模式，并不断激励和迫使市场参与者进行学习和改变，同时在经济收益上提供缓冲，保证改革快速而平稳地进行。
值得注意的是，建立额外市场(如容量市场)的主要目的是弥补电量市场补偿的不足，这需要建立在电量市场运行已基本稳定、 价格和供需实现均衡的基础上 (国际普遍经验显示这通常需要两年左右的时间)，谨防将电量市场尚未稳定所带来的问题与电量市场本身的缺陷混淆起来。在过渡期间过早的加快进度或引入其它市场，可能会造成未预测到的市场扭曲，很难实现预期目标。
从目前已公布的一些现货试点计划来看，我们很欣慰地看到许多省份都充分意识到了过渡路径的重要性，尤其在过去政府发电计划的处理、中长期合同与现货的结合方式、价格形成与结算以及市场参与范围等几个问题上进行了很多创新性的过渡探索，而非简单一步照搬国外成熟模式。
尽管本文中提到的仅是一种过渡思路，但希望其中的部分设计和原则能为各省下一阶段的市场设计提供参考。
