2017年1月17日，《广东电力市场交易基本规则(试行)》(以下简称“新规”)正式印发，1月20日，第一次月度集中竞价交易开锣，标志着广东省的电力体制改革进入了一个崭新的阶段。竞价交易最终形成了“交易电量12.99亿千瓦时、交易结算价差-0.1455元/每千瓦时”的结果，呈现出“缩量天价”的态势，一时市场哗然，众说纷纭。为此，笔者试图从电力市场机制设计宏观上的“大棋局”角度切入，对本次“新规”实施的背景、目的与第一次竞价交易的博弈逻辑进行剖析。一家之言，以飨读者。

大棋局：“新规”的机制核心是什么?

相较于2016年的老规则，笔者认为“新规”其实并不是“颠覆”，而是“修正”，不是对过去的否定，而是在继承原有规则合理性的基础上，朝着“扩大交易、过渡现货”的目标前进。事实上，环顾国际上运行多年的电力市场，大多每年都会根据前一年的运行情况发布相应的“规则修正案”，笔者认为，本次发布“新规”并不意味着对老规则的否定，而是广东电力市场自身的不断完善和发展。

本次“新规”最抓人眼球的地方莫过于“边际出清”，市场各方的关注点也多集中于此，但笔者却不以为然。“边际出清”只是一种竞价机制，是电力市场机制设计的一个关键环节。目前在讨论市场机制时存在将“集中竞价概念放大，将其等同于电力市场”的倾向，这个认识未免略显浅薄。事实上，本次规则修订是一个“组合拳”式的全面设计，“顶层设计、环环相扣”，有多个相关文件作为支撑，其涉及的层面远远超出了竞价机制本身的范畴，可总结为以下几个方面：

放低市场准入、进一步放大交易量，以支撑2017年一千亿电量的市场交易预期;

准入用户必须全电量参与市场，获取红利与承担风险均摊;

市场竞价交易的电量不再由“官方”框定规模，而是由市场成员自行选择双边交易或竞价交易的不同形式，从而过渡到“以市场电量调节电量供需平衡”的目标，换言之，竞价交易的规模是变动的，不是事先“定”出来的，如：1月份有47.57亿千瓦时的双边交易与12.99亿电量的竞价交易，这个市场规模即是由市场成员自行申报所形成的;

理顺不同成分电量的结算顺序，严格按照合同(包括年度计划电量)签订的时间顺序安排结算，即：先结算年度合同电量，再结算月度合同/竞价电量(下一步即是月内、日前电量)，以实现对于市场电量结算的“月清月结”，而不做月间结转，从而保障交易合约执行的效力，也为月度偏差电量的结算机制奠定了基础;

以“边际出清”替代原有以“双边撮合、价差返还”为核心的月度集中竞价交易机制，目的在于简化竞价机制，增加交易机制在价格形成上的透明度，降低市场成员的报价博弈动机(下文具体分析);同时有利于下一阶段从月度竞价向日前、日内现货竞价交易的过渡;

引入偏差电量的考核与结算办法，对用户与售电公司的交易电量与实际用电量之间的偏差量进行惩罚性考核，能够激励市场成员的理性交易，防止恶意夸大交易量等不规范的交易行为发生。

因此，在我们谈论“新规”时，切忌“只见树木、不见森林”，不能孤立、割裂地看待某个规则细节，而更应该从市场全局和发展的角度“评头论足”。

小博弈：竞价机制对市场影响如何?

对于第一次月度竞价的交易结果，市场上已经出现了很多解读意见，诟病者有之，不解者亦有之。从理论上讲，一方面，“边际出清”会弱化市场中大多数市场成员的博弈动机，因为大多数市场成员的报价并不能决定市场最终的结算价格;但另一方面，也会鼓励一些激进的市场成员用较小的申报量去试探市场价格的“边际”，增加价格波动的风险，从而影响全局。这两方面的效果是“此消”还是“彼长”，主要取决于两个因素：一为博弈的成本与收益、二为串谋的难度与风险，下面详细分析。

1、博弈的成本与收益

先不考虑串谋，在当前广东宽松的供需形势下，对于发电侧而言，如果某个电厂专门“瞄着”边际去报价，其结果可能有两个，一个是报高了不中标，该段申报电量“全军覆没”，一个是刚好报在边际上，推高了结算价格。很明显，在供远大于求的情况下，抬高报价而出局的可能性大，而猜中边际的可能性极小，即使猜中了，也是“豁出我一个，幸福所有人”，电厂博弈的动力明显不足。而对于购电侧，即大用户与售电公司而言，在宽松的供需形势下，报价的自由度就比较高了，稍微往下压压价，“无伤大雅”，既可以降低购电成本，出局的概率也不大，因此其压价的可能性较大，具有较强的博弈动机。

下面分别从发电、购电两侧做进一步分析：

发电侧：在这种情况下，电厂最佳的报价策略无外乎“依发电成本+预期收益报价”。按此策略报价，若该报价低于市场边际价格，发电即有收益;而若该报价高于市场边际价格，则竞不到电量并不是失败，而是避免了损失，因为此时即使电厂低价中标，发电其实也不挣钱。此处读者难免要问了，你的分析不对，为什么有很多电厂申报“地板价”呢(即申报-500元/千瓦时)?是不是恶意报价“搭便车”?是不是意味着“机制失灵”?笔者认为，恰恰与一般观感相反，报“地板价”并不是恶意报价，因为这种报价行为意味着放弃通过博弈改变市场边际价格的能力，这是一种“自(tou)信(lan)”的行为，可视为对市场竞争的“投名状”，即：“我只要发电，价格你们定”。类似广东的“地板价”，实际上报“零价”的行为在国外市场也是普遍存在的，尤其对于成本低的核电、可再生能源、高效火电而言更是常态，不需“大惊小怪”。读者可能还要问，那万一很多电厂都按“零价”申报，最终“零价”结算，那还不是市场失灵么?其实这种情况在国外也会偶尔出现(在美国PJM有1/1000的机率)，一旦出现，市场立即会“纠错”，因为电厂发电亏本，下次报价自然不敢再“托大”，老老实实“依发电成本+预期收益报价”，这是一个动态的过程。

购电侧：对于大用户与售电公司而言，其最佳策略则是：“压价”，以试探发电侧的边际成本。所以比较活跃的大用户与售电公司，在三段式报价的规则下，可能采用试探性报价的方式，以第三段较小额的电量“搏”较低的报价，“搏”中了购电成本大幅下降，“搏”不中也影响甚小。在这种情况下，经过几轮的试探，可以想象购电侧的报价可能出现较为明显的“两簇”，一簇基本为“地板价”，即全额降价，交易量大，目的在于保证中标;一簇则集中在预期的发电侧“边际”附近，交易量小，目的在于降低购电成本。读者可能又要问了，这难道不是不公平、不合理么?笔者认为，在一个供远大于需的市场中，买方“强势”，此乃市场竞争之必然、供需态势之自然，双边协商市场上的硝烟，不是刚刚消退么?

2、串谋的难度与风险

发电侧：进一步考虑串谋，首先是发电侧，若市场上存在几个发电寡头，具备很好的默契，形成了“攻守同盟”同步提价，则发电侧的申报价格将明显偏离原来的边际成本，电厂发电的利润将整体提升。但是这种串谋需要有两个前提保障，首先是行动一致、其次是利益均分。考虑到“新规”下月度竞价市场超过2倍的供需比(是否合理下文再阐述)，需要联合到绝大多数的电厂共同行动才能有效地将价格推上去，这个“攻守同盟”的形成殊为不易;且即使形成，还需要协调几乎所有电厂的量价申报，不仅在“价”上要有默契，在几段报价的“量”上也得有默契，否则容易出现利益不均。如此大规模、高难度的同盟，也较易被市场监管所“察觉”，监管风险不小。

购电侧：相比较而言，购电侧的串谋要简单一些，如前所言，在发电侧难以串谋的背景下，大用户与售电公司在保证其大部分电量中标的前提下，只需要拿出小额电量来试探即可，容易出现“互相呼应”的情况;并可能出现小售电公司“挺身而出”为整个购电侧“做嫁衣裳”的行为。这种“呼应”甚至不需提前打招呼，心领神会即可，监管风险较小。

发售一体：广东市场的一个显著特点在于大售电公司的背景往往是大发电集团，发售本为一家。那发、售一体两者是否能协同报价呢?答案是显然的，但是意义似乎并不大。因为如前所述，发、售一体只有报到边际上，才能决定市场价格，“发电侧猜不到，多你一个不多，售电侧都在猜，少你一个不少”，这种上下通气的行为很难产生实质性效果。相反，原有以“双边撮合、价差返还”为核心的竞价机制，发售一体的优势要更明显，此前已有大量文章讨论，在此不再赘述。

综上所述，边际出清的竞价机制，在当前供需关系宽松的形势下，可能产生的效果是“推动发电侧报成本、纵容购电侧压价格”。此前已有论述，这本就是当前市场供需形势的真实反映，在年度双边协商中才刚刚上演!若供需逆转，则形势自然也逆转，“边际出清”的竞价机制本身并没有对于发、购两侧的天然倾向。从更宏观一点看，抛开对于某个具体市场成员的利益分析，此结果其实是有利于实现发电侧真正的资源优化配置，因为若电厂都以成本为报价，则市场出清的结果就是成本低的电厂多中标，有利于减少煤耗、减少排放，产生的是实实在在的社会福利。在此前提下，购电侧的报价高低，决定的是该部分省下来的社会福利在发、购两侧之间的分配，这个分配过程，本身基本不产生新的福利，也不会减少已经产生的社会福利。

再进一步深入思考，我们需要回答一个核心问题，即：建设电力市场的目的是什么?是鼓励竞争博弈?还是创造社会红利?答案显然是后者!所以博弈不是市场的目的。有人会说，在“新规”下，市场成员都不琢磨报价了，市场机制没有活力了。这个论断其实反而有“因果倒置”之嫌，市场是通过竞争博弈达到资源优化配置，从而创造社会红利的，这种竞争，可以是成本上的竞争、服务上的竞争、客户关系上的竞争，也可以是竞价策略上的竞争，但一定不会只是竞价策略上的竞争。所以，如果说“新规”消弭了市场各方通过“动脑”博弈获利的动机，似乎并不是一个负面的评价。

有限理性下的市场均衡：“新规”在竞价中产生了什么效果?

分析了这么多，那么到底在“新规”下，本次月度集中竞价的结果如何?是否符合上述分析呢?我们来通过一个简单的算术题予以验证。

经调研，2017年初，我国环渤海标煤价约为590元/吨，至广东电厂入炉价约为770元/吨，如果边际机组是装机30万千瓦的火电，取典型机组的技术参数，煤耗约为324克/千瓦时，厂用电率6%，即：

边际发电成本=324×770/0.94=265厘/千瓦时

如果边际机组是装机60万千瓦的火电，取典型机组的技术参数，煤耗约为295克/千瓦时，则：

边际发电成本=295×770/0.94=242厘/千瓦时

注：需要说明，以上为简单分析，没有详细考虑发电的变动运维成本(石灰石、氨水等损耗)，也没有考虑发电量上升带来的负荷率提高以及发电煤耗改善的效果，权当两相抵消，请电厂专家轻拍。

广东当前煤电机组的标杆电价为450.5厘/千瓦时(部分老机组的标杆电价为470厘/千瓦时)，本次边际机组的报价降价为216厘/千瓦时，即折合边际发电成本234-254厘/千瓦时，与30万火电、60万火电发电边际成本的区间相差不远(242-265)，略有“下沉”(原因后面再阐述)，与以上判断基本一致。

再进一步观察全体电厂的申报，约有15%的电厂选择报“零价”、有20%电厂的报价明显低于正常的边际发电成本，此部分电厂即持上文所分析的“我只要发电，价格你们定”心态，放弃博弈;而有接近50%的电厂则选择了在边际成本的基础上“上浮”报价，不管是否存在串谋行为，其结果是失去了中标的机会。

这个情况，是否让读者觉得沮丧?市场中有近90%的电厂偏离自己的真实成本报价，这个机制难道不是大大的坏?还不马上“拨乱反正”?其实笔者认为大可不必。因为正如以上分析，即使在市场中90%的市场主体偏离报价的情况下，也会有10%的电厂“心有戚戚焉”，因为他们清楚自己很可能成为边际机组。此时边际出清的机制就发挥作用了，激(Bi)励(Po)着他们按边际报价，而市场出清的结果也验证了这一点。因此，这其实反过来证明了边际出清机制的意义，即可以在市场只存在部分信息、有限理性的情况下，促进市场形成有效均衡。考虑到本次为“新规”下的第一次竞价，市场成员对于“规则”的理解不同、态度不同，报价行为的理性程度也尚未可知，“边际出清”的作用似乎值得我们更高看一眼。

“新规”下一步应如何修正改进?

以上所述，总体上有为“新规”唱赞歌之嫌，但其实也并非本文本意。电力市场切忌“棒杀”、更加不可“捧杀”。国内外电力市场建设发展了二十多年了，有成功的经验，也有失败的经验，但却还没有形成“放之四海而皆准”的成熟经验，如果有人声称已经找到了电力市场建设最“伟光正”的“终极经验”，建议各位看官谨慎围观，君不见美国、英国几个市场每年都还在不停的修改么，“超英赶美”谈何容易。就目前广东的电力市场建设，笔者认为只是“初具雏形”，离成熟完善还很遥远。

以上分析，其实也只是理论分析，“一家之言”，甚至有“马后炮”之嫌。读者可能会问，竞价前你怎么不跳出来?确实不敢跳，因为笔者心里也没底，市场形势瞬息万变。即使本次竞价的结果合理，对于下次的竞价结果，也不敢妄言揣测，原因如下：

当前的月度市场仍为一月一竞价，频次低、间隔长，市场成员学习的机会少、月间情况变化又大，难以通过快速迭代形成稳定的竞争均衡;

边际出清采用的是两侧撮合的机制，即：发电侧的结算价格一定高于中标机组的报价(标杆价减去价差)，所以电厂对于其中标结果有一个“上浮”的预期，因此，电厂的报价可能会在边际成本的基础上再有一定幅度的“下沉”，即：多降一点价;这个“下沉”的幅度与电厂判断大用户、售电公司“压价”的幅度有关，不确定性较大;

考虑到月度竞价的较大风险，大量的交易集中在年度双边市场上完成(接近80%)，很多大用户、售电公司甚至已经完成了所有的购电计划，而考虑到偏差结算机制是以月度竞价的价格信号为依据，这些售电公司可能反而期望月度竞价的出清价格不要“太好”，因此购电侧也可能出现两种势力;

部分有实力的电厂与售电公司，可能还持有通过加剧市场初期竞争“惨烈”程度的策略，以迫使部分发电成本高的电厂，以及实力弱、有投机心理的售电公司出局;此类竞争策略无可厚非，但是反映在报价行为之上，就难以用“理性”来推测了。

综上所述，洋洋洒洒，笔者需要总结一下本文核心想表达的意思了，直白点说，即：“新规”整体还行、但一定不是完美的。针对广东的实际情况与“新规”的实施，我们还需要不断总结经验，精打细磨，改善规则。在此，也斗胆谈一谈对于后续市场规则改进的意见，核心目的在于减少市场的价格风险，实现市场红利分配上的平稳过渡，不要出现极度的“一边倒”局面：

年度双边交易的交易量较大导致了月度竞价出现了2倍以上的供需比，这个比例其实也不反映真实的供需关系，为了防止月度的过度竞争，可以考虑适当调整月度竞价市场的供需比例，以大致上保持双边交易与竞价交易之间价格的平稳性，具体的做法之一是允许发电侧自愿将其已签订的年度长协合同，在月度竞价市场中以合同转让的方式出让(申报由其他电厂替代发电的价、量信息)，从而增加了月度竞价的市场需求，也有利于进一步促进发电侧的资源优化配置;

稍微降低偏差电量考核的力度，减少市场动荡，一方面是可以考虑扩大2%的“安全线”，另一方面，可以讨论采用“长协+竞价”的加权价格作为结算的价格依据，而非只采用竞价价格;

对于因安全约束发电的电厂，应该对其进行严格监管，首先保证其至少发电不亏，其次又不可让其“坐地起价”，建议可借鉴美国PJM市场的相关规定，引入“合理补偿+市场力监管”的组合规定;