2019年末到2020年初的新冠肺炎疫情严重冲击我国社会经济的正常发展。在党中央、国务院的科学领导和各条战线工作人员的不懈奋战下，疫情得到及时有效的控制。为应对疫情冲击，电力行业采取许多措施保供应、降电价，确保了疫情期间社会生活生产的正常运行，为各行各业稳妥复工复产提供有力支持。

　　在新一轮电改5周年之际，笔者希望透过疫情冲击来分析中国电力市场改革存在的一些深层但未引起充分重视的问题。

　　电力市场应具备的抗风险能力

　　我国电改需要高度关注风险问题，这是市场化改革的应有之义。电力市场在提升资源配置效率的同时，也要为市场主体提供防范和规避风险的工具。中国电力市场的抗风险能力应该具备两个特征：制度韧性和制度弹性。宽泛而言，前者可以理解为一种市场吸收和化解风险的能力;而后者则是一种市场从风险冲击中迅速恢复的能力。

　　制度韧性

　　电力市场的制度韧性，是指电力市场具备在经受外生冲击后仍能保持市场正常运行的能力，也就是说市场具备消化供求形势急剧变化的能力。外生冲击可能来自供求两侧，对于未造成显著物理性破坏的供给侧冲击，或者大幅急剧的需求侧负荷波动，电力市场都能够通过价格信号迅速地实现新的均衡。这种均衡状态的调整过程伴随着风险。电力市场的风险众多，大致包括数量风险和价格风险两类。在市场受到冲击并向新均衡状态过渡时，市场主体不可避免地要面对交易数量和交易价格的波动风险，甚至多重风险叠加。

　　要使市场具备抗击风险的制度韧性，就必须让市场主体在市场中具备必要的避险工具和能力。市场优化资源配置的作用，绝不仅仅是让低成本机组多发电那么简单，更要考验企业预判和承受市场风险的能力，而这背后又是对企业家才能、研发创新实力的挑选，恰是我们高质量发展所需的真正动能所在。

　　因此，市场的制度韧性根本上来自于市场机制的有效性。世界上既没有无风险的市场，也没有不会遭受风险的市场。如果无法让行业和经济发展的动能通过市场机制有效释放，那么电力市场就不可能真正地具备抗风险的能力。更可能出现的情况是，一有风吹草动，市场便无所适从，跑到政府面前“嗷嗷待哺”。

　　制度弹性

　　电力市场的制度弹性，是指当电力市场的基础设施在经受外生冲击并受到严重损害后，能够通过各种措施迅速恢复到正常状态的能力。伴随着全球自然灾害频发(当然也有非自然灾害事件，比如网络攻击、恐怖袭击、地缘政治冲突等)和电力系统特征变化(尤其是可再生能源发电比重不断提高)，各国政府和学术界都在密切关注电力系统的系统弹性(和/或恢复力)问题。

　　在成熟电力市场国家，系统弹性与市场运行密切结合在一起。之所以要确保电力系统弹性，是着眼于保障电力市场的正常运行。不过在系统弹性的实现方式上，政策界和学术界仍存在争论。中国近年来也在关注弹性电网或电网恢复力的研究，但研究范围仍相对狭窄，与市场化改革也仍相距甚远，当然，这不是本文重点。我们要强调的是，电力市场改革必须具备承受风险冲击的能力，这是真正电力市场的内在要求。

　　疫情反映的电力市场建设问题

　　疫情对中国电力市场运行和改革的影响主要体现在电量交易方面，现货试点仍未实际运行，所受影响有限。

　　电量交易市场的表现

　　疫情首先检验了电量交易和电力用户对供求波动风险的承受能力。受疫情影响，整个春节假期意外延长，电力需求持续低迷，造成年前已经签订的长协合同在交割、考核和结算方面都面临一定困难。比较而言，用户侧比发电侧承受更大风险。如果不是全部，也是绝大多数用户和售电公司都会面临较大电量偏差的风险。按正常规则，用户和售电公司须支付偏差考核罚款。由于疫情属于不可抗力，各地出台了补丁政策，或者扩大考核范围、或者直接取消考核，或者计划调整交易方式等等。

　　同时，疫情也检验了月度集中交易的“市场”成色。理论上，交易品种的时间越短，越能准确反映短期市场的真实供求状况，如果市场有效，那么价格应该反应比较灵敏。这是我们希望设置较短时段交易的原因。然而从部分省份，比如广东省的月度集中交易情况来看，场内交易与真实市场之间仍保持稳定的解耦关系。虽然国民经济的电力供求已经实际剧烈变化，但场内供求调整和价格水平却依旧保持风平浪静。或许从市场运行机构的角度，这代表了一种“理性”结果，但从经济规律角度来，实在难与理性挂钩。

　　尽管疫情冲击属于不可抗力，但其性质是需求侧冲击，属于电力市场最擅长处理的对象。然而，现有市场体系和市场设计，面对如此显著的需求波动，竟然毫无反应，完全不具备消化供求波动的能力，更不用说用价格引导供求了。所以我们看到，除非政府主动调整偏差考核，否则电量交易已经崩盘;同时，在市场无所作为时，最直接的降价反应还要依靠价格主管部门。总之，现有电量交易实在难与“市场”相称。当然，这里分析的问题仍仅针对电量交易已经覆盖的范围而言，对于未放开的用户，其电价下降只能依靠行政降电价。

　　电力市场设计的问题

　　以上表现反映出两个深层问题：第一，电量交易带给用户的收益和风险是什么，或者，现有电量交易机制如何处理收益与风险的关系?第二，电量交易机制如何反映需求波动，或者容纳用户的用电调整需求，更进一步，这关系到电量交易如何有效地适应经济发展要求?

　　电量交易机制下的收益与风险平衡机制。用户参与电量交易的收益和风险。用户(企业、售电公司)参加电量交易的直接收益是低电价、低用电成本。相比于原来由政府部门确定年度计划，由电网企业执行的传统计划电量制，电量交易能够在一定程度上改善电量配置的效率。低成本、高性能的机组能够获得更多发电小时数，而用户则能得到更便宜的电量，从而降低企业投入。尽管降电价不是市场机制的唯一目标，但在特定供求形势和宏观背景下，这是电价向合理区间过渡的一个阶段性趋势。

　　用户参加电量交易享受低电价的同时，也需要承担履约责任。用户虽然可以自主决定用电量，但实际用电模式如果不按合同执行，那么就会给系统中的其他主体造成潜在风险，需要系统运营机构来代为消化偏差。因此，用户一旦签订了需要实际交割的中远期实物合同，也就自然而然地承担起了严格履约的责任。

　　履约责任意味着用户会面对履约风险，也就是说，违约就要接受处罚。如果没有约束和惩罚，那么用经济学语言，合同的承诺(Commitment)便不可信。因此我们看到电量交易合同都要面临“考核”。我们暂且将“考核”理解为严格意义的考核，比如像国外某些成熟电力市场，每一千瓦时的偏差都适用很高的不平衡结算价格。

　　用户要充分履约会受到许多因素的制约。一方面，用户用电模式的内在变化与电力合同的刚性执行可能会发生潜在的冲突，因为电力是引致型需求，电力需求除受电价影响外，还要受到用户(企业)的生产技术、目标市场和替代要素等因素影响。另一方面，电力系统的连续时时运行会受到各种外生风险扰动，用户的履约同样会面对各种直接或间接的冲击，这些扰动冲击往往具有随机性，精准预测难度较高。

　　电力市场应该如何管理风险?健全的电力市场必须协调企业经营目标与用电合同履约之间矛盾。这需要市场为用户提供足够的自主决策权，包括充分的交易机会、自主计划和自主调度。这样用户可以根据经营决策需要来选择合适的购电合同，并有条件主动地履行合同，降低履约风险。当然，仅靠这种方式无法根除风险，但却能消除因交易机制扭曲而产生的大部分风险，主要是数量风险。