健全的电力市场除了基本的电力交易外，还要具备风险管理功能。任何电力市场都不可能提供无风险的交易，成熟市场中风险主要是跨期或跨域的价格风险。针对这些无法根除的风险，市场要提供有效的避险手段，主要是金融工具;当然，除了金融工具之外，健全的电力市场往往还需要专门提供风险对冲服务的交易商。

　　电力市场为用户提供的交易组织方式与风险管理方式，必须是内在一致的。比如，美国和欧洲典型竞争性电力市场中数量型风险的管理是完全不同的，各自的数量风险管理完全内嵌在各自现货-远期的交易体系当中。而价格风险且是依靠非常完善的各种金融体系和工具来实现。

　　电量交易中的数量风险。现有电量交易中的风险非常独特。现有电量交易均是中长期交易，此类合同的特点就是锁定中长期价格，因此用户不会有价格波动风险;同时，此类合同需要实物交割，从而使用户面对数量风险。但是现有交易体系和交易机制又无法向用户提供充分调整合同头寸的空间和手段(尽管有发电权转让、月度交易等)，因此，用户面临着一旦入场就得完全承担合同执行偏差的风险。所以电量交易用户的真实净收益可以用以下公式表示：

　　电量交易预期净收益=预期减少电费投入-预期风险成本

　　其中，预期风险成本等于偏差考核处罚标准乘以偏差电量，偏差电量的处罚标准由政府部门制定，但偏差电量大小则是由用户决定。用户要想风险最小化，一方面要依靠准确的负荷预测，另一方面要调整生产经营方式。不过单靠负荷预测无法消除风险，比如此次疫情的影响。当外部形势需要企业调整生产经营时，用户又缺乏充分灵活的手段调整电力合同头寸，那么为避免损失，就有可能扭曲生产经营以适应履约要求。这种情况显然与电力市场化改革的目标相悖。

　　为了避免这种现象普遍出现，现有电量交易机制是通过管制手段为用户强行建立起一种“一刀切”的“免偏差考虑”机制。

　　免偏差考核机制的本质。现有电量交易下，免偏差考核机制建立起了收益与风险的强制平衡，并以此维持电量交易机制的运行。由于现有电量交易既无法提供风险管理，又要尊重契约精神，因而只能依靠政府来设置免偏差考核，也就是让政府为企业合法违约背书。然而，政府难以准确界定合理违约的界限，所以我们看到多种免考核范围，一般从3%～5%不等，而且稳定性低。面对需求的意外低迷，偏差考核有的扩大到8%，有的免除考核。

　　这个范围大不大呢?众所周知，在传统计划电量制下，电厂会为争取到1%的超发电量而各显神通;同时反观国外成熟电力市场，偏离合同的每一度电都要按偏差电量的身份接受结算或受罚。本质上，每一度偏差，都代表着个人收益与社会收益的偏离，如果允许偏离的电量带来个人收益，那么就相当于社会付出成本让个体受益。这显然不是市场化的初衷。实际上，免偏差考核范围的大小能够反映市场效率，免偏差考核范围越大，说明市场的资源配置能力越弱。

　　政府设定的免偏差考核规则既是维系现有电量交易机制所必需的，又从根本上决定了这种电量交易难以作为一个真正的市场发挥作用。总之，现有电量交易不是在考验市场优化资源配置的能力，而是在考验政府平衡企业收益与风险的能力，本质上仍是计划色彩。

　　电量交易机制如何支撑经济发展。可能有观点认为，3%或5%的免偏差考核适合中国实际情况，相比于用户得到的降价优惠，配置效率的损失并不大，对经济发展的贡献仍很大。这种观点的错误在于：

　　第一，它仅把市场定位于降电价，而未定位于效率改善。对于规模较大、用电稳定的电力用户而言，在享受低电价的同时，做到3%以内的偏差并不困难。但这有个前提，经济形势稳定。如前所述，在不确定性因素增多的背景下，市场和市场主体都应该具备抗风险的能力。在现有交易方式下，电量交易难以主动地适应经济形势的变化和用户经营的调整，反而是在限制用户根据形势变化的灵活调整能力。用户目标是利润最大化，而不是用电成本最小化，企业正常经营与电力合同履约往往难以保持完全一致，因此现有电量交易以及偏差考核方式并不能充分地满足经济发展的真实需求。

　　第二，它仅考虑了已有经验，而未考虑市场的动态变化，高估了这种交易机制的适应能力。现有电量交易机制是在以人为扭曲交易收益的方式来吸引用户进入，用户进入电量交易的激励是被扭曲的，而且收益是不稳定的，除了前面所述合同履约与企业经营间的矛盾外，还包括交易机制内生风险的增加。附着电量交易规模的扩大，政府人为维持无风险状态的能力将会减弱，更多的市场用户会面对更大的、无法被分担的风险，从而产生对市场的阻力。这也就反映出除非政府持续帮助用户消除风险，否则电量交易难以自我维持。

　　总之，政府也不能一直扶着电量交易向前走，如此下去，电量交易的配置结果一定是扭曲的，现在的电量交易更多是在发挥一个定向可控的降电价效果，对电力供求的引导作用非常有限;相应地，电力市场化改革也不能定位于降电价，而应该定位于电力市场体系与整个经济市场体系的有机对接。随着整个经济的市场化程度露越来越高，对外开放程度也越来越高，只有高效电力市场才能支持经济的高质量发展。尽管在经济下行压力下，普适性的降电价政策常居主导地位，但务必不能忘记，经济持续增长的动力在于效率，短期刺激性政策绝不能长期化。

　　疫情带给我国电力市场建设的启示

　　新冠肺炎疫情的冲击使我们更加清晰地发现，现有电力市场建设仍不足以支撑一个有效管理和应对风险的电力市场，更难以通过电力资源优化配置来支撑整个经济的发展质量。现有的电量交易机制存在根本缺陷，用户无法自主充分地规避风险，市场运行只能依靠政府制定的“免偏差考虑”作为防风险屏障，而且现有考核规则可能会制约企业的正常经营。总之，疫情凸显了电量市场化交易机制的脆弱性，同时也反映出现有市场化交易难以反映真实供求变化的尴尬。

　　当然，我们也注意到有些省份在着力改善电量交易的效率，比如提升月度交易的频率，以增加流动性，使用户拥有更多机会可以主动地调整合同头寸。这正是针对上述问题而采取的改进措施，只是在现有市场体系、交易品种、交易规则等设计下，这种边际改进只能缓解问题，但无法根本解决。

　　总地来看，此次疫情会像SARS一样结束，但电力行业却绝难再现SARS之后的“美好时光”，因此我们必须要更加深刻地把握后疫情时期的电改重点。

　　首先，疫情过后，加强顶层设计，将体制性、机制性障碍作为电改的主要对象。SARS过后电力行业大发展的重要原因之一就是2002年启动的电力体制改革。尽管未能建成真正的电力市场，但在当时的条件下，厂网分离等改革政策深刻改变了电力市场结构、国企改革也极大地提升了电力企业效率。体制改革创造了增长动能，释放了效率来源，这同样适用于今后的电力体制改革。体制机制改革必须明确基本思路和基本框架，统御分散的政策体系，超越“降电价”。

　　其次，疫情过后，电力行业发展需要主动求变。SARS之后的电力行业有宏观经济形势的强力带动，发展目标明确，投资为主。然而此次疫情之后，电力行业与国民经济发展间的关系要转向高标准市场体系的对接。对接得好则电力兴;对接不好则电力衰。疫情期间“市场”的存在感极低，既没有哪部分市场反映了供求的明显变化，也没有哪个市场价格发挥引导作用，反而是政府和国企扮演主力。反观国际市场，即便在严重自然灾害下，但也鲜见电力市场瘫痪到如此程度。高标准市场体系应成为电力市场建设的明确目标，增强市场的抗风险能力应成为基本要求。