在几十年的电力市场化改革过程中，国家对建立电力市场化机制的决心始终没有动摇，特别是2015年中发9号文开启了新一轮电力体制机制改革的序幕，以现货市场为核心的电力市场改革到如今已进入深水区。
近年来市场建设喜报频传，但是不可否认的是，很多地方中长期交易价格趋同，发电企业出价类似，电价也没有体现出价值信号。于是部分群体提出了市场失灵论的观点，出现“市场在中国搞不起来”“市场会给电力行业带来危害”等言论，认为中国的电力市场必然会失灵。
实际上，这是披着失灵“外衣”的改革不到位。由于双轨制市场下竞争受限，发电企业依然执行原有的生产运营模式，无形中契合了卡特尔现象，出于避免亏损等原因来“稳定”电价，才出现了制度性的“垄断”行为。这一系列现象的根本原因还在于市场的“改革不到位”，而非“市场失灵”。
我国具有国土辽阔、电网规模庞大复杂、市场主体的数量巨大等特点，长期的计划机制导致了一定的思维惯性。在大船掉头的市场改革特点下，我国采取了渐进式的改革方式，立新不破旧，出现了与市场规律不相符的各种“市场失灵怪象”。
一方面，中长期合同均以上限价格签约，但是仍然表现为整体亏损状态。近几年燃煤价格呈现整体上涨形势，在2022年煤电价格甚至突破三千大关。尽管煤电已经全部进入市场，在煤价上涨叠加新型电力系统建设提速、煤电利用小时数大幅降低情况下，用户侧整体电价水平也没有出现明显的上涨趋势，不论国有还是地方发电企业交易电价表现惊人的一致，均为中长期交易的上限价格。
虽然在煤电在价格政策放开后，价格上限在燃煤基准价的基础上由15%上浮至20%。但是受到中长期签约比例限制，用户购买电力选择权不多，市场的流动性也不足，硬生生地塑造出了供给侧“垄断”现象，而进行价格“垄断”的发电企业近几年的平均电价却依然处于亏损水平。
另一方面，发电集团内部对标竞争方式下各经营指标趋同。国有企业职工工资水平直接与年度考核相挂钩，国有发电企业之间进行更加细化的对标管理。虽然对标竞争也是一种管理方式，但是对煤价、电价、煤价以及发电量各项关联指标均进行对标竞争后，发电企业在对标落后时才进行奋起直追。由于电价过高会受到获益回收等诸多限制，发电企业本着“不能落后也不能超前”的心理进行博弈，也导致各发电集团部分经营指标相对比较均匀。
即便存在现货市场，为平衡电量指标也存在以价换量行为，市场电价均比较雷同。在监管审计压力下国有售电公司也不敢以优惠价格向国有企业买电，电力行业呈现出“默契”的稳定状态。
“稳定”的价格与市场建设并存这一奇怪现象符合地方政府对于电力行业的预期，因此“半竞争半稳定”的市场价格就在枷锁丛生的“默契”中得到维持以及延续。并且这一现象在国外很多国家这种现象也都发生过，在经济学中被称之为“卡特尔”现象：即企业之间为了直接或间接地消除竞争，达到降低产量和提高价格目的的协同行为或协议行为。根据产生卡特尔的原因分析，国内发电企业属于行业面临严重危机的特定情况下“危机卡特尔”。对于这一类卡特尔行为，反垄断执法机构往往会根据具体的经济形势、行业状况等因素来综合判断，甚至给予一定的豁免。
为实现双碳转型目标，煤电利用小时快速下降，在供电可靠性没有明显下降情况下，电价也没有发生明显上涨。这一类似“市场失灵”的反常行为主要由产业政策与市场机制的矛盾所引起。
首先，真正实现市场化定价机制的电力现货市场建设缓慢，大部分地区依然仅通过中长期交易确定电价，没有建立真正的市场化定价机制。
中长期交易价格延续基于核定电价上下浮动的模式，无论是否运行现货市场均强制签订高比例中长期合同。这相当于发电侧让利来保证用户侧用电价格的稳定，所谓的“市场价格”实际偏离了市场供需，却满足了众多群体的预期。这也是现货市场建设较为缓慢的原因。
同时，中长期交易在政府核定的燃煤基准价上下浮动的价格机制本质依然为政府核定电价，是按照某一时段内的成本进行加成核算，属于对于电量的整体电价。
而在市场条件下，电力商品价格是对细分时刻电力进行的细致定价，不同用电曲线会对应不同的用电费用，而中长期交易上限价格远低于市场发现的上限价格、下限价却远高于市场发现的下限价格，因此不同用电曲线的用户最终价格难以按照曲线特性进行真实定价。例如：负荷高峰时期的用户并没有支付其本应承担的较高电价。
最后，目前水电、核电以及新能源等大量优先发电未进入市场，代理购电用户作为市场化用户实际中却在享受优先购电用户的待遇，引发了一定规模的双轨制不平衡资金。
因此对于火电等调节电源，不仅没有享受到市场正常的高电价，反而还要分摊市场中大量的不平衡资金、辅助服务等费用。
首先，在国资管理对标的内容上来看，中央企业“一利五率”的主要经营指标从多个角度衡量了国有企业的经营成果。
不过，对于国有发电企业来说，随着电力市场化改革的推进，所面临的市场环境、竞争方式都发生了变化。而相应的考核体系还在执行煤价、电价以及电量等计划模式下的对标内容，过于细化的对标方式在国有发电企业火电构成比较一致的情况下，使得各企业间电价出现雷同。
其次，对于承担社会责任缺乏量化的评估。国有企业同时有着经济属性、政治属性和社会属性，保证电力供应属于国有企业的政治与社会属性，与职工收入直接强相关的就是经济属性。真正有能力承担电力保供的基本为煤电机组，而保供从经济角度来解释，就是购买高价煤炭发出便宜电。
承担保供责任越多，火电企业亏损越多，从经济效益上来说就会更差。由于对保供缺乏量化的标准和评估，所以在对发电企业经营的评价考核时，没有将保供因素扣除。不惜代价的保供之下使得煤电占比少的企业评价高、职工收入高，煤电占比越大、承担保供责任多的企业评价更低、职工收入更低。显然，目前的机制并不利于电力行业的稳定发展。
最后，发电企业开展售电业务能力不足。在长久的计划体制下，发电企业定位在电力生产环节，但目前各方均没有做好国有发电企业进行电力销售的准备工作，售电尚未被作为发电企业的主营业务，发电企业内部对售电版块的重视程度也不足，营销费用以及人力的投入达不到市场化的标准，依然将售电公司作为“车间”进行管理。
由于对亏损国有企业有着治理要求，国有发电企业通过低电价“帮助”国有售电公司扭亏后，民营售电公司还会反映其为不当竞争。对不同用户签约不同电价又会存在审计问题，进而引发内外部整体均处于混乱状态。“说不清”各种问题后，发电企业索性也认为把电卖一个价格最为简单方便。
调整电价作为一种调整地方经济的有效手段，在电力市场改革到现在，地方政府也没有完全放弃。在一碗水端平的政府控价之下，市场交易的电力价格也必然相同。
一方面，仍然存在地方政府干预市场电价行为，出于降低用户侧成本、以低电价作为招商引资条件等目的，地方政府不愿意用户承担“双碳”转型成本引发的电价上涨。只能通过各种方式将成本转嫁回发电企业，煤电容量电价出台后甚至有省份反向压低煤电价格。因此，容量电价政策在落实中也没有打破电价的“表面稳定”。
另一方面，虽然近几年明确禁止出现指导电价行为，但是优惠电依然通过口头通知等更加隐秘的方式继续存在，加上利用高比例中长期考核的手段，优惠电基本能够进行落实。容量电价使得电量电价降低后，还要求新能源价格不能比煤电价格高，对抑制电价跟随市场变化也起到一定作用。
同时，煤炭资源在晋陕蒙新等省区集中，且煤炭价格默契严重，还可以利用安全等手段减少供应调整煤炭价格。地方政府可以利用煤炭资源向地方煤电企业输血，造成国有发电企业大量失血，电价上涨带来的收入被煤价上涨覆盖，造成发电企业失去追求市场电价的动力。
目前我国电力行业“危机卡特尔”昌盛的原因与1943年美国“帕克案”高度相似。当时为解决葡萄干生产产能的过剩问题，州政府要求限制葡萄干的生产，为此葡萄干生产商达成了一项关于分配生产份额的协议。美国最高法院对主动达成卡特尔协议的“帕克案”认定为“基于州政府要求产生的协议不违反《反垄断法》规定”。与之不同的是，我国发电企业电价相同是在无形之中产生的非主动默契行为，但是我国还没有这一现象具备明确的豁免条例。
行百里者半九十，运行机制未发生根本变化的双轨制市场对比与传统的计划模式，其先进程度极其有限。仅通过监管发电企业“垄断”整改或许能改变发电企业电价一致的现象，但是并不能从根源上解决市场建设问题。
改革不到位造成的问题还要靠深化改革解决，应该根据市场怪象产生的原因，通过进一步深化改革以激发市场的竞争效率。
真正发挥电力现货市场价格发现功能，一是加快现货市场建设以及普及进程，真正将成本加成的政府核价机制转变为供需定价的市场化定价机制。推动具备条件的地区及时进行电力现货市场的不间断结算试运行工作，通过市场竞争体现分时价格，并将市场出清价格真正由于结算向用户侧传导。二是放松对中长期交易的电量电价限制，以近年来历史市场均价作为中长期交易浮动的基准价格。使更多电量能够真正暴露在现货市场价格下，避免电力现货市场发现的真实价格被掩盖。促进现货价格的引导和调节作用，真正实现电价跟随一次能源成本以及市场供需形势进行波动。三是推动发电侧以及用户侧全面进入市场，对电力市场的供给侧以及需求侧进行补全。体现真实的供需关系，理顺市场经济责任，提升市场的经济效率。
电力市场在出现价格均衡时，社会福利达到最大化，发电企业只有有边际利润的机组进行发电，能够实现利润的最大化。在“一利五率”的考核指标下，国有企业在经营思维上应更加主动，增强了企业资本管理的意识，要把传统的车间型管理模式转变为以市场经济为主体的现代化管理模式。
在发电量与经济效益脱钩的电力市场环境中，企业利润由交易决策决定。应加大对发电企业收入、利润等指标的考核权重，通过价格激励作用调动发电企业履行保供责任，做到保供与盈利两手都要抓、两手都要硬，进而在其考核指标设计上能够结合国资委要求并适应电力市场的建设发展。同时，完善对于发电与售电“联营”的管理方式，建立独立的国有发电企业与售电公司考核评价体系，避免联营之下批发和零售市场的相互影响。
一是正视低电价反而不利于经济长期发展问题，当前的实际情况就是电价高的地区经济发展反而发达，优惠电更不利于经济发展方式转变。从历史来看，1998年亚洲金融危机时，我国对冶金等国有重点企业实行电价优惠（一年让利4亿元），全国各地方政府、电力部门也相继推出了电价优惠政策，最终造成尤其是钢铁、电解铝等高耗能产业产能过剩，经济发展受限。目前光伏的产能也出现过剩现象，很有可能会发生历史的重演。二是在全国大市场中发挥区域优势，推动自身经济发展。当地并一定能够享受优惠电的好处，较为典型的云南四川地区，本身的优质资源大部分去支援经济发达省份，特别是四川反而要通过回购省间高价电力来维持自身电力供应。因此建议通过全国大市场来正常为电力定价，避免优质资源外流，更好推动本省经济的发展。三是正确运用煤电联营方式，独立进行考核评价。煤电联营的初衷本为共同降低保供风险，但是目前却慢慢发展成产业上下游的纵向垄断。应完善对于煤电联营的管理方式，对两个行业分别进行记账，独立进行考核，避免联营之下两个市场的相互影响。同时加大进口煤的配额，增加煤炭市场竞争，从而推动电力市场的竞争程度。
市场的深化改革并不能纸上谈兵、夸夸其谈来实现，双轨制市场还将存在很长一段，发电企业已经被迫且不可避免地出现了“危机卡特尔”现象，但是这并没有形成实质性的垄断，通过危机卡特尔的运作，消费者在一定程度上能够获得好处。
比如电力价格的相对稳定以及电力供应的保障，这与地方政府现阶段对电力行业的要求是一致的。因此把责任全部甩给发电企业会令其无所适从，若不能及时全面建成竞争性的电力市场，建议相关制度建设可借鉴卡特尔豁免制度的经验。
例如，德国1958年《反限制竞争法》第6条规定了对结构危机卡特尔的豁免制度，日本在20世纪50年代《反垄断法》修改时规定了对萧条卡特尔的豁免，也属于危机卡特尔豁免制度。美国反托拉斯法虽然没有明确的危机卡特尔豁免制度，但是依据判例法所确立的原则也可以给予这种豁免。
建议应当具体明确对有关危机卡特尔的立法，在市场竞争法上建立灵活的豁免制度来容纳地方相关产业政策的要求。从而实现双轨制市场下计划与市场的有效协调，并依据市场建设的发展阶段及时作出调整。
电力
京公网安备 11010802020613号
