郑㼆 中国人民大学应用经济学院助理教授

2021年下半年以来，国家发展和改革委员会印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格[2021]1439号，以下简称“1439号文”），推动全部工商业用户进入市场，并提出暂未直接从电力市场购电的用户可由电网企业代理购电。10月23日，国家发展改革委办公厅发布《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号，以下简称“809号文”），进一步明确了电网代理购电的对象与价格的形成，并强调“电网代理购电”模式只是一种过渡手段，各地要结合当地电力市场发展情况，逐步缩小电网企业代理购电范围。

此后，各省电网企业陆续发文，积极推进政策落地，启动电网代理购电业务，并于每月底发布次月代理购电价格，保障了新进入市场的电力用户，特别是中小用户的用电权益，大量工商业用户进入市场本应刺激售电业务的增长。不过，政策实施半年以来，由于“价格倒挂”，部分售电公司的生存空间受到挤压。

市场化用户总是希望寻求更低的用电成本，因此电力用户与售电公司议价时，必然对标电网代理价格，只有当售电公司电价低于电网代理价格时才有可能与用户达成协议。考虑到电网代理的用户往往是电量较小，售电服务成本较高的中小电力用户，其市场化代理成本应高于市场均价。但从实际运行结果来看，多地电网企业代理购电价格低于该地电力交易中心公布的月度出清价格，即产生了“价格倒挂”。

“价格倒挂”现象的出现主要源于电网代理电量获得方式与代理电价形成机制。电网预测代理规模后，可通过两种方式获得相应电量：一是各地执行保量保价的优先发电（不含燃煤发电）电量；二是参与批发市场交易获得的电量。优先发电电量优先用于保障居民、农业用户用电，剩余电量可作为电网代理工商业用户购电电量的来源，不足部分由电网企业通过市场化方式采购。当富余优先发电电量中存在大量低价电（如水电）时，加权平均后的电网代理购电价格很可能低于市场价格，产生“价格倒挂”。另外，我国电力行业“双轨制”产生的不平衡资金在不同主体中的分摊机制也可能通过“交叉补贴”进一步加剧“价格倒挂”。

这引起了不少业内人士的担忧。扭曲的价格信号一定程度上降低了用户主动参与电力市场的意愿。若大量市场化电量由电网代理，独立售电公司将失去议价能力，并最终退出售电市场。这与“不断缩小电网企业代理购电范围”的政策初衷有所矛盾。

电网企业的“兜底责任”与“代理购电”

随着电力体制改革的推进，相关制度对电网企业开展竞争性售电业务的约束也愈发严格。2021年11月11日，国家发展改革委、国家能源局共同制定的最新的《售电公司管理办法》，较2016年的《售电公司准入与退出管理办法》，增加了电网企业（含关联企业）所属售电公司（含全资、控股或参股）的独立性要求，即此类售电公司应当具有独立法人资格并且独立运营，且售电业务从人员、财务、办公地点、信息等方面与电网其他业务隔离。

不同于竞争性售电业务，“电网代理购电”的代理主体为电网企业，而非其所属售电公司，服务对象为主观上暂未或客观上暂无法直接参与市场交易的市场化用户，而非电网企业主动拓展的经营性电力用户。因此，电网企业的代理购电实为履行其“兜底供电”的义务。关于电网“兜底供电”义务的表述最早出现在《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发9号文）的第17条，随后广泛应用于各电改文件中。最新《售电公司管理办法》第七章也进一步明确了电网企业对市场化用户的兜底原则，即当全部保底售电公司由于经营困难等原因，无法承接保底售电服务时，将由电网企业进行兜底供电。

明确电网“代理购电”的业务性质有助于澄清市场对于“电网代理购电”的几个误解。首先，不同于传统电网“统购统销”模式下的与用户形成的“独卖关系”，代理模式下，电网只是通过“代理关系”为用户购买发电企业的电量，用户有权变更代理关系。其次，不同于竞争性售电业务，“电网代理”具有“兜底供电”的公用事业属性，应属于电网管制类业务，其价格应受到严格监管。最后，“电网代理”虽为过渡，但“兜底供电”做为售电市场运行的支持与边界，是电力市场平稳运行不可或缺的制度性环节，应制度化、长效化。

对“默认用户”的兜底：默认供电服务

发电部门与中间环节分离是各国电力市场化改革的应有之义。根据不同的市场设计理念，各国各地区对改革后的公用事业公司（中间环节）能否参与以及如何参与零售市场业务有着不同的制度安排。一方面，在主要发达电力市场中，如英国、澳洲以及美国大多数州都要求公共事业公司不得参与零售市场（但可能允许其独立的子公司参与）。另一方面，随着电力零售市场的放开，电力用户拥有了更换电力供应商的权利，但部分用户出于主客观原因未行使该权利。对于主动选择放弃市场化售电商的电力用户，即“默认用户”，大多数国家或地区又要求公用事业公司对此类用户提供默认供电服务（Default Service），并将成本传导至电力用户，但不允许获得利润。我国现行的“电网代理购电”的代理对象即为此类“默认用户”。（注：对于已经进行市场化交易，但由于其售电公司原因无法继续得到正常供电服务的电力用户，新版管理办法引入了市场化的保底售电公司为其提供保底售电服务，各省对于保底售电公司的遴选以及保底售电价格的形成机制还在进一步完善中。）

电网企业承担默认供电服务义务，需要解决两个关键问题：①如何获得服务所需的电量；②如何将服务成本传导至电力用户，即如何对供电服务定价，并通过监管部门的审核。由于电网企业的发电资产已被剥离，最为直接的方式就是通过电力市场购买服务所需电力，并将采购成本传导至电力用户。不考虑优先发电部分，我国现行的“电网代理购电”即采用此种方式。

但这种自主采购电量方式有着明显的弊病。一方面，电网企业需保留一支电力采购队伍从电力市场购入电量并通过各类电力产品对头寸进行实时调整，其供需预测能力、择时能力及风险控制能力都将大大影响采购成本；另一方面，由于电网企业可将采购成本完全传导至电力用户，其主观上并无降低购电成本的意愿。虽然由于默认供电服务属于被管制类业务，电力监管部门需要对其服务成本及定价进行监审，但由于该业务的高度专业性，监审难度大、成本高。

新泽西州：“兜底供电”义务全责外包拍卖

2002年，新泽西州公共事业委员会（New Jersey Board of Public Utilities）要求州内四家配电公司（PSE&G, JCP&L, ACE, RECO）对各自配电区域内的用户提供默认供电服务（basic generation service, BGS）。一方面有鉴于电力改革的先行州加利福利亚州通过公共事业公司在日前与实时市场上自主购买电量所所带来的一系列问题，另一方面注意到2000年3G频段拍卖的成功，新泽西州决定尝试通过多区域同步降价时钟拍卖（simultaneous descending clock auction，SDCA）方式将四个配电区域的12个月的默认负荷（default load）进行全责（Full Responsibility）外包，以满足其法定义务，并以招标胜出价为基准，通过系数调整确定不同类型电力用户（如居民与工商业用户）在不同时段（如冬季与夏季）的默认供电服务价格。

此次拍卖共经历了73轮竞拍，21位竞拍者（售电公司）共提供了29600MW的电力参与竞争，最终15位竞拍者胜出，拍卖总价值达到40亿美元。这一方式大获成功，不仅满足了监管部门的透明高效的要求，更大大降低了默认供电服务的用电成本，分散了服务风险。随着这一方式的成功，此后，美国各州越来越多地选择通过类似方式进行默认供电服务。笔者从该拍卖标的的定义，拍卖形式的选择及拍卖规则的设计，详细讨论其成功的原因。

首先，默认供电服务所对应的负荷具有不确定性，招标标的的定义基准将决定风险承担的主体。若各配电公司以预测负荷为招标标的，则将各自承担负荷波动的风险；而若以实际负荷为招标标的，则竞标胜出的售电公司将承担负荷波动的风险及相关成本，如输电权及各类辅助服务费用（线损及结算成本由配电公司承担）。相较于配电公司配置专业人员进行风险管理的方式，售电公司能以更低的成本进行风险控制。因此，设计者确定招标标的为实际负荷，以达到降低服务成本，提高经济效率的招标目标。

其次，可竞争标的数量将影响竞争程度和风险分散程度，从而影响拍卖效率及拍卖后的市场效率。若以一配电网内实际负荷整体为单一标的，由于体量过大，有足够实力参与竞争的售电公司数量有限，无法实现充分竞争。而若将单一标的进行分割，让仅能满足部分负荷的售电公司也有意愿参与竞标，则可通过更激烈的竞争降低中标服务价格。因此，设计者把每一配电区域的实际负荷分割为相等的份额（tranches），每个份额大约对应每年尖峰负荷时的100MW，每个竞标者可通过报量方式竞争部分份额，并最终按其中标份额比例提供默认供电服务。由多家中标售电公司共同提供默认供电服务，一方面分散了单一售电公司面对的负荷波动风险，减少违约的可能，另一方面也避免了拍卖后的售电市场集中度的增加。

在确定了标的为多份额实际负荷后，设计者需进一步选择合适的份额拍卖形式。首先，传统招标所采用的竞争性谈判方式若用于份额拍卖，因需反复修改价格和数量，将耗时过长，并难以达成统一的中标价格。而若采取“报量报价”方式进行密封（暗标）拍卖，因其具有不透明性，难以满足监管部门的要求。此时，透明的公开拍卖应是最合适的选择。实践中，两类多份额公开拍卖方式——同步多轮（降价）拍卖（Simultaneous Multi-Round（Descending）Auction, SMR）与降价时钟拍卖（Descending Clock Auction, DCA）——都可实现最优的配置效率。但当标的份额较多时，降价时钟拍卖操作性更强，这一拍卖形式仅要求竞标者对拍卖组织者逐轮降低的叫价给出其最大供给意愿（份额）。当总供给意愿等于配电公司需求份额时，叫价结束，最后一轮叫价为统一的中标价格，各竞拍者最后一轮的供给意愿（份额）为各自的中标数量。

最后，对于四个配电区域的多份额实际负荷，设计者可选择序贯拍卖或同步拍卖方式。序贯拍卖即为四家配电公司分别开展四场拍卖，而同步拍卖则为四家配电公司共同开展一场拍卖。考虑到参与竞标的售电公司很可能愿意参与多个配电区域的服务招标，但由于其供给能力有限，拍卖时序的选择将影响售电公司的参与意愿，最终影响竞争程度和拍卖结果。因此，拍卖设计者最终选择了同步（降价时钟）拍卖形式，即竞拍者以报量方式同时参与四个配电区域的招标，并可在各轮次中修改其对在四个配电区域的供给意愿。拍卖的终止条件是四个配电区域的总供应量都满足其目标需求（所有负荷份额）。

同步降价时钟拍卖同时实现了默认供电服务份额分配的有效性以及配电区域间相对价格的合理性。一方面，由于竞拍售电公司能够依据每轮结束后更新的市场环境进行申报数量的调整，这减少了竞拍者所面临的不确定性，从而增加所有配电区域的竞争程度。另一方面，同步竞拍中允许售电公司在各配电区域转移投标，使得各配电区域中标价格差异完全反映出市场对在不同区域进行默认供电服务的成本差异。

图1为2002年默认供电服务拍卖结果。可以看出，拍卖后州内四个配电区域（EDC）的度电价格大致相当，多家售电公司都获得了在多个配电区域进行默认供电服务的资格，如First Energy Solutions Corp获得了同时为PSE&G区域10/96的默认负荷、JCP&L区域2/51的默认负荷和ACE区域5/19的默认负荷进行供电的资格。

2002年至今，新泽西州已采用多区域同步降价时钟拍卖方式进行了21场年度默认负荷义务全责外包拍卖，并对拍卖标的和拍卖方式进行细化与改进：一方面将居民用户与工商业用户默认供电服务细分为不同标的，但仍将其进行同步拍卖；另一方面，通过每年进行部分（1/3）负荷拍卖方式，获得更加平滑的（但仍为竞争性的）供电价格。图2和图3为2022年细分居民与小商业负荷（Residential Small Commercial Pricing, RSCP）和大工商业负荷（Commercial and Industrial Energy Pricing, CIEP）后的默认供电服务拍卖结果。

图1：2002年新泽西BGS拍卖结果

（来源：https://www.bgs-auction.com）

图2：2022年新泽西BGS-RSCP拍卖结果

（来源：https://www.bgs-auction.com）

图3：2022年新泽西BGS-CIEP拍卖结果

（来源：https://www.bgs-auction.com）

启示

电力企业即需要承担“兜底供电”的义务，并保持其“兜底供电”价格的合理平稳，但由于其自然垄断属性，又应当尽量避免直接参与竞争性环节从而对市场造成扭曲。如何完成这看似不可能的多目标任务，是各国售电市场全面放开必须解决的问题。

“1439号文”和“809号文”提出了“电网代理购电”模式，作为我国工商业用户全面放开初期的过渡手段，即扩大了市场主体范围，又避免了对初次参与市场的中小电力用户的冲击，具有客观的合理性。但在实施的过程中，也产生了“价格倒挂”等一系列问题，对售电市场造成了一定影响。“电网代理”过渡期结束后（“809号文”暂定有效期至2022年12月31日），应建立怎样的电网兜底长效机制，是我国售电市场发展亟待解决的问题。

将电网“兜底责任”通过同步降价时钟拍卖方式进行分区域全责外包，或是一种值得借鉴的市场化解法。一方面，外包方式避免了“电网代理购电”机制对售电市场的挤压，还使得（暂未直接从电力市场购电）的用户通过中标售电公司间接地参与了各时序的电力市场，确保了市场价格信号的真实有效。另一方面，同步降价时钟拍卖方式，即保证了“兜底供电”价格的合理平稳，又可将电网的“兜底风险”分散至多家中标售电公司，还避免了拍卖后售电市场份额过于集中。