【写在前面】2019年8月12日至13日，美国得州电力市场批发电价飙升，12日下午每兆瓦时（MWh）的电费高达6537.45美元（约合46元/kWh，单位人民币，下同），13日下午每兆瓦时的电费高达到9000美元（约合63元/kWh）。有网友调侃，开几小时空调就会破产。同时，有文章将此与中国电价作对比，得出“中国电价、尤其是居民用电价格处于全球较低水平，且多年保持稳定”的结论。

其实，上述比较有失公允、比错了方向。各国的电价形成机制存在很大差别，即使一国之内，美国各个地区的电价制度也不一样。得克萨斯州的售电市场改革较为彻底、竞争充分，特色在于既存在批发侧的竞争，又存在零售侧的竞争。在批发侧，发电商通过ERCOT的交易平台竞价上网。在零售侧，用户可以选不同的售电商来为自己提供服务。这次飙涨的尖峰电价意味着市场设计出问题了吗？其实，这恰恰说明了市场机制在起作用：价格作为信号，反应了稀缺性。但由于是瞬时电价，持续的时间很有限。此外，63元/度也不是当地居民所需支付的电价。

美国得州电价背后有怎样的市场设计？当地63元/度的电价为什么不会直接影响老百姓？63元/度会在中国出现吗？澎湃新闻（www.thepaper.cn）邀请中国社会科学院财经战略研究院副研究员、经济学博士冯永晟为此撰文，解释了美国得州为什么会出现这么高的电价，以及对中国电改的启示。

冯永晟表示，在竞争性电力市场中，居民用户位于零售环节，不会直接面对批发电价的波动。电力系统的职责是尽力地满足电力需求，但因为需求缺乏弹性，所以供求紧张会很容易使电价上升到极高水平。在国外正常的电价结构中，居民电价往往最高，这些高批发价格的传递到零售电价上的上涨效应非常小。

本文还提出，在安全范围内尽可能地满足电力需求，需要尽可能多的容量和合理的电源结构，也就是保障发电资源的充足性。于是，高价对激励发电投资的重要性便凸显出来，尤其是吸引保障系统安全的尖峰机组投资。在美国得州的市场设计中，这些机组的实际运行时间很少，一年可能只有几个小时，而正是这几个小时的收入要维持其他几千个小时的生存，进而支撑整个系统的可靠性。

2019年8月12日—13日，美国得州电力市场批发电价先后达到了$6537.45/MWh和$9000/MWh（上限）的水平，按实时汇率折算，约相当于国内的46元/度和63元/度。于是网友开玩笑，空调都不敢开了。岂止是空调不敢开，全部工资恐怕都不够一个月电费；更何况这个电价要真到用户头上，还要再加输配电费、营销费用、税费等等。

玩笑归玩笑，这个价格其实不会直接影响美国老百姓的，我们不必为他们操心。不过，理解得州为什么会出现这么高的电价，并略谈下对中国电改的启示，多少有些意义。

63元/度的电价为什么不会直接影响老百姓？

首先，影响渠道是间接的。在竞争性电力市场中，居民用户位于零售环节，不会直接面对批发电价的波动。

居民用户的零售电价传递的是配电公司或售电公司的平均批发购电成本，或多或少包含了售电主体对批发价格波动的预期，而且，批发到零售的价格传递取决于零售市场结构。如果零售电价受到规制，那么规制电价便构成居民用户的防火墙。如果零售引入竞争，那么这既要看配电公司或售电公司参与批发市场的能力，也要看其与用户的谈判能力及面临的竞争形势。配电公司或售电公司对批发电价预测得好，风险管理得好，那么就能在保证收入的同时，降低购电成本，增加利润，相应地，其服务的用户也就不会受到太多影响。反之，如果预测失误，风险增加，就需要向其服务的用户传递成本，相应地，用户多少会面临一些影响，不过这也是正常的——零售竞争带来零售电价波动。

其次，影响程度是有限的。价格达到上限只是短时现象，全年累积时间不过几个小时，对居民电价的影响幅度有限。

如果上限持续期很短，那么即便在零售竞争环境下，这种短期供求波动也不会实质影响居民用电价格，售电主体还要考虑重新签约的交易成本，以及用户转移的风险。如果上限持续期相对较长，那么意味着售电主体的购电成本可能会有实质增加，这时需要向零售用户转移成本，提高用户电价，但是这种相对较长的高价传递到居民用户身上，幅度并不明显。

在国外正常的电价结构中，居民电价往往最高，这些高批发价格的传递到零售电价上的上涨效应非常小。实际上，居民电价增长的主要推动因素来自于燃料成本的上涨，而不是这些看似扎眼的价格上限。

得州为什么要设63元/度的批发电价？

电力太基础了，以致于电力需求的价格弹性非常低，用户愿意付出很高的价格来保障供电，因为用电产生的价值非常大（可以设想一下，你正在赶工一份价值几个亿的合同，或在写作业，此时愿不愿来次停电？）。弹性低也是由于用户的价格响应能力有限，有的即便有意愿响应，但系统状态瞬息万变，很难为这些用户的主动响应留出足够时间。

如果电力需求极富弹性，那么市场设计将会大为简化，即便是现有需求弹性能略微提升一点点也会带来极大好处，这也就为什么现有设计着力于强化需求侧响应。

电力系统的职责是尽力地满足电力需求，但因为需求缺乏弹性，所以供求紧张会很容易使电价上升到极高水平，极高到多少？如果不限价的话，几万美元/MWh是有的，还不止。

但这么高的价格对电力系统而言是不能承受之重。因为价格越高表明供求越紧，系统风险相应就越高，尤其是高价持续时。伴随着系统风险的提高，系统运营机构的决策就不再是边际偏好与边际成本之间的权衡，而成为既有需求价值与增量需求价值之间的权衡。要不要为了满足增量需求而牺牲系统安全，这个账很容易算。所以，为了保障大家的利益，必须要切掉一部分用户。这种情况便对应着价格上限，意味着，再有钱也不管你了，也管不了了。

虽然是限价，绝对水平仍很高，像得州是63元/度（$9000/MWh），澳大利亚更高。在安全范围内尽可能地满足电力需求，需要尽可能多的容量和合理的电源结构，也就是保障发电资源的充足性。于是，高价对激励发电投资的重要性便凸显出来，尤其是吸引保障系统安全的尖峰机组投资。

在得州的市场设计中，这些机组的实际运行时间很少，一年可能只有几个小时，而正是这几个小时的收入要维持其他几千个小时的生存，进而支撑整个系统的可靠性。所以，这个高电价是非常必要的。

可能有人会问，为什么选63，而不是53或73。尽管经济学家近年来在探讨最优价格上限设置，及其对投资和需求的影响，但政策实践中的上限往往是根据工程技术的可靠性指标和市场运行经验确定的一个可接受的价格（还要考虑市场间竞争以协调各市场的上限设置）。理论上，上限的确定要权衡长期投资激励与短期市场势力抑制，但似乎对前者的考虑更多，所以价格上限确定的一个原则是，虽然不能确知有多高，但至少要足够高，高得差不多就可以。

63元/度，对中国意味着什么？

63元/度，会在中国出现吗？不排除这种可能性，但可行性极低。不过63元/度所包含的政策意图，却不得不为我们所重视，那就是保障电力系统的资源充足性，实现电力的可靠供应。这对市场模式的选择和市场设计有着关键性的影响。

中国正在推进电力市场化改革，那我们需要什么样的市场模式呢？在笔者看来，这个问题远远没有想清楚！回答好这个问题，首先应该明确有哪些可选的模式，不要先入为主。

简单地说，竞争性电力市场保障电力可靠供应有三道资源“闸口”：电能、备用、容量。通过市场竞争保障可靠性，有三种基本模式：第一，仅在电能中引入竞争；第二，在备用中引入竞争；第三，将容量确定为单独产品（引入竞争是一种子模式）。

直观上讲，三种模式差异在于允许电价上升的“闸口”位置。第一种模式无法保障电源投资，是早期电力市场化改革过程中凸显的问题；第二种模式，电能量加备用市场，可能是唯一能够提供投资激励的纯电能市场模式（得州是这种）；第三种模式，将容量作为一种单独产品，是多数市场已经或准备采用的模式。

值得比较的是后两种。在得州的纯电能市场中，备用只有出力才能从电能市场中获得收入。这就意味着，电能和备用的稀缺性全部体现在短时电价中，而备用稀缺性实际上包含了容量稀缺信号，所以这一市场中的批发电价上限会非常高。在这种模式下，尖峰机组是“三年不开张、开张吃三年”。无论是规制容量支付还是容量市场，容量电价不以机组是否发电为前提，保障的是装机容量，意在“养兵千日，用兵一时”，相应地尖峰时段的限价也自然不必那么高。

尽管各国电力市场差异非常巨大，但无论如何逃不出这三类，中国也不例外。目前电改所缺的或许正是结合中国的制度背景和改革起点选择一种最合适的模式。