阶段二：逐渐取消保障协议，拓宽市场开放范围

进入到第二阶段，各方对市场化调度有所适应并积累了一定的市场经验后，应逐渐减少政府保障部分的电量，扩大与用户直接交易的范围，鼓励售电侧直接参与批发市场，将市场红利释放到用户侧。

此阶段应放开大用户和售电公司参与电力直购市场，不再设置电量上限。与目前签订中长期协议后电厂自身的保障电量相应扣减不同，此阶段发电厂通过签订新的用户直购协议获得附加电量，而相应减少的保障电量将由所有发电企业共同承担。这样一来，发电企业越早签订用户直购协议，越能抢占优势、锁定更多合同电量，增加发电企业参与市场的动力，逐步提高市场化手段在稳定价格方面的作用。

在售电市场开放的过程中，还需考虑设定兜底供电商，以保证短期内无法承受市场电价的用户的利益，可考虑由原有的电网企业承担兜底职责，但应给予足够且合理的补偿。最后，随着用户协议不断增加，电力企业逐渐具备独立参与市场的能力后，在适当时机，可以彻底移除所有收益保障协议。电网可作为普通售电商，按双方商议价格与发电厂签订普通的中长期协议，并与其电网服务业务进行切割。

如德克萨斯州 ERCOT 等众多电力市场的普遍做法，随着双边协议占比增大，协议中应开始要求协议签订者提交曲线，将系统平衡责任分担至市场参与主体，提高其负荷管理能力，鼓励商业模式创新，培育用户侧未来参与批发市场的能力。

阶段三：引入竞争性报价，向售电侧放开现货市场

当市场框架基本建立、交易主体趋向成熟以及监管职能不断完善后，应进一步去除改革初期为减少风险设立的行政管控措施，转为用市场化手段对系统进行调控，提高竞争性。

由于中国的发电结构相对单一，若持续采用严格基于边际成本的报价，可能出现大多时段市场最终出清电价与电厂边际成本十分接近的情况，这将导致发电厂难以收回长期运营所必须投入的其它成本。因此，在取消收益保障协议的基础上，本阶段应将边际成本报价转为竞争性报价。这样，大部分时段发电企业出于竞争压力仍会按边际成本报价以争取被调度，而用电高峰时段则会选择抬高报价形成尖峰电价。 这些尖峰电价时段能够帮助企业收回其成本，保证关键电厂的盈利和系统安全，避免需求高峰时的供应短缺。

在拥有竞争性报价的基础上，电力市场的平均价格与发电资源的全成本 （边际成本和非边际成本）逐步趋近，售电侧进入现货市场的时机趋于成熟。系统应向售电侧放开现货市场，加上之前的售电侧直购选项，系统正式形成双向现货市场加长期虚拟协议的市场格局。此时，发电企业将基于市场价格自主抉择进入或离开市场，从而达到市场供需的动态平衡。

在完成上述三个阶段的过渡后，系统已经基本构建了“电力库模式”的市场框架。该框架根本上改变了系统的运作模式，并不断激励和迫使市场参与者进行学习和改变，同时在经济收益上提供缓冲，保证改革快速而平稳地进行。

值得注意的是，建立额外市场（如容量市场）的主要目的是弥补电量市场补偿的不足，这需要建立在电量市场运行已基本稳定、 价格和供需实现均衡的基础上 （国际普遍经验显示这通常需要两年左右的时间），谨防将电量市场尚未稳定所带来的问题与电量市场本身的缺陷混淆起来。在过渡期间过早的加快进度或引入其它市场，可能会造成未预测到的市场扭曲，很难实现预期目标。

从目前已公布的一些现货试点计划来看，我们很欣慰地看到许多省份都充分意识到了过渡路径的重要性，尤其在过去政府发电计划的处理、中长期合同与现货的结合方式、价格形成与结算以及市场参与范围等几个问题上进行了很多创新性的过渡探索，而非简单一步照搬国外成熟模式。

尽管本文中提到的仅是一种过渡思路，但希望其中的部分设计和原则能为各省下一阶段的市场设计提供参考。

一定要在各阶段中设计出足够激励参与者进行“改变和学习”的机制，而非过度保护和强调参与者“不变”的空间。在过渡期间过早地加快进度或引入其它市场，可能会造成未预测到的市场扭曲，很难实现预期目标。

（作者分别系落基山研究所高级咨询师、落基山研究所部门总监）