价格稳定，则供求不可能稳定，价格信号可能过度激励，也可能过度抑制，比如各方面对煤电价格联动机制的争议、新能源发电固定上网电价的利弊等。价格放开，供求容易达成平衡，但价格等大幅波动也会引起争论，高价格容易被认为是暴利。低价格甚至负价格可能压垮企业，进而导致下一周期价格高涨。
以第三轮输配电价改革、《电力现货市场基本规则》为标志，电力体制改进入新阶段，改革的下一步就是容量机制。发电侧可能从容量补偿起步，从容量招标逐步过渡到完全市场形成。
在近日召开的“第五届‘东南电力经济论坛’暨东南大学电气工程学院办学100周年学术论坛”上，中国价格协会能源和供水价格专业委员会副秘书长(国家发展改革委价格司原电价处处长)侯守礼从经济学视角探讨新型电力系统与价格改革。
把电看做商品还是公共服务，这是两个不同的范畴。在市场经济条件下，电是商品。但电这种商品具有特殊性，通过深入分析电力商品供应、需求的特殊性，才能够搞清楚电力如何推进市场化改革。
经济体制改革的核心是处理好政府和市场，或者说计划和市场的关系。大部分人认为，社会经济活动被分为政府和市场两个部分，或者说三部分，即指令性计划、指导性计划、市场调节；在价格机制上也对应为政府定价、政府指导价和市场调节价。实际上，我认为政府（计划调节）和市场都是覆盖全部社会经济活动的。政府的作用至少有四个方面，提供交易媒介，如货币发行；制定交易规则，如法律制度；确定交易主体，如规定市场准入资质；以及进行社会性规制，如环保、安全等，这四个方面都是覆盖全面经济活动的。同样，市场也是覆盖全部交易活动的，人类经济活动，本质上就是分工和交易，市场机制在其中起基础性、决定性作用。政府干预是否有效，要看是否顺应市场、尊重价值规律；如果政府调控或干预没有遵循市场规律，就会出现黑市、短缺等不利后果。
电力行业更是如此，电力交易、电力市场是人为设置的市场。如果没有提前制定的基本规则，电力市场无法运行。电力商品存在几大特性，一是难以直接体验，看不见摸不着；二是电力需求不是直接需求，而是衍生需求，是因为对照明、取暖、烹饪、冶炼等产生的对电力的需求，并不是直接使用电力本身；第三，替代弹性很小。过去没有电，夏天不用电扇、空调也能过，但电力供应便利后，人们越来越离不开风扇、空调。第四，边际成本几乎是0，电力生产和供应固定成本巨大，但新增一个用户、新增一度电的边际成本极低。第五，电力商品是由电力系统共同提供的。发电企业所发的电，用户不能直接使用。电网也并不只是输送电力的“高速公路”。用户使用的电力，是发电企业、电网企业等整个电力系统作为一个整体提供的。
那么，电力作为一种商品，实际交易的是什么？是物质、能量还是财务合约、金融合同？我们在设计电力市场规则时，要对其有清晰的认识。
从国际发展看，传统电力系统经历了大规模规制到市场化改革的发展脉络。传统的电力系统中，实行政府定价，其优势是规则简单、明确，容易为市场主体所理解，缺点是调整缓慢、每年甚至更长时间才能调整一次，信息不充分、不对称，在解决市场失灵问题的同时可能出现政府失灵。
从上世纪八十年代末开始，从西方国家开始逐步进行电力市场化改革，但其过程也不是一帆风顺的。英国最开始实行电力库模式，缺乏竞争性零售市场，缺乏消费者自主选择，市场主体容易操纵市场(边际量决定出清价)等等；美国电改过程中，也遇到加州电力危机等严重冲击，以至于现在美国还有不少州并未建立竞争性电力市场，仍然保持了一体化的电力产业格局。在这个过程中，某个环节的瓶颈会导致系统大幅波动，通过扭曲市场来获取利益。
改革不是一蹴而就的，而是非常艰难的。遇到问题，不能退回原处，只能不断深化改革。各国电力市场建设不断完善，从单边向双边“进化”。双边市场设计极其复杂、精巧，必须配套实时平衡市场、辅助服务市场。但由于电力商品的供求特性，市场主体容易诱发短期行为，造成投资不足。
从2015年中央印发电改9号文到现在，新一轮电力体制改革已经过去了8年。种种迹象表明，我国电力市场化改革将进入新阶段。一是今年国家发展改革委发布了第三轮输配电价的核定结果，输配电价规则发生了深刻变化，容量电价分电压等级和利用率、单独核算上网侧线损和系统运行费用；二是国家能源局新印发了《电力现货基本规则》，指导规范了后续电力现货市场建设。
纵观国内外电力市场建设进程，价格稳定，则供求不可能稳定，可能过度激励，也可能过度压制，比如煤电价格联动的争议、新能源发电固定上网电价的利弊等。价格放开，供求容易达成一致，但价格会大幅波动，高价格容易被认为是暴利、黑心。低价格，甚至负价格可能压垮企业，带来下一周期价格高涨，如美国加州、得州以及欧洲等。归根结底，随着电力市场化的推进，不论是发电企业还是用电企业，都不能再把电价当成一个经济决策的外生变量，自己的电力生产和消费行为与价格变化是密切相关的。就像我们过去几十年逐步适应各种消费品、生产资料价格的波动一样，去逐步适应电力商品价格的波动。市场化改革不能叶公好龙，要承受其后果。
波动是必然的，但不是我们所乐见的。为了避免大幅波动，在电改新阶段，重点是什么呢？容量机制应当作为一个非常重要的内容来研究。为什么要有容量市场？这是由整个电力市场的特性决定的。当电力严重供过于求，价格下跌时，就没有主体愿意建设电厂、修建电网，然而需求还在持续增长，一段时间后就会造成供不应求、价格大幅上涨。即使价格已经大幅上涨，但由于电力建设周期较长，燃煤发电、核电、水电都有很长的建设周期，短期内价格不可能下降，就会进一步刺激更多建设，叠加之后，各种产能集中释放，又会造成电力供过于求。在供过于求的情况下，此前已经付出的大量固定成本成为沉没成本，尽管已经亏损，但只要电价高于边际成本，仍然会继续形成电力供应，从而出现低电价甚至负电价。因此，为了保障电力生产和供应基本稳定，现货价格不要大起大落，关键是要形成一批具有较为灵活调节能力的电源，能够根据价格信号的波动，形成更有弹性的电力供应。
随着新型电力系统的不断发展，调节能力客观上存在下降的趋势。从发电侧来看，调节能力较好的燃煤发电比重逐年下降，调节能力较差的风电、光伏、核电逐年增多；从用户侧看，调节能力较好的第二产业比重逐年下降，调节能力较差的居民、第三产业用电比重不断提升，充电桩是提升调节能力还是降低调节能力，还有待观察。双边调节能力下降的结果，就是电网设施的利用率在下降，单位成本呈上升态势。同时，为了适应发电、用电两侧调节能力下降的情况，现有电网还需要进行灵活性改造。
因此，提升电力系统的调节能力，是新型电力系统建设需要解决的重大课题，也是下一步电力市场化改革的重点所在。根据各国经验和教训，我们认为，一个良好的容量市场或者说容量机制是保障电力生产、供应、价格稳定运行的重要基础。人们对于电量付费，多用电多付钱，直观上容易接受；今后，可能要逐步适应为调节能力付费，有了调节能力，电能量的价格波动就会得到有效平抑，减少“多了多了、少了少了”的周期性大幅波动。
建设容量市场或者说容量机制，包括发电端、电网端和用户端。由于过去总体上电力供应不足，各种政策都以通过电量回收成本并获得收益为导向，包括发电端的还本付息电价、经营期电价；电网端的准许成本＋合理收益，都是通过电量分摊成本、获得利润的。但今后，一些地方的燃煤机组、燃气机组、抽水蓄能、新型储能，其在电力系统中的定位和作用，可能都不是发电，也难以通过销售电能量获得收益。用户的调节能力也需要提升，并不是想用电随时就从电网买电就行了。第一，用户可以通过屋顶光伏、储能等方式，增加自发自用、自我消纳电力；第二，用户需要和发电企业就发电曲线、用电曲线的匹配签订合同；第三，用户自身的调节能力需要深度挖掘，能不能在用电高峰的时候少用电或者不用电、能不能通过节能改造提升效率。
根据国际经验，容量市场建设一般有以下路径。第一种，政府制定容量补偿价格，煤电或者燃气电厂不发电时也给钱，价格由政府制定。第二种，政府不直接定价，但是为市场主体指定容量义务，要求市场主体应当满足某种出力曲线或负荷曲线。可以自行配置储能满足，也可以付费购买第三方的调节能力。第三种，集中容量拍卖，电网发布容量需求（曲线），通过集中式拍卖机制获得满足需求的水平和结构。第四种，利用现货市场和辅助服务市场，不给容量价格，但是把价格调到很高，美国得州电力现货的最高限价是每千瓦时90美元。这些方式都有其必要性和可行性，但是某一种打天下是不现实的，不可能只存在一种建设路径，不同地域、不同发电机组、不同用户有不同的适用类型。
我们的目的在于，怎么样把这些手段在实践中组合，制定出一个比较良好的规则。关于容量市场可能的路径，下一步，发电侧从容量补偿起步，从容量招标逐步过渡到完全市场形成，或者说，在多能互补的大基地，比如从内蒙古往江苏送电，既有火电、又有“风光”，可以进行打包，满足曲线再进行送电。电网侧，优化容量电价结构，分电压等级和容量利用率。在交易环节，批发市场区分带曲线交易和不带曲线交易，不强制中长期一定要带曲线，带曲线一个价，不带曲线一个价，关键是签多少量、签多少价。零售市场，可以分为可中断电价和高可靠电价、需求响应电价。