价格机制发挥作用一定有其适宜的环境与边界。电力现货市场定价的基本理论是边际成本定价,这种定价理论应用到国内电力现货市场所处的背景与环境中，特别是地方政府和以国有为主的发电集团所具有的“投资冲动”特质以及“产能过剩”根源没有消除的情况下，其“功效”将令人质疑，对环境的不适宜所产生的“副作用”有可能导致电力现货市场的“夭折”。

电力现货市场上的边际成本定价机制本质上是一种短期产量决策机制，从根本上就没有考虑长期投资和固定成本的回收。边际成本定价作为短期的现时的偶尔的产量决策机制是没有问题的，但把它持续不变地作为连续不断的电力现货市场产量决策机制时就难免不出问题了。想不出还有哪一种商品在现货市场持续不变地通过边际成本定价机制来决定其现货销售价格。因此，让人不得不怀疑边际成本定价机制是否能够真正产生一个健康的“价真货实”的电力现货市场。也就是说，边际成本定价作为电力现货市场定价的基本理论本身是不是有问题？

电力现货市场上的边际成本定价出清实际就是由负荷曲线对发电侧由低到高报价出力（理论上也是边际成本由低到高）叠加而成平面的切割，当某一时刻负荷低或者新能源大发时，现货价格就低，反之现货价格相对高。

边际成本定价机制决定了电力现货市场中电力（电能量）的低价格，特别是在装机容量相对过剩或者在新能源高占比情况下，电力（电能量）现货价格将一定低于中长期市场合约价格，煤机的现货市场价格将接近其变动成本。这种结果已经在几个电力现货市场建设试点地区的模拟试运行市场中得到了印证。

以某省为例，中长期电量平均电价260.57元/MWh，而在某一段试运行期间全省现货平均价格182.29元/MWh；某日试调度期间，日前市场中现货出清平均价格仅129.93元/MWh。另据广东交易中心公布的5月、6月试结算6天的用户侧日期平均价格约302.7元/MWh，远低于目录电价和中长期合同平均电价；发电侧日平均价格在263元/MWh～342元/MWh之间，也远低于目录电价和中长期合同平均电价。电力（电能量）现货的低价格会带来两个严重后果：

◆一是电力用户签订中长期合同的意愿将大大降低；

◆二是煤电企业在经营普遍困难的情况下加速“退市”，从而加速发电容量从充裕走向短缺。

另外，电力现货市场上的边际成本定价一般要求发电企业采用多段非递减的阶梯式报价，但这种报价方式在一些地区实施中存在段数不够多、只允许分段报价不允许分时报价、不能连续报价、实时出清采用日前报价封存、以及煤电机组的边际成本曲线本来就不是一条递增向上曲线等因素影响，使得电力现货市场难以做到“名副其实”。

对于保障发电容量充裕性，可以通过研究建设稀缺定价机制或容量市场机制来加以解决，虽然建设发电容量充裕性机制并非易事，甚至是不成功，但这都是后话。我国当前面临的紧要问题不是发电容量充裕性机制问题，现在迫切需要关心的是当前发电容量相对充裕的情况下，电力现货市场建设试点地区如何避免现货市场的低电价带来的严重后果，这事关电力现货市场能否行端走稳。

电力现货低价格后果很严重，切不可等闲视之。

来源中国能源报