电力市场中市场力监管的

基础性与紧迫性

市场力，通俗地说，是指企业在市场中拥有的一种“影响价格的能力”。在竞争充分的市场里，企业只能接受市场价格，谁也无法随意涨价；而当竞争不充分时，一些企业能够将价格持续维持在高位获得超额利润。与其他商品市场相比，电力市场更容易出现市场力，根本原因在于电力这种商品本身及其交易制度具有一系列特殊性。首先，电力需求弹性较小，生产与消费必须在同一时刻完成，这使得在用电高峰时期，市场对电力的需求极为刚性，消费者和购电主体无法通过减少用电量来应对高价。其次，电力系统对安全稳定运行有极高要求，发电、输电和调度受到严格的物理约束，一旦某些关键机组或关键节点在特定时段“不可替代”，就可能赋予相关主体较强的价格影响能力。第三，电力市场通常具有较高的进入门槛，新建电源和电网项目投资规模大、建设周期长，短期内难以通过新增竞争者来缓解供给紧张。最后，电力市场的价格形成高度依赖复杂的市场规则和调度机制，普通消费者难以直接感知和响应价格信号，进一步削弱了需求侧对市场力的约束作用。

对于我国正在推进的电力市场化改革而言，能否对市场力进行有效监管，直接关系到改革目标能否实现及其最终福利效应。我国传统计划体制下的电力制度，在保障电力可靠供给、维持相对稳定且较低的电价水平方面，曾发挥过积极作用。推进市场化改革的初衷，是在保障安全与公平的前提下，通过引入竞争机制改善资源配置效率，从而提升社会总体福利。然而，国际经验表明，市场化改革本身并不必然带来效率提升，已有研究发现，美国持续三十多年的电力市场化改革在部分情形下并未显著提高生产效率，其主要影响更多体现为不同市场主体之间的利益转移与再分配，其中，由市场力导致的价格加成过高，被认为是削弱改革效率和社会福利的重要原因。本世纪初的美国加州电力危机进一步揭示了这一风险，在电力供需紧张时期，部分发电企业行使市场力，不仅推高了电价，还加剧了供给紧张，最终引发大范围停电。上述经验表明，若缺乏有效的市场力监管和风险防范机制，市场化改革不仅难以实现其效率与福利目标，反而可能放大价格扭曲与分配失衡，最终损害消费者利益和社会整体福利。

电力市场中市场力监管的

现实复杂性与技术挑战

市场力监管在实践中具有高度复杂性，其首要环节在于识别。市场力识别并非由单一指标所能刻画，而需要从市场结构、企业行为以及价格结果等多个层面加以综合判断。早期对市场力的判定主要依赖市场结构层面的分析，尤其是以市场集中度为核心的识别工具。在这一框架下，较高的市场集中度通常被视为潜在市场力较强的表现，并被认为可能导致价格高于边际成本、配置效率下降和社会福利损失。因此，在传统产业组织分析中，市场集中度指标（如HHI）被广泛用于衡量市场力水平。但需要指出的是，当代主流理论已不再将“市场集中度高”与“市场力必然存在”简单等同。研究普遍认为，仅凭市场结构本身不足以充分刻画企业的实际市场行为。相较于结构性指标，对企业是否滥用市场力的判断，更为直接的依据来自其具体市场行为，包括市场持留、串通报价和操纵市场等。

从最终判据看，对市场力滥用的判断，归根结底在于市场价格相对于竞争性价格的偏离程度。正如业内经典研究所指出的，电力市场中的市场力并非由结构指标或行为标签本身所“定义”，而体现在企业是否能够通过策略性行为，使市场出清价格系统性地偏离竞争性基准。由于完全竞争条件下的价格水平本身属于反事实情景，无法被直接观测，市场力识别在方法上高度依赖合理基准的构建，包括基于成本的反事实出清、竞争性报价约束或价格—成本偏离的间接推断。这一特征在电力市场中尤为突出，也构成市场力监管面临的核心技术难点。

在完成对市场力的识别后，监管的关键在于是否具备及时、有效且可执行的缓解机制。一旦市场力被确认，缓解措施能否迅速介入，直接关系到市场价格形成和系统运行效率。美国各主要ISO/RTO 市场普遍将市场力缓解机制（Market Power Mitigation，MPM）作为市场基础设施的核心组成部分嵌入出清算法之中，通过结构性测试或“行为—影响”测试，在出清前自动识别缺乏有效竞争的情形，并以参考价格替代相应报价，从而在源头上抑制市场力对价格形成和系统成本的扭曲。

与之形成对比的是，欧洲主流电力市场几乎不采用事前自动化的市场力缓解机制，其治理路径主要依赖竞争法和能源监管机构在事后对滥用市场支配地位或价格操纵行为进行调查与处罚。这种事后规制模式在制度逻辑上强调法律合规与程序正义，但在应对高频交易、系统约束显著的电力市场中，其对短期价格扭曲的纠偏能力相对有限。

我国电力市场中市场力

监管现状与存在问题

根据我国电力市场相关制度文件和监管实践，可以对当前市场力监管的总体状况进行系统梳理。在全国统一电力市场“1+3+3”顶层设计中，市场力监管已被部分纳入制度框架。《电力市场运行基本规则》（2024 年第 20 号令）明确禁止串通报价、哄抬价格和集中报价等扰乱市场秩序的行为，强调经营主体不得滥用市场支配地位操纵市场价格。《电力现货市场基本规则（试行）》及《电力现货连续运行地区市场建设指引》进一步要求建立市场力监测与管控机制，从报价一致性、发售一体关联性、成本偏离程度以及系统阻塞等维度设定监测指标和触发阈值，并推动穿透式、数字化监管手段的应用。相比之下，中长期市场规则中尚未直接提出“市场力”概念，而是主要通过价格上下限、交易约束等制度安排，对潜在操纵行为形成间接约束。辅助服务市场中，系统性的市场力监管框架仍有待建立，现行制度在市场力识别、缓解和信息披露等方面仍存在明显不足，目前的信息披露要求主要集中于年度层面的市场结构披露，难以满足对高频行为和短期价格风险的监管需要。在监管职责分工方面，国家能源局及其派出机构负责电力市场的宏观监管与执法，对重大市场力滥用行为依法开展调查与处罚；电力市场运营机构承担日常市场运行监测和市场力识别职责，负责对异常报价和交易行为进行监测分析，并按规定向监管机构报送相关情况。

在此基础上，我们进一步对各省电力市场运行规则中涉及市场力监管的相关内容进行了系统梳理，发现不同地区在识别指标和缓解机制设计方面存在较大差异。

第一，市场力识别指标体系的系统性与科学性仍显不足。多数省份在市场规则中设置了以市场集中度、剩余供给率、供需关联比等为代表的结构性指标，作为识别潜在市场力风险的初步判断依据。这类指标有助于刻画市场的静态竞争格局，但对企业是否行使市场力反映有限。部分省份引入报价一致性、价格偏离历史水平或参考区间、发售一体主体报价关联性等行为性指标，用于识别可能的市场力行使行为。然而，这类指标在经济学基础和竞争性基准设定方面仍显不足，其参考区间或历史水平未必能够准确反映当期供需状况、燃料成本变化及系统约束差异。在供需紧张或市场结构发生变化的情形下，容易将合理的策略性响应与滥用市场力行为混合识别。

第二，系统阻塞与局部市场力的识别仍未形成普遍制度安排。电力市场的复杂性在于，传输约束状态下，几乎任何机组都可能在局部成为“不可替代”而具备显著单边市场力。仅有山东等少数省份在市场规则中明确将系统阻塞、分区或节点约束条件下的局部市场力纳入监测范围，能够针对网络约束情形识别区域性、节点性市场力风险。其余省份相关规定多停留在原则性表述层面，或尚未作出明确制度安排，难以有效应对在网络约束条件下容易放大的局部市场力问题。

第三，事前市场力缓解措施总体较少，且触发条件偏于严格。在完成市场力检测的基础上，仅有部分省份在规则中明确规定了可操作的事前缓解措施，如报价限制、报价替换或基于参考成本的报价约束等。但相关措施的适用条件通常设置较为严格，多用于极端供需紧张或系统风险显著的情形，尚未形成常态化、机制化的事前干预安排。

第四，事后检测机制较为普遍，但强制性事后处置工具不足。多数省份在市场规则中设置了事后市场力检测或评估安排，用于分析市场运行结果和价格异常情况，但明确配套事后纠偏、收益回收或价格调整措施的省份比例明显低于检测比例。对滥用市场力主体采取停牌交易、限制市场准入等强约束措施的做法，目前仍较为少见，尚未形成常态化的制度安排。

从监管实践结果看，市场力问题已经显现。2025 年 12 月，国家能源局集中通报了一批扰乱电力市场秩序的典型案例，涉及发电企业之间以及发电企业与售电公司之间的违规串通报价，以及个别发电企业违规行使市场力等情形。与此同时，从公开信息看，监管机构向社会披露的市场力典型案例数量仍然有限。但案例披露的有限性，并不必然意味着相关行为发生频率较低，更可能与市场力行为识别难度较大、取证成本较高以及现行监管机制偏重事后执法等因素有关。

总体来看，我国市场力监管已在制度层面形成基本框架，但在识别基准的科学性、网络约束条件下的局部市场力识别、事前缓解机制的常态化运用以及事后处置工具的可执行性等方面，仍存在明显短板，制约了市场力监管功能的充分发挥。

完善我国电力市场中

市场力监管的建议

第一，构建系统化、以竞争性基准为核心的市场力识别体系。应从以结构性指标为主的静态筛查模式，逐步转向以竞争性基准为核心、结构性指标与行为性指标相结合的市场力识别体系。当前各省在市场集中度、剩余供给率、报价一致性等指标的选择、计算口径和触发条件上差异较大，既影响监管一致性，也削弱了指标作为缓解触发依据的可解释性。未来有必要在全国层面明确市场力识别的基础方法框架，重点推进基于成本—报价关系、系统约束条件和供需状态的竞争性基准构建，使行为性指标能够围绕“是否偏离竞争性水平”展开，而非简单依赖历史价格或经验区间判断。在此基础上，各省可结合本地市场结构和运行特征进行适度细化，但不宜在核心识别逻辑和基准设定上出现明显偏离。

第二，将网络约束和局部不可替代性系统纳入市场力监管框架。应将系统阻塞条件下的局部市场力识别，作为市场力监管的重要组成部分加以制度化。电力市场在传输受限条件下，竞争关系会发生显著变化，部分机组或资源可能在特定时段、特定区域内具备不可替代性，从而形成局部单边市场力。未来有必要在规则层面明确将分区、节点或关键约束条件下的局部市场力纳入常态化监测范围，结合网络拓扑、潮流分布和关键机组位置，识别区域性和节点性市场力风险，避免仅基于全市场结构指标低估系统约束条件下的竞争失灵。

第三，强化行为性市场力识别与可执行的缓解机制。在结构性风险识别的基础上，应进一步将监管重心向行为性市场力识别转移，重点加强对市场持留、串通报价和策略性报价等行为的识别能力。与结构性指标相比，行为性市场力更直接反映企业是否实际行使市场力，但其识别高度依赖精细化模型和高频数据分析。为此，有必要逐步建立以成本—报价关系、跨主体协同行为和报价动态变化为核心的行为识别模型，明确不同情形下的触发阈值和判定规则。

在此基础上，应强化检测结果与缓解措施之间的制度衔接，明确何种行为将触发报价替换、价格约束、收益回收或交易限制等措施，减少“只监测、不处置”的弹性空间。相关经验可借鉴美国市场中基于模型化判断自动触发缓解机制的做法，以提升市场力监管的可执行性和威慑力。

第四，市场力监管不应局限于现货市场，应覆盖中长期、辅助服务及容量相关交易。目前中长期市场中主要通过价格上限等方式对潜在的市场力行为形成约束。价格上限虽然能够约束市场力行使所带来的负面后果，但也并非毫无代价。首先，若价格上限设定过低，可能削弱中长期合同对投资决策的引导作用；若设定过高，则难以对市场力形成实质性约束。其次，价格上限难以揭示其行为本身，市场主体仍可能通过接近上限的策略性报价行使市场力。最后，若缺乏对合同结构、发售一体主体行为及关联交易安排的穿透式监管，市场力还可能通过中长期合约设计在不同交易环节之间转移或规避，从而削弱市场监管的整体效果。

同时，市场力监管不应局限于电能量交易环节，还需逐步向辅助服务、容量相关交易等市场延伸。在需求价格弹性不足、资源结构集中且可靠性目标具有刚性的条件下，相关市场中潜在的市场力风险可能更为突出，需在机制设计中同步引入相应的识别和缓解安排，以在推进电力市场化改革的同时，切实防范市场力风险，保障电力市场体系整体运行的公平性、效率与安全。