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随着8个现货试点地区进入以月度为周期的连续试结算工作，“不平衡资金”这个词越来越多被行业内和行业外的专家提到，众说纷纭；各种“分析”、“结论”见诸各种媒体和平台——说市场设计存在问题者有之，说国家能源政策无法通过市场化方式落实者有之，说国家能源政策没有按照市场化思维落实者也有之。对“不平衡资金”的认识大体上
“不平衡资金”的安大略省实践 安大略省是加拿大人口最多的省份，也是加拿大的工商业中心。安大略省目前输电系统装机（相当于我国统调机组）容量为3860万千瓦，配电系统装机（相当于我国地调机组）容量为348万千瓦。 2005年，安大略省为增加电源投资，成立了一家独立的省府代理公司“安省能源局”（Ontario Power Authority），专门代理政府签订供电合同（绝大部分类似于优先购电，以下简称“优先购电”）。到目前为止，安大略省共签订了3.4万个该类“优先购电”合同5，合同电量来源涉及核电、水电、可再生能源和天然气电厂。“优先购电”有助于实现保证适度容量充裕度的电力系统可靠性目标，更多的是达成减少温室气体排放的环境政策目标，且优先购电价通常为固定价格。 另外，安大略省还有一家大型的国有发电公司——安省电力公司（Ontario Power Generation），拥有1888万千瓦装机容量，其中36万千瓦与安省能源局有合同关系，1532万千瓦接受政府授权合同（类似于国内的优先发电，以下简称“优先发电”）。但安省电力公司的授权合同是不得已为之，因为安省电力公司在其他大多数私有供电公司都有合同的情况下无法平等竞争。这些授权合同基本上是为保证安省电力公司有足够的收入以生存。安省“优先发电”主要有两种定价形式：一种是固定价格（相当于优先发电核定电价），另一种是固定价格加价格响应利润分成。 安省“优先购电价”和“优先发电价”与现货市场价的价差即为安大略省的“不平衡资金”。安省的情况与国内优先发电和电网签订优先发电价格类似，部分时段“冲进”市场的用户用电空间以现货价格结算，形成价差造成“不平衡资金”。 “不平衡资金”在安省一开始是盈余的。在2005以前，安省电力公司与安大略省政府有一份叫做“市场力控制协议”。该协议规定，当该月市场平均价高于每千瓦时0.19元人民币（以下均为人民币计价）时，安省电力必须将高于0.19元的90%收入返还给用户。由于当时市场价通常高于0.19元/千瓦时，因此在2002-2005期间，“不平衡资金”往往是向用户返还的资金。 随着优先购电合同电量的增加、安省电力监管方式的改变（比如用“优先发电”替代“市场力控制协议”）以及安省现货市场价格逐年下降，安省“优先购电”和“优先发电”价格与现货市场价逐渐拉开，“不平衡资金”开始由盈转亏，且规模越来越大。如下图所示，在2009年，批发市场价为0.155元/千瓦时，不平衡资金约为0.16元/千瓦时。但到2019年，批发市场价则下降为0.09元/千瓦时，而不平衡资金价格上升到了空前的0.64元/千瓦时。2019年的“不平衡资金”达到惊人的约650亿元，是同年市场电费的6倍以上。 羊毛自然出在羊身上，安大略省“不平衡资金”的分摊完全由用户承担。分摊方式分为两个阶段：2011年以前和以后。在2011年以前，“不平衡资金”按所有用户的用电量平摊。虽然公平，但也欠缺效率，因为平均分摊不能鼓励负荷削峰填谷，减少不必要的高峰负荷机组投资。安大略省政府在2011年以后，将用户分为A类（大用户）和B类（小用户）。A类用户的分摊费用按其高峰用电量的比例计算，剩下的“不平衡资金”则由B类用户按实际用电量平摊。不管何种分摊方式，“不平衡资金”最终都由用户承担，相当于向全体用户收税，业内戏称为“不平衡资金税”（甚至还有用户将这种“不合理的税”告上了法庭）。当然，因为双轨制的“不平衡资金”太大，安省市场监测委员会（Market Surveillance Panel）在专业报告中表达了对“不平衡资金”及其分摊方式的顾忌，认为它可能“导致了公平和社会福利损失”。  解决“不平衡资金”的正解 看清“不平衡资金”的目的和来源，是要解决“不平衡资金”，取消“不平衡资金池”。下一步应当开展以下四方面的工作。 一是规范结算科目做到“应收尽收、应结尽结”。对于辅助服务费用、启停费用、成本补偿费用、阻塞盈利等被放错位置的科目，按照“谁受益谁付费”的原则分别收费，不要继续放入“资金池”，人为地创造新的交叉补贴。 二是推动全体电源（含外来电）参与市场。将产业政策的照顾放在中长期交易或其他形式的、不扭曲竞争行为的场外补偿过程中，推动全体电源参与现货市场出清，是解决非市场化手段执行产业政策造成双轨制“不平衡资金”的根本办法。当所有电源按照同一规则出清结算时，现货市场本身就不会再产生由于执行不同规则产生双轨制“不平衡资金”。更重要的是，当所有电源在平等基础上竞争时，社会效益才能提高，真正达到电改所要求的目标。如果不能完全达到优先购电和优先发电与市场发电平等竞争，也要至少做到优先购电和优先发电时段不平衡部分，按照现货价格结算，让优先购电和优先发电承担部分现货市场风险（如果现货市场价高于优先购电和优先发电价，这些电源其实是收益者）。 三是研究现有“不平衡资金”涉及电源项目和送电规划调整。电力现货市场是手段，不是目的。市场竞争产生的红利，无法抵消规划失误的损失。由于电力现货市场产生的“不平衡资金”也是项目和送电规划需要完善的投影，在规划层面加以解决是长效办法。对于产生“不平衡资金”时段，大量发电的可再生能源项目和大量输送的外来电规划，应当慎之又慎，否则安省海量的不平衡资金就殷鉴不远。 四是压实各方责任是过渡期的必需措施。电网企业代理优先购电，在购买优先发电过程中，应当精心安排运行方式，努力匹配优先发电和优先购电各时段电量。考虑到省内优先发电多无调节能力，电网企业在购买外来电量的同时，应更加重视购买调节能力，起码做到外来电曲线与优先购电曲线形状尽量接近。电网企业作为外来电的购买方，为电网企业负起匹配外来电和省内优先购电的责任，可考虑强制电网企业承担一定比例的双轨制“不平衡费用”。电网企业和优先发电参与分摊其造成“不平衡费用”可以作为解决问题的过渡办法。 电力现货市场是我国电力市场化改革的新生事物，电力现货市场建设是探寻传统政策与市场化配置资源为主所产生不协调的一根“探针”，未来我们还会看到更多有趣的“新现象”，不过办法总比困难多，只要坚持党中央、国务院要求的电力市场化方向，一定能够推动电力市场建设不断进步。 本文刊载于《中国电力企业管理》2020年9期，作者系本刊特约撰稿人。
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