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关于不平衡资金的分配方式，靴子终有落地之日，经历过“先暂停”的山东现货试点，也必将迎来拨云见日的“重启”之时。回溯以往，与16年前蹉跎的最大不同，或许是对于不平衡资金产生的原因和解决办法，业内贡献出的大量的智慧，也凝聚了非官方口径的共识。这样的共识，正在转化成为一股强大的暗流，推动现货市场建设在“最后一公里”中砥砺
转轨中的模式大讨论 随着电力市场化改革的推进，双轨制运行的弊端通过模拟、推演和长周期试运行逐渐浮上水面，山东现货试点试运行的情况，也将外来电参与市场的紧迫性和必要性表露无遗。 事实上，解决甚至避免双轨制问题的思路和方法在业内早有讨论，在国家发改委于2019年印发《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》中也曾明确提出对于外来电市场化加速推进的要求。然而，文件印发已一年有余，对于外来电参与市场的方式，业内却依然争论不休。 有学者站在宏观角度认为，改革现有“优发优购”政策，建设全国统一电力市场是破题行之有效的方法。各省用户可委托省级电网公司参与全国统一市场，也可以直接交易，通过市场竞争的方式解决跨省区发电与输电资源的优化配置问题。但其中外来电不参与省级现货市场交易，在现货市场中作为边界条件优先出清，并配套建立实际送电与中长期曲线之间的偏差机制。 其中，外来电作为“边界条件”的理由，则是因为“如果外来电直接参与到省级市场，将会存在跨省区输电通道协同、资源公平竞争的难题，甚至出现‘寻租’交易。” 出于对市场运行逻辑的不同理解，改革先锋派的着眼点则更为务实——“山东由外来电引发的不平衡资金，根源在于省内和省间两级市场造成，因为省间市场的价格不能保证低于省内市场的现货价格，如果全国统一市场不能实现‘一次报价、联合出清’，全国统一市场同样会造成各地的不平衡费用。外来电应该与省内机组一样等比例放开发用电计划，与省内市场化用户签订带有曲线的购售电合同，参与全电量出清。与省级电网签订的合同中约定的曲线形状应当与山东未放开用户的负荷曲线形状保持一致，由国调按照外来电全部合同曲线叠加形成日前送电曲线。” 看似从学术角度出发的争论，背后却难掩对于外来电主导权的争夺，对于主导权“角力”背后的利益纷争，场外“看客”的描述则更为言简意赅——“市场本应一视同仁，建设市场就应该尊重市场的基本规律和原理。市场最主要的功能就是调节供需、反映供需，通过市场形成正确的价格信号配置资源。跨省区送电是符合我国国情的必要手段，但前提是外来电与省级电网签订的中长期交易本应与省级现货市场形成曲线上的衔接，否则供需关系的割裂依然会造成价格信号的扭曲，僵直送电和计划电的区别又体现在哪里？不能秉承‘技术中性’的方案，实在难以评判它的优劣。” 立场不同，观感和结论往往大相径庭。利益多元化的时代，打破现有平衡制造“再平衡”，本身就很难形成令所有人都满意的方案。在难以达成共识的僵持阶段，改革主导方除了表明不带有明显倾向的态度之外，还显示出了与前述以往“全面放开各类电源”精神的明显差异。这样的不同，一半归因于对改革如履薄冰般的谨慎，一半斡旋于改革理想与现实国情。 在近期召开的一次现货市场联席会议上，相关部门对于外来电进入市场的方式予以了权衡之后的最终定夺：“对于历史性的跨区送电，原来由政府间签订的协议电量，需由政府牵头协商解决，力争在5年时间内，以每年递减20%的方式，由原来的保量保价固定协议，逐步转为以市场化方式解决；对于增量部分，全部由市场主体自主协商。对于放开省内用户的规模，需要与跨省区以及省内放开的电源的规模相匹配，‘以发定用’，以此保证电力市场建设中的每一个环节与总体设计的同步。” “保住底、分步放；慎之又慎、积极稳妥”，这是改革主导方反复强调的字眼。 曾有业内人士反思，不平衡资金的出现并非偶然，外来电和省内电源的矛盾也早已存在，只不过是通过现货市场把这样的矛盾暴露和激化出来。从现货市场推进至今，调度机制、电价形成机制，乃至资源配置的方式都通过市场化改革的推行发生了巨大的转变，但当我们着眼于电力市场“硬件调配”的过程时，又是否关注到了政策体系与市场机制的衔接是否顺畅？对于所有改革与被改革者的责任，以及与之对等的权利划分和监管是否周全？对于风险的预判是否及时到位？ 一位接近电网人士在向记者介绍看待双轨制运行的看法时，道出了他眼中的症结所在。“随着电力市场化改革和输配电价改革的推进，电网企业的营收渠道由以往的统购统销价差转为以过网费为主的经营模式；同时，普遍服务的对象却从传统用户侧拓展至新能源全额消纳等供给侧。更为重要的是，在补偿机制不明的前提下，实现非商业化目标的支出来源正在减少。电网企业作为市场主体，本身就与普遍服务的社会责任存在冲突。” “事实上，电网的统购统销价差承担了很多内容，包括以往的辅助服务，包括电源侧和用户侧的交叉补贴，包括不平衡资金的消化分解。随着市场化程度的提高，弥补电力系统交叉补贴的来源在减少，电网企业仍需要承担非市场部分的统购统销。在售电侧，优先购电部分的价格低于供电成本，这部分交叉补贴的需求在以每年1%的水平递增；在购电侧，低价电源出于竞争优势，天然具有进入市场的冲动，剩下的高价电源则心甘情愿躺在优先发电计划里。随着市场放开程度的不断提高，电网的平均购电价格逐年升高，在居民和农业销售电价保持不变的情况下，购售价差的空间逐年缩小，电网企业却还要承担新能源全额消纳和保民生等社会责任。如果双轨制运行下去，最后很有可能是用自己的利润空间去背负交叉补贴的需求，现在看来这很有可能会成为电网企业唯一的选择。”该人士补充道。 眼下，双轨制将部分发电和电网企业置于极大的困境，其与行业发展和电力体制改革的碰撞时刻都在发生。让一个市场真正长期、稳定、有序地运行下来，既需要既有政策的退出和再设计，也需要有新机制的建立和补充。在对被改革对象充满负面观感的同时，若要通过市场机制来完成改革目标的推进，迫切需要转入和构建新的制度设计，使包括计划体制、新能源体系，以及用户侧目录电价体系与新的市场机制和构想衔接更为顺畅。 时至今日，如何测算、评估实现非商业化社会目标的投入和收益，使“优发优购”不干扰市场价格信号，则是需要改革操刀者继续筹谋的更大“一盘棋”了。 决胜正式运行的筹码 关于现货市场推进的时间表，首次完整见诸于“十三五”电力发展规划——“2018年底启动现货交易试点，2020年全面启动现货市场”，尽管对推进节奏持观察态度的人不在少数，但随着时间节点的临近，8个现货试点也陆续完成了实战演练，高举发令枪——这一极具仪式感的动作，随时都有可能将改革试点入围者们送入正式赛道。 “尽管是开卷考试，也并不是全无难度。比如现货市场的价格出来以后，对于未放开的优先购电部分，它的价格如何与现货市场的价格接轨，需要在从过渡期向正式运行迈进的空档期里尽快加以解决，否则计划价格和市场价格很有可能越走越远。”业内人士告诉记者。 在走向市场化的道路上，我国曾多次对电价体系进行再梳理，从峰谷电价的施行和调整，到煤电上网标杆电价的全面取消，改革者们不仅关心电价体系与市场效率的正相关效应，也紧盯着电价水平对社会经济发展的贡献程度。但无论是竞争环节还是管制定价夹杂的行政因素，目录电价这样的电价体系依然是许多用户心中的重要参照。现货市场的出现，也让新旧电价体系的冲突更为明显。 “因为目录电价的存在，使本应进入市场，但又不愿意进入市场的部分用户手握着进出市场的自由裁量权。当现货市场价格比较低的时候，这部分用户就选择进入市场，当市场价格向上波动时，他们就选择退出来吃峰谷价差。实际上，一般工商业目录电价应该逐步取消，如果没有了这些经营性用户的目录电价，也就相当于减少了一部分电网的购销价差，否则这部分优先购电用户将被长期隔离在电力市场之外，这些用户的价格与电力市场价格将无法协调。”业内人士建议。 对于不能参与市场，或者不愿意参与市场的用户设置相应保底价格，并根据市场电价水平进行定期调整，以实现计划电价与市场电价的联动——业内对现货市场“完整性”的关注和谏言已久，因为这不仅涉及到双轨制价格体系的蜕变，同时还关系到提升市场效率这一改革成效的实现。但当市场价格体系并不完备时，对于调价的基准和方式，业界也持有不同的思路。 一种方式是沿循“顺价”模式——用户的终端价格不仅包括电能量通过市场发现的价格，同时还需包括辅助服务费、输电费等其他费用；按照目前的发用比例，通过参照市场的定价规律形成一个体现综合用电成本的“综合价格”，依照市场价格的浮动规律，以半年或一年为周期进行调价。“调整后的价格需要保持与市场价格一致，或略高于市场的平均价格，以此来鼓励用电主体尽可能多地转入到市场体系里，同时也能够把市场价格信号的波动及时传导出去。毕竟不参与市场的用户并不承担市场竞争的风险，那么在定价上就应该承担相应的价格损失。” 另外一种方式，则是遵循“价格接受者”的逻辑。随着发用电计划的逐步放开，在供应端的全部电源进入市场后，未参与市场的用户都将成为价格接受者。此时由市场竞争形成的价格，则成为用户侧价格的调整依据，价格的调整和浮动也都遵循市场价格波动的客观规律。“当然，运行期间一定会产生一部分调整期内的资金积累，需要在下一次调价周期将盈亏的资金进行覆盖。以目前国内的情况而言，预判近期的盈亏系数基本为负，那么这也就需要调整后的用户价格在一定程度上高于市场价格。”业内人士建议。 从先进的市场理念来看，这两种调价方式都是严格遵循市场价格形成规律提出，但从降低用能成本的紧迫性出发，在国内外形势发生深刻变化的当下，其实施的难度可见一斑。眼下，是秉持改革的理想与热情，还是遵从电力公共产品的属性，在特殊的历史背景下寻找市场化机制的新突破？审慎迂回中，还需要改革主导层面的定夺。 9月28日，国家发改委副主任连维良主持召开电力市场化改革暨中长期交易视频会议，并明确提出，要推动建立中长期合同签订，推动电力现货交易和现货市场建设；以中长期的总量签约、分段签约、联合签约，兑现照付不议、偏差结算、诚信履约、拉大价差、延伸交易、完善监管的总目标。在2021年一季度，试点省份要有序启动电力现货交易。 “中长期交易以现货交易为基础划分时段，以带曲线的方式分段签约，是电力体制改革中的一个重大突破。目前发电侧之所以没有全面放开，就是因为承担调峰、储能服务的气电和煤电等灵活性机组没有市场化的盈利模式，高成本的机组没有对应的成本回收渠道，所以电源侧无法全面放开。同时，目前清洁能源的消纳在一定程度上是依靠行政手段，并没有通过真正的市场化方式消纳，所谓的优发和优购不匹配，所谓的不平衡资金，凡此种种，都是因为发电侧放开不足，使整体市场面临制约。分时段签约，是解决目前电力市场化改革种种难题破题的关键。”连维良说。 对于上一轮电力体制改革的成效，业界分歧巨大，至今亦是如此。但改革留给我们的“遗产”，总能让我们在继往开来的道路中鉴史通今。虽然本轮电力市场化改革的难度并不亚于以往，但好在，改革的意志是坚定的，我们所亲历的变化也是喜人的。 除此之外，我们还平添了几分“要想学会游泳，先跳进水里”的勇气。 原标题：转轨中的模式大讨论 随着电力市场化改革的推进，双轨制运行的弊端通过模拟、推演和长周期试运行逐渐浮上水面，山东现货试点试运行的情况，也将外来电参与市场的紧迫性和必要性表露无遗。 事实上，解决甚至避免双轨制问题的思路和方法在业内早有讨论，在国家发改委于2019年印发《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》中也曾明确提出对于外来电市场化加速推进的要求。然而，文件印发已一年有余，对于外来电参与市场的方式，业内却依然争论不休。 有学者站在宏观角度认为，改革现有“优发优购”政策，建设全国统一电力市场是破题行之有效的方法。各省用户可委托省级电网公司参与全国统一市场，也可以直接交易，通过市场竞争的方式解决跨省区发电与输电资源的优化配置问题。但其中外来电不参与省级现货市场交易，在现货市场中作为边界条件优先出清，并配套建立实际送电与中长期曲线之间的偏差机制。 其中，外来电作为“边界条件”的理由，则是因为“如果外来电直接参与到省级市场，将会存在跨省区输电通道协同、资源公平竞争的难题，甚至出现‘寻租’交易。” 出于对市场运行逻辑的不同理解，改革先锋派的着眼点则更为务实——“山东由外来电引发的不平衡资金，根源在于省内和省间两级市场造成，因为省间市场的价格不能保证低于省内市场的现货价格，如果全国统一市场不能实现‘一次报价、联合出清’，全国统一市场同样会造成各地的不平衡费用。外来电应该与省内机组一样等比例放开发用电计划，与省内市场化用户签订带有曲线的购售电合同，参与全电量出清。与省级电网签订的合同中约定的曲线形状应当与山东未放开用户的负荷曲线形状保持一致，由国调按照外来电全部合同曲线叠加形成日前送电曲线。” 看似从学术角度出发的争论，背后却难掩对于外来电主导权的争夺，对于主导权“角力”背后的利益纷争，场外“看客”的描述则更为言简意赅——“市场本应一视同仁，建设市场就应该尊重市场的基本规律和原理。市场最主要的功能就是调节供需、反映供需，通过市场形成正确的价格信号配置资源。跨省区送电是符合我国国情的必要手段，但前提是外来电与省级电网签订的中长期交易本应与省级现货市场形成曲线上的衔接，否则供需关系的割裂依然会造成价格信号的扭曲，僵直送电和计划电的区别又体现在哪里？不能秉承‘技术中性’的方案，实在难以评判它的优劣。” 立场不同，观感和结论往往大相径庭。利益多元化的时代，打破现有平衡制造“再平衡”，本身就很难形成令所有人都满意的方案。在难以达成共识的僵持阶段，改革主导方除了表明不带有明显倾向的态度之外，还显示出了与前述以往“全面放开各类电源”精神的明显差异。这样的不同，一半归因于对改革如履薄冰般的谨慎，一半斡旋于改革理想与现实国情。 在近期召开的一次现货市场联席会议上，相关部门对于外来电进入市场的方式予以了权衡之后的最终定夺：“对于历史性的跨区送电，原来由政府间签订的协议电量，需由政府牵头协商解决，力争在5年时间内，以每年递减20%的方式，由原来的保量保价固定协议，逐步转为以市场化方式解决；对于增量部分，全部由市场主体自主协商。对于放开省内用户的规模，需要与跨省区以及省内放开的电源的规模相匹配，‘以发定用’，以此保证电力市场建设中的每一个环节与总体设计的同步。” “保住底、分步放；慎之又慎、积极稳妥”，这是改革主导方反复强调的字眼。 曾有业内人士反思，不平衡资金的出现并非偶然，外来电和省内电源的矛盾也早已存在，只不过是通过现货市场把这样的矛盾暴露和激化出来。从现货市场推进至今，调度机制、电价形成机制，乃至资源配置的方式都通过市场化改革的推行发生了巨大的转变，但当我们着眼于电力市场“硬件调配”的过程时，又是否关注到了政策体系与市场机制的衔接是否顺畅？对于所有改革与被改革者的责任，以及与之对等的权利划分和监管是否周全？对于风险的预判是否及时到位？ 一位接近电网人士在向记者介绍看待双轨制运行的看法时，道出了他眼中的症结所在。“随着电力市场化改革和输配电价改革的推进，电网企业的营收渠道由以往的统购统销价差转为以过网费为主的经营模式；同时，普遍服务的对象却从传统用户侧拓展至新能源全额消纳等供给侧。更为重要的是，在补偿机制不明的前提下，实现非商业化目标的支出来源正在减少。电网企业作为市场主体，本身就与普遍服务的社会责任存在冲突。” “事实上，电网的统购统销价差承担了很多内容，包括以往的辅助服务，包括电源侧和用户侧的交叉补贴，包括不平衡资金的消化分解。随着市场化程度的提高，弥补电力系统交叉补贴的来源在减少，电网企业仍需要承担非市场部分的统购统销。在售电侧，优先购电部分的价格低于供电成本，这部分交叉补贴的需求在以每年1%的水平递增；在购电侧，低价电源出于竞争优势，天然具有进入市场的冲动，剩下的高价电源则心甘情愿躺在优先发电计划里。随着市场放开程度的不断提高，电网的平均购电价格逐年升高，在居民和农业销售电价保持不变的情况下，购售价差的空间逐年缩小，电网企业却还要承担新能源全额消纳和保民生等社会责任。如果双轨制运行下去，最后很有可能是用自己的利润空间去背负交叉补贴的需求，现在看来这很有可能会成为电网企业唯一的选择。”该人士补充道。 眼下，双轨制将部分发电和电网企业置于极大的困境，其与行业发展和电力体制改革的碰撞时刻都在发生。让一个市场真正长期、稳定、有序地运行下来，既需要既有政策的退出和再设计，也需要有新机制的建立和补充。在对被改革对象充满负面观感的同时，若要通过市场机制来完成改革目标的推进，迫切需要转入和构建新的制度设计，使包括计划体制、新能源体系，以及用户侧目录电价体系与新的市场机制和构想衔接更为顺畅。 时至今日，如何测算、评估实现非商业化社会目标的投入和收益，使“优发优购”不干扰市场价格信号，则是需要改革操刀者继续筹谋的更大“一盘棋”了。 决胜正式运行的筹码 关于现货市场推进的时间表，首次完整见诸于“十三五”电力发展规划——“2018年底启动现货交易试点，2020年全面启动现货市场”，尽管对推进节奏持观察态度的人不在少数，但随着时间节点的临近，8个现货试点也陆续完成了实战演练，高举发令枪——这一极具仪式感的动作，随时都有可能将改革试点入围者们送入正式赛道。 “尽管是开卷考试，也并不是全无难度。比如现货市场的价格出来以后，对于未放开的优先购电部分，它的价格如何与现货市场的价格接轨，需要在从过渡期向正式运行迈进的空档期里尽快加以解决，否则计划价格和市场价格很有可能越走越远。”业内人士告诉记者。 在走向市场化的道路上，我国曾多次对电价体系进行再梳理，从峰谷电价的施行和调整，到煤电上网标杆电价的全面取消，改革者们不仅关心电价体系与市场效率的正相关效应，也紧盯着电价水平对社会经济发展的贡献程度。但无论是竞争环节还是管制定价夹杂的行政因素，目录电价这样的电价体系依然是许多用户心中的重要参照。现货市场的出现，也让新旧电价体系的冲突更为明显。 “因为目录电价的存在，使本应进入市场，但又不愿意进入市场的部分用户手握着进出市场的自由裁量权。当现货市场价格比较低的时候，这部分用户就选择进入市场，当市场价格向上波动时，他们就选择退出来吃峰谷价差。实际上，一般工商业目录电价应该逐步取消，如果没有了这些经营性用户的目录电价，也就相当于减少了一部分电网的购销价差，否则这部分优先购电用户将被长期隔离在电力市场之外，这些用户的价格与电力市场价格将无法协调。”业内人士建议。 对于不能参与市场，或者不愿意参与市场的用户设置相应保底价格，并根据市场电价水平进行定期调整，以实现计划电价与市场电价的联动——业内对现货市场“完整性”的关注和谏言已久，因为这不仅涉及到双轨制价格体系的蜕变，同时还关系到提升市场效率这一改革成效的实现。但当市场价格体系并不完备时，对于调价的基准和方式，业界也持有不同的思路。 一种方式是沿循“顺价”模式——用户的终端价格不仅包括电能量通过市场发现的价格，同时还需包括辅助服务费、输电费等其他费用；按照目前的发用比例，通过参照市场的定价规律形成一个体现综合用电成本的“综合价格”，依照市场价格的浮动规律，以半年或一年为周期进行调价。“调整后的价格需要保持与市场价格一致，或略高于市场的平均价格，以此来鼓励用电主体尽可能多地转入到市场体系里，同时也能够把市场价格信号的波动及时传导出去。毕竟不参与市场的用户并不承担市场竞争的风险，那么在定价上就应该承担相应的价格损失。” 另外一种方式，则是遵循“价格接受者”的逻辑。随着发用电计划的逐步放开，在供应端的全部电源进入市场后，未参与市场的用户都将成为价格接受者。此时由市场竞争形成的价格，则成为用户侧价格的调整依据，价格的调整和浮动也都遵循市场价格波动的客观规律。“当然，运行期间一定会产生一部分调整期内的资金积累，需要在下一次调价周期将盈亏的资金进行覆盖。以目前国内的情况而言，预判近期的盈亏系数基本为负，那么这也就需要调整后的用户价格在一定程度上高于市场价格。”业内人士建议。 从先进的市场理念来看，这两种调价方式都是严格遵循市场价格形成规律提出，但从降低用能成本的紧迫性出发，在国内外形势发生深刻变化的当下，其实施的难度可见一斑。眼下，是秉持改革的理想与热情，还是遵从电力公共产品的属性，在特殊的历史背景下寻找市场化机制的新突破？审慎迂回中，还需要改革主导层面的定夺。 9月28日，国家发改委副主任连维良主持召开电力市场化改革暨中长期交易视频会议，并明确提出，要推动建立中长期合同签订，推动电力现货交易和现货市场建设；以中长期的总量签约、分段签约、联合签约，兑现照付不议、偏差结算、诚信履约、拉大价差、延伸交易、完善监管的总目标。在2021年一季度，试点省份要有序启动电力现货交易。 “中长期交易以现货交易为基础划分时段，以带曲线的方式分段签约，是电力体制改革中的一个重大突破。目前发电侧之所以没有全面放开，就是因为承担调峰、储能服务的气电和煤电等灵活性机组没有市场化的盈利模式，高成本的机组没有对应的成本回收渠道，所以电源侧无法全面放开。同时，目前清洁能源的消纳在一定程度上是依靠行政手段，并没有通过真正的市场化方式消纳，所谓的优发和优购不匹配，所谓的不平衡资金，凡此种种，都是因为发电侧放开不足，使整体市场面临制约。分时段签约，是解决目前电力市场化改革种种难题破题的关键。”连维良说。 对于上一轮电力体制改革的成效，业界分歧巨大，至今亦是如此。但改革留给我们的“遗产”，总能让我们在继往开来的道路中鉴史通今。虽然本轮电力市场化改革的难度并不亚于以往，但好在，改革的意志是坚定的，我们所亲历的变化也是喜人的。 除此之外，我们还平添了几分“要想学会游泳，先跳进水里”的勇气。 原标题：透视“不平衡资金” 本文刊载于《中国电力企业管理》2020年9期，作者系本刊记者/执行主编。
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