观察| 看清“不平衡资金”

谷 峰 何爱民 来源:中国电力企业管理 编辑:jianping 可再生能源平衡资金
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
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”的认识大体上处于“云里雾里、盲人摸象”的状态。到底电力市场里有没有“不平衡资金”?我国电力现货市场连续试结算出现的“不平衡资金”是什么,原因又是什么?其他国家是否也有相同或类似原因的“不平衡资金”?这样的“不平衡资金”发展下去会对非市场与市场参与主体产生什么样的影响?弄清了这些问题,也就弄清了让人头痛的“不平衡资金”到底是个什么“梗”。

电力市场存在真正的“不平衡资金”

“不平衡资金”通常是指找不到确切受益人的剩余资金或欠款。电力市场里确实存在不平衡资金。主要的不平衡资金一般来源于四个方面,一是结算过程中“四舍五入”的偏差,二是计量偏差,三是个别公司因为倒闭或其他原因而欠下的电费或其他费用,四是合规执行的罚款收入。

“四舍五入”偏差是在结算过程中,为了收费凑整,产生的发用两侧电费不平衡,这很类似于“超市付款没带分币”,通常会免收“零头”的现象,但是这种免除的“零头”或是凑整增加的“零头”,由于免除和增加冲抵,总量不会太大。计量偏差指的是电表无论如何仔细进行校正,本身一定存在的误差范围,大量用户电表计量值相加,难免会与发电侧表计的偏差方向不重合。与结算过程中的“四舍五入”偏差类似,由于计量误差也会正负冲抵,所以总量也不会太大。欠费是指市场参与主体突然倒闭的欠款。因为市场参与主体通常有足够的信用担保或押金,这笔偏差费用通常很小。罚款主要来源于对市场参与主体违反市场规则的惩罚。这笔费用通常也很小,因为重大违规事件并不多见。

正是由于国外的偏差产生的不平衡费用很小,一直被国内研究人员所忽视。

需要强调的是,国内“不平衡资金”含义却不是普遍概念和经验中的电力市场不平衡资金。上面提到的四种不平衡资金,并未在8个试点连续试结算的账单上出现。8个试点地区的“不平衡资金”一般包括辅助服务费用、启停费用、成本补偿费用、阻塞盈利、双轨制和市场设计缺欠1所造成的所谓“不平衡资金”等。将这些费用打包入“不平衡资金”,既违反了基本的市场设计原理,分摊方式造成的争议也进一步加剧了电力市场改革的难度。

“站错队”的“不平衡资金”

辅助服务费用、启停费用、成本补偿费用、阻塞盈利等资金属于典型“站错队”的“不平衡资金”,因为上述费用根本不是传统意义的“不平衡资金”。这些费用在电力市场里一定存在,并且能够找到利益相关者,属于“放错了”结算科目的费用。在成熟的电力市场中,“谁受益谁付费”是最基本的设计原理,将不同受益人的大量费用打包一起分摊,造成了严重的交叉补贴。这样既不公平,也无助于整体社会效益的提高。

辅助服务费用是指现货市场环境下,为了保证电力系统可靠运行,除了正常电能生产使用之外,由市场主体提供的辅助服务,主要是调频和备用。调频和备用服务属于公共产品,无法确认是为某一特定用户提供,所以产生的费用应当由全体用户侧承担。

启停费用一般是火电机组在启动过程中发生的有关费用。主要由燃料费用、厂用电费用以及由于启动而对机组寿命的折损费用三部分组成。如果机组启动发电过程中的收益无法弥补该时间段的变动成本和启停费用,就需要给与补偿,启停机组参加机组组合是为了通过供给侧整体优化来满足负荷的变动,补偿费用理应由用户侧负担。如果需要细分,也可以由启停时段的用户侧负担。

成本补偿费用涉及情况很多。一般指某一机组报价高于出清价,但是启动后可以降低整个系统购电成本,出于全系统优化需要启动了该机组。在某些情况下,因为局部可靠性要求,该区域内部或全部高价机组必须增加出力。因为机组并非自愿接受低价,因此必须对于该机组成本高于出清价部分进行另外补偿。如有可能,补偿费用应该由该区域内受益的用户侧负担。但是在没有负荷分区定价或无法精确发现受益负荷的情况下,也可以由全体负荷共同承担。

阻塞盈利2指的是由于使用分区或者节点电价,在阻塞线路上输送的电量,由于受端用户按照相对于送端更高的价格结算,用户支付电费大于了送端机组获得电费,而使结算机构获得的盈利。这部分盈利在电力市场里可以由相关的市场主体(任何电网资产拥有者不能参加)按照拥有的金融输电权进行分配。在没有输电权的市场,则应该按照合理的方式返还给用户,因为用户为电网资产的最终投资者。

上述几项费用被“放错位置”的原因,主要是我国原计划体制下的目录电价是一个综合电价,结算机构习惯性地按照一个电价乘以电量去收电费。现货市场结算过程中,部分结算机构简单将现货价格对等于目录电价,以为应该“按照现货价格去收电费”,但是却“忘记了”在实际运行和结算过程中,现货市场的结算价格应该包括现货价格加上上述费用的分摊或者返还价格。“谁受益谁付费”是电力市场最基本的原则,大杂烩式的“不平衡资金”造就了电力市场中新的交叉补贴。

非市场化方式执行产业政策形成的“不平衡费用”

除了以上被放错位置的“不平衡资金”外,双轨制也造就了大量的所谓“不平衡资金”。这些资金是由于按照非市场化方式(计划调度执行的边界条件)执行产业政策造成的收支不平衡。

在8个现货试点地区,目前存在两类中长期交易,一类是电力现货市场配套的市场化中长期交易,一类是优先发电政策(含计划分配的基数电量,下同)下的厂网购售电交易。后一类交易主要是为了满足优先购电用户和未进入市场的经营性用户用电需要,从电源种类上分,一般包含可再生能源、核电、外来电的厂网购售电交易;从交易价格上一般执行政府核定电价,外来电厂网购售电价格对电网企业有一定下浮。

优先发电政策本意是通过一定的产业或地域政策倾斜,对于国家能源政策鼓励的电源给予一定的“照顾”,很多电力市场设计者“主动”或“被动”将优先发电政策同样作为电力现货市场的边界(很遗憾这个边界是随时变化的),希望计划模式的“厂网购售电合同+计划调度”与市场模式的“中长期交易+现货交易”两种模式是能够各自闭环,或者平行运行。但在现实情况中,两种模式的运行不但不是、而且也不可能是平行运行,因为供电和用电都发生在同一平台——就好比A和B同时在同一水库养同一种鱼,最终谁也无法分清谁是谁的鱼。事实上,在市场出清阶段,计划和市场两个模式是紧密耦合的,自然而然产生了无法避免的“不平衡费用”。道理很简单,市场化的电量,无论中长期交易还是现货交易,发/用双方作为一个整体,都要保持5-15分钟的实时电量(电力)平衡,否则结算便会因为量的不同而产生资金剩余或赤字。如果厂网购售电合同只是作为边界条件(也就是采用计划调度而非一视同仁通过电力现货市场报价竞争进行实物交割),则必然导致市场化发/用电量的不一致。

第一个不一致是以年度平衡为目标的厂网购售电合同与优先购电合同,和以5-15分钟电量(电力)平衡的市场化发/用电的不一致。其次是优先发电/外来电与不可预测的优先用电的内在不一致。尤其是优先发电涉及的机组类型多为不可调节机组,外来电由于不同调度关系,送电曲线多考虑通道利用率问题,很少考虑与优先购电曲线配合。即使勉强配合,由于优先购电用户多为曲线形状难以预测和控制的居民、农业用电,优先发电和优先用电根本无法在实时市场的5-15分钟的短期内来平衡。一旦优先发电和优先用电出现功率的不平衡(该周期电量出现不匹配),就意味着具有调节能力的市场化机组必须跟进(调升或调降),导致市场化发电量与用电量的不匹配。其最终结果是,“计划”与“市场”在全电量出清的环境中无法独立运行,厂网购售电合同价与中长期/现货交易价的差异必然导致了“不平衡资金”的出现。

一般情况下,国内已经出现的“不匹配”现象多发生在优先购电用户的用电低谷,此时优先发电量超过了优先购电用户的用电量。这是一个囚徒困境:如果具有调节能力的市场化机组降低功率,意味着优先发电“计划”融入了“市场”,为市场化用户提供了电量,理论上讲应该接受此时较低的现货市场价格;但是,如果具有调节能力的市场化机组不降低功率(比如通过报低价),就会造成可再生能源、核电、外来电无法消纳。

实操过程中,具有调节能力的机组并不知道自己在为消纳可再生能源、核电和外来电降低功率。它们只是观察到市场价格低于自身报价(通常接近变动成本),因此在现货市场中没有中标。如果外来电和优先发电电源的成本低于市场出清价,市场机组没有中标的结果恰恰反映了现货市场达到了设定的最优化目标。而且,未中标机组短期内也节省了成本,因为它可以从现货市场中以低于自己发电成本的价格购买电量来兑付合同。

然而,优先发电和外来电的发电成本往往远高于此时的市场出清价(即市场机组的边际可变成本),因此整个市场的社会福利其实是在降低。同时,低市场价也给市场化用户和机组提供了一个错误的信息,让他们以为此时的发电成本就是很低,这会影响到他们未来的中长期交易的签订和电厂的长期规划与投资。扭曲的市场价格必然会对长期社会效益产生负面影响。

按照市场的规则,此时优先发电超越优先购电功率,挤占了市场化电源的电量,理应按照当时的现货价结算。但是,这些优先发电与电网企业签订的合同价格一般高于当时现货价格,最终形成了电网企业的收支不平衡(亏损),即“不平衡资金”。广东、山东、浙江三个负荷中心在市场设计过程中已经发现了这个问题,采用了事后调整市场化机组拥有的优先发电合同电量的方式,即事后减少形成“不平衡资金”时段内市场化机组拥有的优先发电电量,强行使市场化机组生产的电量与市场化用户匹配,减少由于优先发电功率大于优先用电功率产生的不平衡资金。当然,这种人为操控不平衡资金的做法本质上减少了发电企业通过购买低价市场电兑付签订合同的合理收益。这种被称为“以用定发”减少不平衡资金的方式,做到极致就是结算过程中给市场化发电企业结出“负基数”,即要求市场化的发电机组购买核定电价的优先发电(优先发电超过同时段优先用电的电量部分)。这种方法虽然不公平,但是在市场化机组仍然拥有部分优先发电合同的时候,能够大幅降低结算过程中的“不平衡资金”。需要指出的是,这种方法是不可持续的:一旦没有足够的优先发电合同电量,市场化机组将“调无可调”。随着用户不断进入市场,市场化机组不再拥有优先发电合同是历史的必然。

山东曾经在第三次试结算过程中出现的大量“不平衡资金”就属于这种双轨制情况,外界分析的总量不平衡3、容量机制设计有缺欠4并非主因。

非市场化方式执行产业政策产生的双轨制“不平衡资金”,占负荷中心地区的“不平衡资金”总量的绝大多数。当然,这种“不平衡资金”也暴露了许多问题,对我们深入认识现货市场有着非常积极的意义:双轨制导致了高成本的优先发电和外来电替代了低成本的市场化发电。无论是从负荷方面还是从社会效益方面讲,这种低效率的体制就应该尽快改革。

如果维持优先发电政策不变,这种“不平衡资金”就不应该由部分电源或购买该部分优先发电的电网企业承担,因为它们只是履行各自的发电“合同”。那么,该谁来承担这些“不平衡资金”呢?无独有偶,加拿大的安大略省电力市场给出了参考答案。


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