2015年中發9號文印發以來，以“三放開、一獨立、三加強”為代表的各項工作推進力度都很大，社會最為關心的改革內容是發用電計劃的放開。截至2018年，已經放開用于與電力用戶直接交易的發用電計劃已經到1.6萬億千瓦時以上，占到了當年全社會用電量的20%強。同年，國內8個電力現貨市場試點的建設工作，也進入實際方案和交易規則設計階段。到底“無現貨、不市場”提法下的電力現貨市場更能標志電力市場化的程度，還是發用電計劃放開的比例更能標志各地電力市場化的程度呢？從市場化的本質上講，如果不將降低電價作為市場化交易的目的，發用電計劃放開的比例，并不能直接作為評判各地電力市場化程度的標準。因為現階段發用電計劃放開的合適比例，需要從電力現貨市場的作用、發用電計劃的未來走向和現代電力市場體系的組成三個因素，來進行研究考量。

 

（來源：能源研究俱樂部 ID:nyqbyj 作者：谷峰）

 

 

我國計劃體制下，發用電計劃分配制度在實踐中是由兩部分構成的，一部分主要是地方政府經濟運行部門執行的年度發用電指標分配制度（年內電量平衡），另一部分是電力調度機構按天、按小時執行的發用電指標分配制度（即計劃調度中的電力平衡）。中發9號文提出放開發用電計劃，既指放開政府經濟運行部門手中分配的年內發用電指標，也指放開電力調度機構手中按天、按小時甚至按5分鐘分配的發用電計劃。中發9號文已經對應給出了政府經濟運行部門和電力調度機構放開發用電計劃的承接方式，分別是“電力直接交易”和“即時交易”。電力即時交易指關注眼下的供需狀態和交易機會，并把整個交易活動限制在一個可以預見，并且可以控制的時間范圍之內，也就是我們通常意義上所說的電力現貨交易。電力現貨市場就是電力即時交易的唯一載體，其他交易環節根本無法實現電力即時交易。

 

因此，通俗的講，電力現貨市場的本質是電力調度機制（電力系統運行機制）的革命。將電力現貨市場視為僅開展電力現貨交易平臺的看法是狹隘的，因為電力現貨市場環節形成的電能量是能夠使用電能量的全部，并非通常所講的“補充”，電力現貨市場形成的電能量有兩類，一是中長期合同的現貨交割（實物或財務責任），二是中長期合同沒有覆蓋的現貨電量交易。任何商品的買賣都是從現貨開始，任何商品只有轉化為現貨才能夠被使用，發揮商品的使用價值。電力不能大規模存儲和潮流在網絡中分配按照物理規律的特性，使電力中長期合同覆蓋電量的現貨交割和沒有電力中長期合同覆蓋電量（電力現貨交易量）的現貨交割必須在電力調度的指揮下進行。需要電力調度統一指揮進行現貨交割實質上是電力特殊商品屬性的具體表現。

 

任何現貨市場設計，都要解決發電計劃制定（日前和時前）、保證實時平衡和預留備用的問題。有趣的是，對于熟悉計劃調度模式下電力調度機構的人都知道，每天電力調度機構都要制定次日的機組組合和每臺機組次日的出力曲線，確定提供輔助服務的機組，并且在調度臺上實時維護系統的運行平衡。實際上，電力現貨市場當中的日前市場發揮的作用，大體對應的就是傳統電力調度機構每天確定次日機組組合和每臺機組次日出力曲線的工作，實時市場大體對應的就是計劃調度中在調度臺上實時維護系統運行平衡的工作，輔助服務市場則大體對應的就是計劃調度中電力調度機構安排輔助服務機組的工作。所以說電力現貨市場一方面通過價格對資源進行優化配置，起到發現電力資源價格的作用，一方面又可以與計劃調度一樣保持系統平衡，促進系統安全運行。

 

然而，電力現貨市場不是萬能的，這是由于電力現貨市場的結果是初次分配性質造成的。電力現貨市場是直接與生產要素掛鉤的分配方式，通過價格引導資源優化配置注重的是效率，是按貢獻進行的分配。但是效率與公平的關系是一對矛盾。如果絕對按效率原則進行分配，必然會在主體間產生較大差距，與國家可再生能源產業政策和民生政策等宏觀調控原則相矛盾，不符合能源安全新戰略近期的要求；但分配越平均，電力現貨市場的效率越低，更加不符合市場化本質的要求。因此，必須強調電力現貨市場初次分配注重效率、再分配考慮國家宏觀政策，則能夠將二者辯證地統一起來：初次分配效率優先，適當拉開收入差距，貢獻越大效益越好，這本身也體現了公平；再分配注重公平，照顧到國家可再生能源產業政策和民生政策等，有利于能源行業長遠的發展，這時公平也是一種效率。

 

 

既然電力現貨市場是初次分配，并且執行價格發現功能，那么電力現貨市場設計首要強調的就是效率，任何的人為干預都將扭曲電價，一旦電力現貨的價格是扭曲的，那么與其“共振”依托其存在的中長期交易價格和金融衍生品價格都會出現扭曲。政府放開競爭環節的核定電價就是認定人為核定電價很難滿足準確性和及時性，存在扭曲因素。如果花費很大代價建設的電力現貨市場，發現的價格相對核定電價更為扭曲，建設電力市場就失去了本來的意義。因此，要努力保證電力現貨市場單目標優化，僅考慮發現真實的電力價格，依靠價格配置電力資源，國家可再生能源產業政策和民生政策不應在電力現貨市場設計的過程中考慮。既然相對“冰冷”的電力現貨價格難以承擔國家的宏觀調控政策，那么就要依靠優先發用電計劃“補臺”，來實現國家的宏觀調控政策。

 

現有的優先發用電制度，脫胎于原有的年度發用電計劃指標預案制度。原有年度發用電指標預案制度中發電指標分配制度是按照可再生能源全額收購和“同類型同等容量同一地區利用小時數相當”為主要原則，向發電企業分配發電指標的制度。發電指標不確定給誰用、不確定何時交割、不確定以何種功率交割，并且指標總量可以不定期調整。發電企業和電網企業要根據發電指標總量簽訂廠網間年度購售電合同，約定發電企業上網電量總量和電價（一般為核定電價），以及電費結算時間等要素。現有優先發電制度仍為一種指標分配制度，但主要用于可再生能源、核電和一些特殊火電機組分配發電指標。其中，對于非水可再生能源分配優先發電指標是為了實現《可再生能源法》規定的可再生能源全額上網，對于為民生供熱的熱電聯產機組分配優先發電指標是為了確保冬季民生供熱，優先發電制度本質上是一種二次分配。優先發電電力指標性質仍然很強，很大程度上是其仍然可以調整的特性（到手的指標可能會增減）造成的。

 

當然，優先發電制度也是新建立的制度，會繼續深入改革，并會逐步完善。可以考慮將優先發電制度轉化為政府授權合同（一經授權由廠網簽訂購售電合同不再更改），為實現國家可再生能源產業政策和民生政策服務，主要在中長期交易領域發揮二次分配的作用，彌補電力現貨市場無法考慮國家可再生能源產業政策和民生政策的短板，又不直接影響電力現貨市場的價格發現功能。政府授權合同在執行過程中，與其他市場化的中長期合同同等地位，通過電力現貨市場公平的予以執行。在世界范圍內，通過政府授權合同在中長期交易領域進行宏觀調控的案例屢見不見。2018年，在電力市場已經建成十幾年的新加坡，發電企業仍然得到了占全部發電量25%的政府授權合同，政府授權合同與中長期市場交易合同性質相同，均為差價合約，財務責任無差別進行交割。

 

 

在推進以電力現貨為核心的現代電力市場建設過程中，發用電計劃放開的比例其實并非越高越好。現代電力市場體系，是由各個環節有機銜接組成的系統，并非以現貨市場為核心。較高比例的政府授權合同可以在電力現貨市場初期替代容量回收機制，并可以起到抑制市場力的作用。

 

下面以集中式市場為例進行說明，電力現貨市場、輔助服務市場、容量回收機制、阻塞收益分配機制（金融輸電權）和抑制市場力方案是電力現貨市場建設初期就必須要考慮和實施的市場方案內容。通常電力現貨市場和輔助服務市場在各地的試點方案中都得到了一定程度考慮，其重要性就不再贅述，僅分析目前大部分電力現貨試點方案忽略的要素。

 

1.關于容量回收機制。電力現貨市場競爭以變動成本為基礎進行競爭，導致了電力現貨市場定價無法考慮系統所需全部機組全部的容量投資回收。如果長期發電企業的固定投資無法得到足夠的回報，則會導致電源投資減少。有觀點說，美國啟動電力市場初期也未考慮容量回收機制，只能說該種觀點屬于只知其然不知其所以然，美國的電力公司多為發輸配售一體化，僅僅進行了電網環節財務上的分開，改革初期并沒有放開售電業務（即用戶仍執行監管部門原有的管制電價）。原有管制電價已經全額考慮了發電容量的固定成本回收，所以電力公司并不反對全電量競價，反而竭盡全力的去采購市場上其他更為低廉的電能。與美國不同，我國已經放開售電側電價，很多用戶已經不再執行目錄電價，全電量競價的電力現貨市場確實無法回收全部的電源容量投資。加之考慮到我國電力需求仍在一個時期內會保持6%以上增長的大背景，容量投資無法回收會導致電力供應從今天的“發電沒電發”過渡到未來的“用戶沒電用”。

 

2.關于阻塞損益分配。由于市場交易中，電能量大概率是從低價區域流向高價區域，分散式市場再調度過程中，也會大概率的在低價地區購買下調服務，在高價地區購買上調服務，因此會產生價差損失。當然這部分可以很容易處理，那就是要全體消費者承擔。集中式市場對該問題的處理相對復雜，需要通過由電力調度機構運營金融輸電權對其進行處理，但是金融輸電權對于國內電力行業來說屬于較為陌生的金融衍生品，所以在市場初期難于直接考慮設計，并予以實施。如果不同步考慮金融輸電權，則會由于高價區（節點）用戶統一按照高價區（節點）電價結算（邊際電價），同步對低價區（節點）輸送過來的低價電按高價結算，形成了阻塞紅利，這一部分錢會沉淀在運營機構（實踐中是在電網企業），使差價合約避險功能會在發用雙方中一方失效的同時，該部分資金被挪作他用的可能性也較高。

 

3.關于抑制市場力。我國廠網分開是按照區域考慮的發電主體裝機容量比例，沒有按照省為邊界條件考慮市場力的問題。經過17年的高速發展，各省中裝機占比較高的發電主體出現了“強者愈強”的發展趨勢。我國各省最大發電主體的容量占比普遍較大，甚至由于企業重組，在東北等區域還出現了單一發電主體在區域市場和各省市場占比均過大的情況，形成了較為嚴重的市場力。市場力會影響市場競爭，降低市場優化資源的效率，提高整個系統的運行成本。顯然，在發電主體以國資背景為主的情況下，依靠國外常用拆分企業的方式，解決事前結構性測試無法通過的問題變得不現實，同時，通過加強事中事后監管成本高昂。因此，必須要通過市場設計的手段，約束發電側市場力。

 

 

目前各試點地區中，對于阻塞損益分配，僅廣東和浙江方案和規則設計給與了討論。廣東的辦法是，考慮發電企業更熟悉電力市場，承受能力也相對較強，將差價合約結算點選擇在用戶側，使差價合約保證用戶的收益免受阻塞影響，市場初期全部的阻塞責任由發電企業無償承擔，對于阻塞收益如何分配并未做詳細描述。浙江省目前傾向于將差價合約結算點放置在電廠所在節點（規則為交易雙方可選擇，但實際執行大多會選擇電廠所在節點），電廠不再參加阻塞收益的分配，阻塞收益向用戶側轉移，這一設計體現了“羊毛出在羊身上”的邏輯，給與阻塞經濟責任合理的出口，在金融輸電權發揮作用前，能夠較為合理的保證用戶側和發電側整體的利益公平，但是可能會在單個用戶之間引發阻塞收益分配的交叉補貼。

 

在容量回收機制和市場力抑制方面，浙江方案則運用較高比例的政府授權合同給出了較為精妙的解決方法，明顯優于其他各省同樣內容的方案設計。浙江的電力需求增速很快，現有發電側供應能力在未來仍然需要一個較大的增長，通過設計容量市場保證未來容量的充裕性，則市場建設還需要更多時間，電力現貨市場難于短期投入模擬試運行；通過國外常見的高尖峰電價，則短期難以讓國內有關部門理解和支持，也不容易使用戶側認同。同時，浙江省能源公司（以下簡稱浙能）的發電容量占比超過省內供應能力的一半，浙能具有全市場的負荷高峰定價權，更麻煩的是即使將一個大浙能資產拆分成幾個“小浙能”，受資產均隸屬于省內國資管理部門的影響，也無法消除市場主體對浙江省自有發電能力市場力的擔心。

 

對于上述困難，浙江方案主要通過初期僅放開110千伏以上的用戶參與中長期交易，實現了保證容量回收機制和抑制浙能市場力的目的：

 

一方面浙江110千伏以上用戶用電占全社會用電量10%左右，只放開110千伏以上的用戶，意味著發電側獲得的政府授權合同將繼續占總體發電量的90%，這樣可以避免由于“全電量競價+高比例用戶進場”造成的效率較低機組在市場中獲得的合同無法維持基本的生存，進而引發未來浙江省一段時間供應能力不足的糟糕局面，維持浙江發電側生產能力的繼續增長。

 

另一方面浙能的生產能力在中長期市場上被鎖定了近9成，大大限制了浙能在電力中長期交易和現貨市場上的市場力。因為浙能扣掉被鎖定（價格）的生產能力后，電力用戶參加中長期交易的份額，其剩余生產能力與其他省內發電公司相比并不具備壓倒性的競爭優勢，大大提升了省內市場的競爭程度。此外，浙江市場引入省外來電參加電力直接交易，并以地板價進入現貨市場，進一步稀釋了浙能的市場份額，有效的抑制了市場力，提高了浙江電力現貨市場發現價格能力。浙江該部分的方案設計，與新加坡電力市場初期通過高比例的“固定價格合同”抑制市場力的方案設計，有異曲同工之妙。

 

通過上述分析，可以清晰的看到，將發用電計劃放開的比例，直接作為市場化程度標志是不適宜的，將其定位于電力市場化改革的前置條件更為合適。發用電計劃放開的比例并非越大越好，要考慮計劃調度放開的承接能力。在電力現貨市場設計的過程中，電力現貨市場運行初期，通過合理的運用基于發用電計劃的政府授權合同，能夠有效的保證發電側持續供應能力，并有效的抑制市場力。

 

電力現貨市場建設試點，并非是僅僅開啟了“無現貨、不市場”的大門，還圍繞著電力現貨市場建設引發了電力行業的綜合性改革。鑒于電力現貨市場在現代電力市場體系中的核心地位，“三放開、一獨立、三加強”的工作任務均應在電力現貨市場建設的背景下，進行衡量和評估，失去了背景條件，得出的結論可能大相徑庭。

 

原文首發于《電力決策與輿情參考》2019年6月21日第23、24期