2020年5月16～19日，作為電力現貨市場建設試點省份的山東開展了為期4天的現貨市場連續結算試運行。在這4天的試運行里，無論是電網運行還是市場出清，都十分順利，但4天的試運行產生了9508.19萬元的不平衡資金，引起業內廣泛的關注和討論。分析原因，新能源、核電、省外來電這類沒有市場化用戶參與的非市場交易電量（也稱為“優先發電電量”），要按照市場價格和保量保價的雙重標準，讓電網公司分別與用戶和發電企業結算。也就是用戶按照較低的市場價格結算，發電側按照較高的上網電價結算。由于購銷出現了價差，不平衡資金也隨之產生。

電力市場不平衡資金問題的成因分析

不平衡資金問題之所以會引起廣泛關注，是因為它正是上一輪電改（以2002年國務院5號文件《電力體制改革方案》的印發為標志）停擺的重要原因之一。按當時的《電力體制改革方案》，設立了華北、東北、西北、華東、華中、南方電網公司，建立了電力調度交易中心，著手培育區域電力市場，并按市場規則進行電力調度。東北區域電力市場是全國首個統一的電力市場，率先進行電力市場模擬運行，華東區域電力市場也緊隨其后。在兩個區域電力市場進行模擬運行時，也啟動了電力市場平衡賬戶的探索模擬。由于當時中國電力市場建設處于起步階段，銷售電價和上網電價沒有實行聯動，上網電價是由市場競爭形成，而銷售電價則受到政府管制相對固定。由此，造成了電網企業實際購電價格的升降，不能及時反映在銷售電價上，可能導致電網企業虧損。為了平抑這樣的經營風險，妥善處理發電企業、電網企業、電力用戶的利益關系，保持銷售電價的相對穩定，需要建立專門的平衡賬戶，將各方多贏和多虧的部分置入該賬戶，對沖盈虧后的部分資金則成為“蓄水池”，以備在未來的平衡中發揮作用。在這種背景下，財政部和國家電監會聯合出臺《東北區域電力市場平衡資金監督管理暫行辦法》，以規范競價上網產生的差價資金管理，采取結算過渡賬戶限額管理和平衡資金專賬管理兩種方式。

2004年1月15日，經過了一年的籌備，東北區域電力市場在沈陽東北電網公司交易大廳啟動模擬運行。根據最初的設計，東北區域市場經過模擬運行、試運行后才正式運行，但后來東北區域市場并沒有進入實際運行。模擬運行階段是從2004年1月到當年11月。2004年1月到4月，東北區域市場模擬運行采用的是“單一制電價、有限電量競爭”，6月之后，則采用“兩部制電價、全電量競爭”，對比出來的結論是兩部制電價更適合東北的情況。但是到了2005年試運行階段，電煤市場化之后開始漲價，再加上其他一些原因，上網電價升高，但銷售電價固定，價差無法傳導出去，平衡賬戶出現虧空，出現了東北電網北部發電高價上網，南部用電低價銷售的情況，以致東北電網公司16天虧損了32億人民幣。因此到了2006年5月，上級主管部門下發文件，東北區域電力市場進入學習總結階段，再無后續動作。

此外，當前我國電力市場是以中長期交易為主并且實現月清月結，由于月度電量交易合同大多提前1月按預測電量簽訂，預測電量與實際用電量必然存在一定的偏差。根據國家發展改革委、國家能源局印發的《電力中長期交易基本規則》（發改能源規〔2020〕889號），系統月度實際用電需求與月度發電計劃存在偏差時，可通過發電側上下調預掛牌機制進行處理，也可根據各地實際采用偏差電量次月掛牌、合同電量滾動調整等偏差處理機制。月度最后7個自然日，根據電力電量平衡預測，各類合同電量的分解執行無法滿足省內供需平衡時，電力調度機構參考上下調機組排序，在滿足電網安全約束的前提下，預先安排機組提供上調或者下調電量、調整相應機組后續發電計劃，實現供需平衡。月度發電計劃執行完畢后，發電側首先結算機組上調電量或者下調電量，其余電量按照各類合同電量結算順序以及對應電價結算；用戶側按照當月實際用電量和合同電量加權價結算電費，實際用電量與合同電量的偏差予以考核。從理論上來說，用戶側偏差電量考核電費應用于支付發電側上下調電量電費，但由于用戶側偏差考核標準是人為確定的，和發電側上下調電量的結算電費不一定一致，也可能產生不平衡資金問題。

此外，在現貨環境下的發電成本補償、阻塞費用等等，也會帶來不平衡資金問題。以上種種不平衡資金問題產生的機理是不一樣的，但總體來說都是供方和需方電價或電量的差異所導致的。我們通常采用微觀經濟學中經典的供給與需求分析來說明市場機制及市場價格的決定。在圖1中，假定決定供求的因素除商品自身的價格外其余均為已知，因而供求狀況確定。圖中曲線S表示供給曲線，曲線D表示需求曲線。由圖可見，曲線S和D在e點相交，與e點相對應的價格pe就是均衡價格，或者叫市場出清價格。在此價格水平上，買方愿意并能夠購買的數量與賣方愿意并能夠供給的數量恰好相等，此時不會產生任何不平衡資金。所謂市場機制就是指在一個自由市場里能使價格得以變化一直達到出清（即供給量與需求量相等）的趨勢。但實際電力市場遠比這更加復雜，這就導致不平衡資金問題的出現。處于現貨市場連續結算試運行階段的山東電力市場的不平衡資金的構成是復雜的，除現貨所帶來的固有的不平衡資金問題外，發用電計劃放開不同步，即優先發電電量與優先購電電量不匹配應屬主要原因。而東北區域電力市場不平衡資金問題的成因主要是市場化的發電上網電價和固定的銷售電價的價差所導致的。中長期交易偏差考核所產生的產生不平衡資金則是人為設置偏差考核標準、收支沒有閉環所致。

電力市場不平衡資金問題的對策

電力市場交易機制設計應回歸價格形成機制這個核心

如上分析，不平衡資金問題產生的原因歸根到底還是供需雙方電量和電價的不匹配。市場機制可以概括為“供需決定價格，價格引導供需”，電價形成機制是電力市場建設的關鍵，事關國計民生，影響社會各方的切身利益，也會直接影響電力工業本身的發展，必須極其慎重地對待，不能由于不平衡資金的分攤而影響合理的電價水平。由于電價問題的復雜性、電力工業在國民經濟中的基礎性地位以及電力產品的公共性，電價問題牽一發而動全身，并且與其他能源價格緊密相關，合理電價也難以通過單一途徑來形成。在確定電價形成機制時，不僅需要考慮其是否能引導短期電能供需平衡，實現電力系統運行優化；而且還應考慮其是否能引導長期電能供需平衡，實現資源的長期優化配置。當前的電價結構和電價水平（尤其是財務費用）是我國長期以來各種電價政策歷史沉淀的產物（作者稱之為“電價的歷史性”），存在不合理的成分，但大部分還是合理的，并承擔了許多社會功能，并不適合一夜之間徹底顛覆。因此，在電價形成機制設計中，應清晰分辨哪些成分適合由市場競爭形成，哪些成分需暫時保持原樣。只有在對各種電能成本（又分為會計學成本和經濟學成本）深入分析的基礎上，深刻認識電能價值的一般規律和我國的特殊規律，兼顧效率與公平，讓市場這只“看不見的手”和政府這只“看得見的手”協同配合、形成合力（因此，我國電力市場將長期采用“計劃+市場”雙軌制），精心構建適合我國國情的電價形成機制（包括交易規則、結算規則和補償原則），電力市場改革才能順利推進。此外，改革決策者應該認識到，電力定價權是國家一種非常嚴肅、非常關鍵的公共權力，在放開之前要經過詳細周密的考慮和測算分析，盲目放開不但無法達到改革目標，還可能導致國有資產流失并產生大量尋租機會。

電力市場交易機制設計應適應國情，收支要閉環

到底何為“真正的電力市場”？一種理論認為其關鍵在于形成體現時間和位置特性的電價信號（即“現貨市場”）。其實在《電力系統分析》中介紹過電力系統經濟調度的經典的等耗量微增率（即每增加單位功率時燃料耗量的變化）準則，是根據高等數學中約束極值問題（即拉格朗日乘子法）推導而得。在不考慮網絡損耗的情況下，按耗量微增率相等的原則來分配多臺發電機組的功率時，可使系統總的燃料消耗最小。只要把各個時段的系統耗量微增率（或稱系統λ）乘以單位耗量的燃料價格，以此作為結算價格，甚至都不需要市場機制，就能得到隨負荷波動的時序電價。雖然國外電力現貨市場考慮技術約束十分復雜，但卻并未脫離這個基本原理，只不過把機組耗量曲線變成自由申報的報價曲線。如果要同時反映電價隨時間和位置的不同，也只需采用考慮輸電線路傳輸容量約束的經濟調度（SCED）模型計算而得。但是，即便實現了“現貨市場”的精致外殼，如果人為地把市場主體報價范圍限制得很窄（或施加其他價格操控手段），就不會出現真正的市場交易行為，只不過是市場外殼包著的計劃管理模式（經濟調度），反而掩蓋了電力體制改革的實質性矛盾。反而言之，哪怕是再簡單粗糙的市場設計（例如不帶電力曲線的月度和年度電量交易），只要出現了自愿、平等、公平、誠實信用的市場交易行為，就具備了真正電力市場的基本特征。因此在市場改革初期，應做到任何一筆款項都有進有出，即收支要閉環而且為市場主體提供自發趨于市場均衡（供需平衡）的正確激勵。即便是無法避免的（例如優發優購電量和電價不匹配所導致的）不平衡資金問題，也要找到公平、合理、權責對等的分配方案。但是，由于改革過程中市場化發用電量是逐漸放開的而且進度不同步，在復雜的“現貨市場”設計特別是節點電價機制（存在天然的不平衡資金即阻塞盈余問題）下是難以做到這一點的，而在更簡單的價格機制下（例如峰谷分時段競價的電力市場）通過謹慎設計后則更容易實現。

此外，類似于東北區域電力市場發電側單邊競價而鎖定銷售電價的價格機制應該只是改革過程中的暫時現象，應采取措施防范市場力和價格操控。

學習借鑒國外電力市場處理不平衡資金問題的經驗教訓

由不匹配的發用電量和電價導致的不平衡資金問題并非我國電力市場特有的問題，在國外電力市場中也存在，一些經驗教訓值得借鑒。英國電力市場的平衡機制（Balancing Mechanism）和不平衡結算（Imbalance Settlement）是一種比較具有代表性的設計。在英國電力市場（NETA、BETTA）中中長期物理合同交易占主體，市場成員根據所簽訂的合同電量自主決定發電出力水平或負荷水平，在向系統操作員通報其所希望的發電出力和負荷水平時，還同時通報在實際運行時是否愿意偏離這些申報的水平，以及針對偏離量所希望得到的補償。英國電力市場建立了平衡機制單元（Balancing Mechanism Unit,BMU）的概念，BMU可以由一組發電機或負荷組成，所有BMU必須在關閘（Gate Closure）前向市場運營機構提交最終交易通報（Final Physical Notification，FPN）。通過平衡機制解決電量不平衡及各種網絡約束問題。BMU單元申報在FPN基礎上的Bid/Offer。其中Offer表示發電機組增加出力或負荷單元降低負荷水平，Bid表示發電機組降低出力或負荷單元提高負荷水平。市場運營機構基于總調節成本最小的目標選擇調用哪些Bid/Offer。除了Bid/Offer，市場運營機構還可以事先通過合同方式購買輔助服務以解決電力不平衡和網絡約束問題。實際運行結束后，可能出現實際生產或使用電量與交易電量不相等的情況，因此需要進行不平衡結算。不平衡電量等于計量電量減去合同電量和平衡調整量。早期不平衡電量的結算價格采用“雙結算”方式，分別基于系統買入價和系統賣出價。發電商超發電或售電商少用電時的不平衡電量按系統賣出價結算，它是被接受的平衡下調量價格的加權平均值；發電商少發電或售電商多用電時的不平衡電量按系統買入價結算，是被接受的平衡上調量價格的加權平均值。不平衡電量的結算費用由不平衡電量與不平衡電價相乘得到。由于英國能源監管機構（Ofgem）認為這種基于平均價格的定價方法扭曲了市場中缺稀資源的價格信號并且減少了靈活性服務提供者的收益，因此近年來對不平衡結算機制進行了改革，使用系統邊際成本，即最貴的Bid/Offer報價作為不平衡電量電價。

此外，在北歐電力市場，挪威、芬蘭和瑞典共同組建了不平衡結算公司eSett作為不平衡結算的負責方，代替三個國家的輸電系統運營商（TSO）負責三國的不平衡結算。影響不平衡電價的因素有日前市場價格、調頻市場價格和實時頻率總的上下調方向。對于發電側，使用“雙結算”方式計算發電不平衡電費；對于用電側，使用“單結算”方式計算用電不平衡電費。對于不平衡發電量，使用不同價格對多發與少發的電量進行結算。多發電量的結算價格總是等于或小于少發電量的結算價格，二者的結算價格與實時運行時段頻率總的上下調方向有關。對于用電不平衡電量，使用相同的價格對多發電量和少發電量進行結算，不平衡用電量的結算價格均為該實時運行時段主調頻方向的調頻價格。

值得注意的是，國外電力市場基本上都是“電力”（power）交易，平衡機制和不平衡結算針對的是電力偏差，而我國中長期交易還是“電量”（energy）交易，平衡機制和不平衡結算針對的是電量偏差。雖然電力偏差和電量偏差有本質的區別，但不平衡結算的基本邏輯是可以借鑒的。《電力中長期交易基本規則》中的發電側上下調預掛牌機制即在一定程度上借鑒了國外電力市場的經驗，其他不平衡資金問題也應該在進一步學習先進經驗的基礎上結合國情分門別類、對癥下藥地予以解決。

本文刊載于《中國電力企業管理》2020年9期，作者供職于華南理工大學電力經濟與電力市場研究所。