新一輪電力體制改革以來，我國電力市場化交易比例不斷提升，八個電力現貨市場陸續開展了長周期結算試運行，可以說電力市場化改革已經邁出了關鍵一步。隨著電力現貨市場建設步入深水區，電力體制改革的復雜性、艱巨性日漸顯現，山東雙軌制不平衡資金問題引起業內外廣泛關注。事實上，除雙軌制不平衡資金問題外，跨省區送受電與省級市場的銜接問題、高成本清潔能源參與市場問題、居民等低價優先用電保障問題，及其背后更深層次的計劃與市場過渡銜接問題已成為決定本輪電力體制改革成敗的關鍵。

計劃與市場銜接如何催生“巨量”不平衡資金？

當前電力市場化改革中，部分核電、水電、新能源以及跨省區送受電暫時未放開參與市場競爭，仍在沿用計劃體系下固定上網電價模式（Feed-in-Tariff，FiT）運行。這種模式有兩個特點，一是機組的發電量不隨市場供需調整，二是結算不按照市場價格而是按照政府核定的固定電價。特點一導致非市場化發電量與優先用電量無法實時對等，即使在總發用電量平衡的前提下，市場化發用電量也無法對等，進而產生了資金余缺。受特點二影響，現貨市場價格越低，現貨市場價格與要支付的固定價格之間的差額就越大，需要的額外補貼額越高，這會進一步放大資金余缺。這兩部分資金余缺就是所謂的“雙軌制不平衡資金”，如果我們再把可再生能源附加和上述雙軌制不平衡資金疊加在一起，這個巨大的補貼資金池其實可以分解為廣義上的“新能源補貼+核電補貼+水電補貼+跨省區送受電補貼+省內供熱等優先發電補貼”。

計劃體系（固定上網電價）能否與市場長期并存？

與澳大利亞等市場不同，加拿大安大略省市場并未將非市場化合約轉變為總量可控的差價合約，而是保留了大量FiT(固定上網電價)合約。受綠色能源法案、發電固定成本回收及歷史遺留因素等影響，包括風電、光伏、生物質以及部分水電在內的大量發電企業都簽訂了多年固定上網電價合約。隨之而來的是電力用戶承擔的大量補貼分攤，這部分補貼分攤被稱為總體調整費（GlobalAdjustment，GA）。按照安大略省市場運營機構的官方定義，每月分攤的GA反映了現貨市場價格與各類簽訂合約機組的固定價格合約差值，以及用戶側環保節能項目的成本。

山東市場度電分攤1分3的雙軌制不平衡資金，相比安大略省的GA，無論從總量還是度電分攤都是“小巫見大巫”。從總量看，每年GA的規模大約為80-120億加元，而現貨市場電費大約為20億加元。從度電分攤看，2019年度電GA分攤高達10.8加分，而現貨市場價格僅為度電1.83加分。可見不平衡資金的處理關鍵在于各方均能認可的疏導原則和方式，而不是采用將所有費用強制地、不合理地分攤給某類主體，盲目地縮減不平衡資金的規模。

上圖中展示了安大略省市場電力現貨平均電價與GA的逐年變化情況，其中GA的迅速增長很大程度上是由于以可再生能源為代表的FiT合約規模的擴大。不根據供需調整出力的FiT機組極大地壓縮了市場化機組的競爭空間，也壓低了現貨市場價格，導致了現貨市場價格與FiT固定的上網電價差值擴大，GA的規模也就愈發龐大了。根據安大略省能源委員會OEB的報告，2017年約有38%的GA補貼流向新能源，約37%流向用戶側環保節能項目及布魯斯核電站，23%流向其他核電和水電，而2017年新能源發電量才占到總發電量的7%。

時至今日，GA已經成為了安大略省用戶側降電價的主要阻力，而考慮FiT合約的高成本以及經濟上的不可持續性，安大略省政府一方面不再新簽FiT合約(甚至提前終止了部分合約），一方面正在想方設法調整既有FiT合約。從安大略省市場的經驗來看，如果要保證新能源消納等國家能源戰略以計劃方式（FiT模式）落地，不平衡資金必然長期存在，不平衡資金的規模取決于計劃電價與市場價格之間差值、優先發電規模等因素。而隨著可再生能源發展，不平衡資金規模必然不斷擴大，進而帶來用戶側成本的持續上升，因此計劃體系下的固定上網電價機制（FiT模式）注定不可持續。

但計劃體系不可持續并不意味著我們要放棄能源轉型、放棄對居民農業等低價用戶的保障。現階段“魚”和“熊掌”如何兼得，關鍵看計劃如何向市場過渡。

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第一步：徹底理順現有結算關系

與成熟電力市場的結算關系相比，當前國內各現貨市場試點結算關系并未真正厘清，往往將計劃體系下的各類補貼混為一談。疊加電力現貨市場中的各種結算科目五花八門，導致整個結算體系錯綜復雜。以山東不平衡資金為例，各方解釋眾說紛紜，竟鮮有觀點簡單明了地厘清不平衡資金來龍去脈。

因此，將當前計劃與市場糾纏不清的結算關系轉變為基于市場的、條目清晰的結算關系，是市場化改革的第一步，也是政府主管部門科學決策的基礎。具體來說，就是在不改變資金流的前提下調整結算關系，將所有接受補貼的發電企業及電力用戶的結算價格還原為電力現貨市場價格與補貼兩部分，電力現貨市場按照全電量計算，補貼分攤部分按照不同類型主體分別計算，從而徹底取消雙軌制不平衡資金。此外要避免“以不平衡資金大小論英雄”的錯誤觀念，應該以理清理順結算細節為目標。優化后的結算關系結構簡單清晰、主體明確，可以有效避免優發優購不平衡等復雜的表述，政府主管部門在制定相關產業政策時也很容易厘清成本收益。

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第二步：重新清算市場化改革帶來的損益

眾所周知，擱淺成本是指電力企業在原有管制體系下允許收回的, 但由于體制的改變而無法回收的成本。例如在改革前，發電企業可能會根據當時的管制電價進行投資, 如果改革后競爭的市場價格低于前期投資的管制電價，則導致一些投資無法收回,從而形成擱淺資產。類似的還有跨省跨區送電的輸電線路，市場化改革后輸電線路利用小時數可能下降，進而產生擱淺成本。為避免擱淺成本的回收造成用戶側電價上漲，國內政府主管部門一般對擱淺成本避而不談，但這缺失的一環恰恰成為了掣肘電力市場化改革的“阿克琉斯之踵“。

擱淺成本關系到電力市場競爭效率和公平。除了讓電力企業回收投資外，擱淺成本實際上還起到讓所有市場主體回到同一起跑線，“清零”歷史的作用。當前各類高成本機組之所以無法直接參與現貨市場競爭，就是因為缺乏擱淺成本的清算，從而被迫執行計劃體系下的固定上網電價，產生了一系列的銜接問題。部分試點探索通過不平衡資金對高成本機組進行補貼，本質上是僅對個別類型進行擱淺成本清算，但往往違背了擱淺成本回收“固定回收總量、固定退坡年限”的原則，造成整個市場價格形成機制的扭曲，并可能為未來投資帶來錯誤的信號。

擱淺的不光有“成本”還有“收益”，與擱淺成本對應的是擱淺收益（stranded benefits）。中央出資建設的大型水電項目以及上一輪電改電網企業保留的水電項目，其管制電價遠低于市場價格，這類機組一旦進入市場就會產生額外收益。不進行對擱淺成本的清算而直接放開發電計劃，其實是制造了市場機組對計劃體系下機組的交叉補貼，而這部分已經折舊完成的機組在供大于求的供需環境下理應更多地參與市場降價。

正確的做法應當是統籌考慮市場化改革前后對各類機組帶來的損益，原則上由包含未參與市場機組在內的所有發電機組均等承擔。具體的處理是，測算擱淺成本與擱淺收益對銷后的凈損失，再將各類非市場機組現有的固定上網電價轉換為差價合約，差價合約價格與原固定上網電價的差值對應凈損失。如果不將其整體轉換為差價合約，而是采用妥協方式降低當前固定上網電價，這種做法本質上是過渡性質的、不可持續的。

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第三步：構建透明高效的過渡機制

市場長期運行的基礎是信任，而透明是信任的來源，因此如何以更市場化、更透明的方式保障各項政策目的落地是對政府治理能力的一項挑戰，也是計劃體系向市場過渡的關鍵。計劃時期政府主管部門只要以電量、電價為抓手，即可實現絕大部分政策目標，進入到市場環境后政府主管部門急需轉變心態，找到新的、不會扭曲市場價格形成機制的“新抓手”，而“政府授權合約+特殊目的載體”的組合拳可能是最佳選擇。

首先是發揮政府授權合約作用，保障電力市場平穩起步。政府授權合約是指電力現貨市場起步初期，為確保市場主體收益不發生劇烈波動而設計的一種由政府確定價格形成機制的合約，過渡期結束后政府授權合約取消。相比于市場化合約，政府授權合約最大的優勢在于可以保障市場平穩起步，避免將市場建設的成敗押注于現貨市場起步初期的價格走勢變化。因為市場起步初期，市場機制不完善、市場主體不夠成熟，市場價格容易大起大落，造成大量市場主體破產，進而逼停市場化改革。

以澳大利亞市場的起步為例，NEM啟動初期電力現貨市場價格與管制價格差異巨大。1999年新南威爾士州現貨市場加權平均價格為24.42澳元/MWh，而1999年新南威爾士州類型1(占80%負荷)的政府授權合約價格卻高達37澳元/MWh，可以說政府授權合約有效地保障了發電企業的穩定經營。而僅僅在第二年電力現貨市場價格就發生了躍升，維多利亞州跳漲至44.57澳元/MWh，政府授權合約又避免了售電企業的大規模破產。在經歷了市場起步初期的價格跳變，市場主體的風險管理能力逐步提升，簽訂高比例中長期合約的意愿不斷增強，澳大利亞的政府授權合約也隨之退坡了。

政府授權合約的另外一個優勢是形式靈活多變，便于政府主管部門以最小的成本實現各項政策目標。以澳大利亞市場為例,同時設置了兩種類型的政府授權合約，類型1是雙向差價合約，而類型2是針對高峰低谷時段的封頂封底合約。浙江試點的規則設計中更有著7種不同類型的政府授權合約適用于不同情況。

針對國內實際，在第二步均等分攤凈擱淺成本的前提下，各類機組政府差價合約價格的確定應綜合考慮國家能源轉型目標、理順后的補貼測算額度、機組投資回收程度等多重因素。針對高擱淺成本機組（如新能源、核電、水電、燃氣等機組）的政府授權合約可采用價格高于管制電價的差價合約形式，同時應明確退坡年限，保證一定比例的投資回收后即應全電量參與市場。當前已完成折舊且有擱淺收益的機組應簽訂價格遠低于管制電價水平的政府授權合約，跨省跨區送電機組可采用“差價合約+期權”式政府授權合約以保障跨省跨區輸電能力變化時的機組收益，新投產機組不能獲得高于市場平均價格的政府授權合約。而目錄電價也可視作一種特殊的政府授權合約，統一納入管理。

其次是通過特殊目的載體（SPV）簽訂政府授權合約，構建獨立透明的過渡機制。特殊目的載體（Special Purpose Vehicle，SPV）是一個為特定目的而構造的空殼實體，SPV常被設立者用于隔離財務風險。因為通過SPV可以獨立透明地實現清潔能源補貼、非市場用戶保障等政策目標，SPV在市場化改革的過渡過程中被廣泛使用，例如新加坡設立了政府指定的MSSL公司用于“計劃”向市場的過渡，并與各類受補貼的主體簽訂政府授權合約。SPV的特點是運營目的單一，且與發起人完全隔離，無任何資金或債務關聯。此外，SPV獨立實體的特點還方便了監管機構對相關過渡機制的監管和審計，使得市場主體對改革過渡機制的信任可以極大地提升。針對國內實際，市場起步初期可由電網企業成立專門的空殼子公司作為SPV或采用獨立賬戶的形式代替SPV。

基于SPV的過渡機制形成的資金流（并不完全對應于結算流）如上圖所示，SPV負責簽訂所有的政府授權合約，既包括發電側也包括非市場化用戶。其中黃線代表的補貼分攤部分，圖中的SPV作為計劃體系下歷史遺留的唯一承接者，在按照政府授權合約結算完成后仍存在資金缺額。在當前結算體系下這部分缺額由“輸配電價中的交叉補貼+雙軌制不平衡資金+可再生能源附加”補齊，轉換到SPV機制后，應按照“新能源補貼+核電補貼+水電補貼+跨省區送受電補貼+供熱等優先發電補貼+居民用戶補貼+農業用戶補貼+其他公益性用戶補貼”分類獨立記賬并向市場主體公開，各類補貼資金在扣減交叉補貼及可再生能源附加后，向所有市場化用戶分攤。為避免扭曲價格機制，發電企業（特別是有擱淺收益的發電企業）應承擔的補貼分攤部分可通過低價政府授權合約實現。

此外，同步還應建立分攤金額的動態調整機制，每三個月事先分配政府授權合約，季度結束進行多退少補、滾動調整。可以看到，與傳統的交叉補貼機制相比，基于SPV的補貼分攤機制獨立透明、條目清晰、便于監管，針對不同類別主體的補貼額度一目了然，且隨政府授權合約期滿有著明確的退坡期限，既能保障市場平穩起步，又能推動市場化建設不斷深入。

基于SPV的分攤機制在沿用固定上網電價而不簽訂政府授權合約時也可以采用，其本質等同于安大略市場的GA，但是簽訂了基于差價合約的政府授權合約后可以有效地控制分攤的金額規模，以最小的成本實現政策目的。

此外電網公司子公司作為SPV還可以起到兜底售電公司的作用，當用戶面臨售電公司破產或原有合約期滿后未簽訂新的交易合同，但發生實際用電時，為用戶提供兜底售電服務。兜底售電價格一般應略高于市場平均水平，該部分收入單獨記賬并納入監管。

時至今日，電力市場化改革已經到了關鍵節點，改革已經深入地觸動到了多方根本利益，計劃與市場銜接等深層次問題必須正視才能解決。而改革越深化，越需要主管部門的擔當精神，越需要主管部門堅定信心走下去。“惟其艱難，才更顯勇毅；惟其篤行，才彌足珍貴。”（本文僅代表作者觀點）