bevictor伟德官网能源互聯網智庫研究中心主任 夏清

bevictor伟德官网能源互聯網研究院副院長 陳啟鑫

清華四川能源互聯網研究院能源交易與運籌中心副主任 陳雨果

近兩年來，我國電力現貨市場建設提速,試點省區市場建設取得階段性進展,均開展了連續結算試運行。山東作為試點之一，于5月16-19日開展了為期四天的現貨市場連續結算試運行，試運行期間電網運行整體平穩，市場出清價格基本合理。但由于市場化發電、用電的電量規模不對等、優先發購電曲線不匹配、容量補償機制不完善等因素影響，試結算期間共産生9508.19萬元的不平衡資金，引起了業内廣泛關注。本文主要分析不平衡資金的形成原因，并提出後續完善建議。

一、 山東電力市場基本情況

山東電網是典型的受入型大電網，接納省外來電能力達到3000萬千瓦以上，年度受入外電約占全省用電需求的20%。省内形成了以直調火電機組為主、風光等新能源蓬勃發展的電源結構，是目前國内光伏裝機容量最大的省份，可再生能源發電量約占全省用電需求的10%。

山東電力市場采用中長期差價合約鎖定收益、現貨全電量競價的市場模式。中長期市場采用雙邊協商、集中競價和挂牌交易等方式組織開展；現貨市場以跨省區送電、省内清潔能源出力作為邊界條件，火電機組全電量參與市場競争，基于節點邊際電價出清方式形成現貨市場價格。

本次結算試運行中，直調公用電廠的市場化火電機組根據典型日實發曲線形狀分解中長期市場合約，以報量報價方式參與現貨市場交易。用戶側以自願原則參與現貨交易，僅有6%的市場用戶參與，以其實際用電曲線的95%作為中長期市場合約分解曲線，按照日前、實時偏差結算規則進行結算；其餘用戶未參與現貨市場交易，仍沿用中長期市場結算機制，現貨市場中的用電偏差按照中長期合約價格結算。

二、 不平衡資金産生的主要原因分析

總體來看，山東電力現貨市場不平衡資金主要由市場化發、用的電量規模不對等、優先發用電曲線不匹配、容量補償機制不合理三方面因素共同造成。

1. 市場化發、用的電量規模不對等

2020年，山東省市場化用戶用電規模約為1900億千瓦時。發電側參與市場主體為省内直調火電機組，發電側市場電量規模約為1200億千瓦時。針對約700億千瓦時的電量偏差，一方面将甯東直流100億千瓦時的電量納入省内市場，一方面由電網公司将600億千瓦時的電量轉賣給市場用戶，在年度電量上基本保證平衡，但這種年度平衡、年度清算的機制與現貨市場按時段出清、按日清算的要求未能有效銜接。

本次結算試運行中，未考慮将電網公司轉賣的這一部分中長期電量進行分解，就這四天來看，市場化發用電量規模并不對等。對于優先發電超出優先購電部分的電量，市場結算機構需要用高價購買并賣給低價市場用戶，産生了“高買低賣”現象。市場機組實際上網電量15.43億千瓦時，市場用戶實際用電量21.26億千瓦時，比市場機組上網電量多出了5.83億千瓦時。因此，市場化用戶需要購買5.83億千瓦時的非市場化電量，才能滿足電量平衡。對于這部分缺額電量，絕大多數用戶側按照中長期市場交易價格（382元/MWh）結算，而發電側按照非市場化機組标杆電價（395元/MWh）結算，由此造成不平衡資金約739萬元。

2. 優先發購電曲線不匹配

以清潔能源為代表的優先發電與以居民用戶為代表的優先購電的曲線差異是産生不平衡資金的另一個主要原因。受清潔能源出力波動性影響，優先發電與購電難以在曲線上形成匹配平衡關系。當清潔能源大發時，優先發電多于優先購電，市場化火電機組需要相應調減出力，調減的偏差電量按照現貨價格進行結算，而清潔能源增發部分的偏差電量卻按照其批複電價進行結算。由于現貨市場價格（日前均價198元/MWh，實時均價182元/MWh）比省内清潔能源批複電價（395元/MWh）低，該部分偏差電量在發電側結算時形成了“高買低賣”格局，高價買入新能源增發電量，低價賣出中長期市場化合同的欠發電量，由此造成不平衡資金約2993萬元。

3. 容量補償機制不合理造成不平衡資金規模進一步擴大

根據山東省發改委印發《關于電力現貨市場燃煤機組試行容量補償電價有關事項的通知》，市場用戶根據實際用電量，按照99.1元/MWh的标準繳納容量補償費用，對發電側容量成本予以補償，容量電費在電能量市場之外單獨結算。

本次試運行中，由于容量補償标準是事前核定的，未考慮實際的市場發用電不對等情況。在市場化用電大于市場化發電的情況下，優先發電、外來電仍按照标杆電價結算，未納入容量電價補償範圍，本質上造成了對市場化機組的過補償，由此造成不平衡資金約5777萬元，占整個不平衡資金的50%以上。

事實上，市場化機組通過現貨市場偏差結算、容量電費過補償等因素獲得了額外收益，其在結算試運行過程中度電平均價格達到了434元/MWh，較中長期合約價格高出52元/MWh；另一方面，由于用戶側僅有很少一部分參與了現貨市場交易，其度電平均價格基本與中長期合約價格382元/MWh持平。這就形成了對于市場化機組的過補償，必然加大了市場結算資金的不平衡。

三、 後續完善建議

不平衡資金在電力市場運行、結算中不可避免，不需“大驚小怪”，但需厘清其形成機理，并對不合理的形成途徑進行修正規避，逐步完善市場交易規則。盡管電力電量平衡了，但由于發電與用電的成分及其價格的差異性，就可能在結算階段出現資金上的不平衡。這一點是我國當前電力市場建設所特有的現象，有别于國外市場的運行經驗。在我國電力市場起步初期，市場交易規模逐步放開、計劃與市場常态化并軌運行的情況下，更加需要通過結算試運行發現問題，實現對市場運行規律由淺入深的認識，保障電力市場健康有序發展。

針對本次結算試運行中不平衡資金産生的原因，建議後續從如下幾個方面完善。

1. 解決發、用兩側市場化電量的對等問題

市場化發用電規模不對等是造成本次現貨市場試運行資金不平衡的核心原因。當發電側放開規模明顯小于用戶側放開規模時，意味着市場用戶所用電量中，有相當一部分實際上為非市場化機組所發，該部分電量在發用兩側分别按照基準電價和市場電價結算，勢必産生大量不平衡資金。

怎麼解決這一問題？在目前新能源暫時缺少政策支持參與市場的情況下，一是考慮進一步放開省内其他優先發電計劃，如核電、“以熱定電”的電量等；二是考慮省外來電的市場化。對此，有一種觀點認為：讓省外來電直接參與省級市場。但如果外來電直接到各省級市場交易，則存在着跨區跨省輸電通道協同、資源公平競争的難題，甚至“尋租”交易。解決這一難題的最有效的方法是建設全國統一電力市場，各省的用戶可委托省級電網公司參與全國統一市場，也可以直接參與交易，通過市場競争的方式解決跨區跨省發電與輸電資源的優化配置問題。各省在獲得了跨省區中長期交易合同後，根據标準負荷曲線或事先約定的曲線進行分解，物理交割；外來電不參與現貨市場交易，在現貨市場中作為邊界條件優先出清，并配套建立實際送電與中長期曲線之間的偏差處理機制。

在發用兩側市場化電量暫時未能平衡的過渡階段，由于市場化用戶通過電網公司代理購買了非市場發電，可将電網公司轉賣非市場發電量所形成的不平衡資金按月向市場化用戶進行分攤。一方面實現對市場不平衡成本的合理疏導，一方面市場化用戶仍可通過市場化發電的降價享受相應市場紅利，市場初期能保障各方利益格局平穩過渡。

2. 完善可再生能源參與現貨市場交易機制

可再生能源出力波動将對現貨市場的交易空間、市場價格造成影響，應進一步完善可再生能源參與現貨市場交易機制。随着市場化用電規模的逐漸擴大，應對應的逐步降低可再生能源保障性利用小時，保障性利用小時之外的發電量以及允許偏差範圍之外的超發電量，應按照現貨市場價格結算，保量不保價。這一方面可激勵新能源企業提升預測精度，另一方面能夠給予火電機組出讓發電權的公平補償，降低産生不平衡資金的風險。

3. 完善容量電價補償機制

在火電機組利用小時數大幅降低的情況下，應該考慮對火電機組的容量補償，但應進一步完善補償機制。建議首先測算發電側市場化機組應予以容量補償的總電費，然後再向用戶側進行分攤，避免出現對市場化機組的過補償問題。或者，仍然按照99.1元/MWh的标準收取容量費用，從用戶側多收的容量補償費直接用于支付由于購買非市場化電量而産生的不平衡資金。事實上，通過對容量補償規則的合理調整，可消除大部分不平衡資金。

4. 實現全部市場化用戶參與現貨市場交易

将全部市場化用戶納入現貨市場交易範圍，将發電側競争形成的現貨市場價格傳導至用戶側，一方面實現發用兩側現貨偏差結算價格匹配，規避不平衡資金問題；一方面通過現貨市場形成的分時價格信号激勵用戶側有效提升用電負荷曲線預測準确性、合理管控用電偏差，為未來需求側響應、虛拟電廠等新興市場主體的引入做好儲備。

5. 完善市場模拟與運行分析機制

進一步完善市場模拟機制，針對市場交易品種、市場交易規則、市場交易參數的新增或調整以及相關政策的變化，通過全面、充分的市場模拟進行論證分析，提前識别市場在組織和結算環節可能出現的風險或問題，及時進行反饋調整、指導規則修訂，确保市場平穩有序運行。

四、 對我國電力市場建設的思考

一是要合理把握電力市場建設節奏。

電力市場的建設運行與政策環境、能源資源禀賦、電網運行條件、市場主體意識等因素密切相關，并沒有放之四海而皆準的通用模闆。尤其在我國市場交易規模逐步放開的背景下，電力市場建設将面臨若幹中國國情下的特有問題，國際上并沒有成熟經驗可以借鑒。

山東的這次問題表明，在我國電力市場建設進程中，應通過全面的市場模拟、推演、分析、論證，将相關問題研究清楚，完善市場方案和規則，再統籌推進市場建設進度，避免因為一些重要問題沒有研究清楚造成市場運行出現颠覆性的後果，對市場改革造成不利影響。

二是要厘清計劃與市場各自的定位。

“有形的手”與“無形的手”都是現代市場經濟條件下實現資源優化配置的手段，二者相互聯系、相互補充、缺一不可。但在我國目前的電力市場體系下，計劃與市場兩者相互交織，不僅使得市場交易、結算機制變得複雜，帶來不平衡資金等問題，還進一步增加了市場監管難度，增大了市場交易成本。因此，亟需政府發揮好宏觀調控職能，為市場運行提供與之匹配的政策邊界，實現政策和機制協同，賦予市場更大的活力和空間。

計劃手段與市場手段的核心邏輯不同。計劃手段主要解決公平問題，市場手段主要解決效率問題。在市場體系内應重點突出市場的資源優化配置作用，尊重市場運行客觀規律；公平性相關的問題應通過市場之外的計劃手段解決，避免計劃安排對市場運行造成影響。讓計劃與市場交織在一起，可能導緻以計劃的思維方式搞市場。

基于這一思路，本文建議：應按照市場提升效率、政府解決公平的原則，改革現有的“優先發購電”政策。市場提升效率就是盡快實現全部發電、用戶按照統一、公平的交易規則參與市場，簡化市場機制，激活市場動力。對于優先發購電，如可再生能源,在市場上可申報零價或以“報量不報價”方式參與市場，确保其優先消納；對享受特殊電價優惠政策的用戶，也同樣按照市場方式參加競争。政府解決公平則是對成本不能通過市場回收的發電企業和享受電價優惠的企業給予市場外的補貼，變事先定價定量的“暗補”為基于市場價格為基準、公開透明、動态的“明補”，補貼來源于所有用戶的均衡分攤。通過“有形之手”形成的補貼，則需要嚴格監管，加強對相關主體的成本審計，綜合考慮市場價格以及成本變化情況動态調整補貼标準；同時應完善相關補貼政策、補貼參數、成本數據的信息披露機制，接受全社會監督。這樣的計劃與市場的協同方式既簡化了市場，降低了市場組織的複雜度，同時又提升了補貼的透明度，防止補貼的尋租。政府的作用就是要解決市場失靈的難題，政府有形的手應該讓市場無形的手變得更加有力，而不是各行其道！

三是要加快推進全國統一電力市場建設。

山東現貨市場試點運行情況，表明了加快省外來電市場化交易的緊迫性與重要性。國家發展改革委《關于全面放開經營性電力用戶發用電計劃的通知》文件其實已要求對外來電市場化的加速。但外來電市場化不代表“外來電直接參與各省級市場”，而是應加快推進全國統一電力市場建設，将跨省跨區送電納入市場交易範圍，帶動各省的市場化電量比重進一步增加，促進省間和省内市場融合，打破省間壁壘，實現電力資源在全國範圍内的自由流通和優化配置。當前“國内大循環”的新局面就是要求打破省間的産品和要素流動的壁壘，促進國内統一市場的形成與發展。