2020年04月03日 | 2020再见试结算：持续将市场化推向深入

2019年对于中国的电力市场化是一个具有里程碑意义的年份——在中国的电力现货市场建设史上第一次引入了用户、第一次引入了可再生能源、第一次涉及外送（受）电，市场化的进展虽不能完全与社会和行业的期望吻合，但必须肯定的是，市场化水平达到了电改历史上的新高度。

回首全年的电力现货市场试点，无论是广东等省大规模引入用户，还是浙江尝试售电公司“先买后卖”启动真正的售电业务；无论是甘肃等省推动风光参与现货交易，还是山东酝酿容量补偿机制，抑或是山西尝试外送电“关口合同物理化、省内交易财务化”，都有精彩的思考与务实的尝试。

当然，不可回避的是，随着8个试点省区电力现货市场试结算工作的深入，暴露了许多现有规划、运营和价格体制，与市场化不协调、不适应，甚至是矛盾的问题。随着这些问题的暴露，各种各样的声音也随之而来。必须要承认的是，电力现货交易机制不能包打天下，也不能解决所有问题。一方面，要认识到各试点地区遇到的困难，很多是市场设计由于某些原因向现存体制机制妥协形成的问题；另一方面，必须要认识到“无现货、不市场”的一个重要特征，是电力现货交易机制像一根电力改革的探针，探测出的林林总总，指出了下一步市场化需要改善、完善，甚至要根本改变的体制、机制弊端的努力方向。经济、充裕和清洁本身就是这个时代能源问题的不可能三角，需要在电力现货交易机制的引导下，经过艰难努力达成妥协，形成新的体制、机制。

近期，国家发展改革委、国家能源局印发《关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知》（以下简称《通知》），将试点过程中发现的问题和摸索出的经验达成共识的部分以文件方式印发，一方面继续推动2020年电力现货试点工作走向深化，要求以“质的突破代替量的重复”；一方面务实地指导各地完善电力现货市场建设方案，提高试结算水平，不断迭代逼近充分发挥“电力现货交易发现价格”的作用，以更好实现市场配置资源的功能。《通知》在以下五个方面内容进行了首次明确：

要点1：第一次明确了用户（特别是中小用户）、售电公司、发电企业如何签订电力现货交易背景下的中长期合同。

经过本轮电改开始五年以来对电力市场化理论的普及，在行业内和部分电力用户中间，建立了现货市场模式下，中长期交易需要确定结算（或实物交割）功率曲线的概念基本建立。但是大部分地区采用“一勺烩”的方式，往往把零售市场和批发市场的结算混为一谈，直接在批发市场就完成了结算，售电业务更像是电力经纪人业务。

随着2019年国家全面放开经营性发用电计划的政策出台，电力用户数量从10万等级将快速上升至3000万等级，大量的中小用户将迅速进入市场，要求全部电力用户均采用带功率曲线签订中长期合同近乎是不可能完成的任务。一是绝大部分用户（特别是中小用户）暂时没有功率曲线管理能力，即使是大型用户未来具备了功率曲线管理能力，占数量绝大部分的中小用户也不可能人人拥有曲线管理能力；二是即使拥有了功率曲线管理能力，对于通过大幅改变生产经营习惯实时适应功率曲线管理的做法，中小用户难以接受，毕竟市场是为用户服务的，中小用户对于用电有低价要求的同时，也有用电“舒适度”的要求。因此，《通知》除了以往经常提到的约定发用双方一致的功率曲线，还提出了交易双方可以约定一口价、分段价格等多种形式，形成合同中的分时结算内容，籍此明确了中长期交易如何适应电力现货市场建设试点的调整方式。

《通知》的相关内容实际上实现了售电市场和批发市场分开运营的思想，在售电市场上，一口价、分段价格非常类似大部分用户现在执行的峰谷电价，只是这个峰段和谷段的划分，以及价格水平，不再由物价部门制定，而是由售电公司（或起到售电公司作用的发电企业）与用户双向选择确定。对于大型的用户，可以采用双方协商具体的功率曲线组和具体的确定条件，实现“你要什么、我给什么”的交易方式，对于中小用户则完全可以使用不同时段的价格确定合同套餐，实现“我给信号，你自行调节”的响应系运行需求。在批发市场上，由于批发市场中售电公司（发电企业）均具备曲线管理能力，售电公司（发电企业）在日前市场上提交合同约定累加的功率曲线，用于批发市场中长期交易结算。批发市场的中长期交易结算完成后，由承担售电业务的售电公司（发电企业）出具与用户约定的结算凭证，完成售电业务的结算。这样就形成了售电业务的“买卖分开”，售电公司一方面承担市场“避险”功能，一方面负责通过价格信号引导中小用户用电习惯向“对系统友好”方向转变。

要点2：第一次提出如何依靠批发市场电能量价格引导“顶峰”。

从目前预测来看，未来全国有部分地区将出现“缺电”现象。由于煤电机组的利用小时仍然低于核价利用小时，这里的“缺电”主要缺的不是电量，而是缺短时电力。对于局部时段缺电力的问题，我们传统的做法是通过投产新的机组满足电力的平衡，但是从经济发展的新阶段用电特点来看，用投产机组的方式无条件满足供应非常不经济。例如，南方某用电大省，最大负荷超过1.2亿千瓦，但是其中7%（约850万千瓦左右）的负荷仅仅维持了40个小时左右，为了这40小时尖峰负荷的电力供应，在现行电价体制下，无论投资任何一种已知的电源技术或储能技术都将是不经济的，也是不符合国家对能源行业高质量发展要求的。

解决这个问题，必须从批发市场的价格入手，通过灵活、快速变化的批发市场价格，引导用户需求响应和激发存量电源（或储能设备）“调低谷、顶高峰”。然而，灵活、快速变化的批发市场价格需要依靠电力现货市场实现，从2019年8个试点地区试结算的结果来看，尖峰和低谷的价差均未超越当地峰谷价差，这里的原因有很多，包括：部分反应迅速但是变动成本高的机组（燃机、抽蓄等）没有进入市场，直接拉低了市场价格；部分发电企业仍然有发电量考核的指标，不敢牺牲电量追求利润等原因，但是非常重要的原因之一是在国家要求降低用能成本的大背景下，各地规则将降低用能成本“简单”普适于所有用户，要求每个用户都要降价，每个时段都要降价，中长期的均价要降，现货的均价也要降，甚至个别地区现货的峰值价格也不要超过核定电价。这种做法“阉割”了现货市场配置用户侧资源的能力，其实在计划体制下，江苏等部分地区调动负荷侧响应系统尖峰需要已经走出了经验，度电补偿已经达到5元/千瓦时，费用来源是尖峰电价电网侧盈余，计划体制下的需求侧补偿费用尚且如此之高，现货市场的限价远远不应该是目前的水平。

因此，《通知》没有采用输配电价也分峰谷的补丁方式，而是直接明确要充分发挥价格信号对电力生产、消费的引导作用，形成合理的季节和峰谷分时电价，充分发挥调节性能好的机组和可中断负荷的作用。电力供应存在偏紧时段地区，通过市场化手段提高市场主体参与系统调节的积极性。这个思想某种意义上借鉴了美国德州稀缺定价机制的思想。

要点3：第一次明确了所谓“不平衡”资金如何疏导。

不平衡资金是随着8个试点地区进行电力现货交易试结算而出现的名词。不平衡资金在国外成熟电力市场也是存在的，只不过数量很小，主要是由于电费支付中存在金额上的四舍五入以及发用两侧的表计存在合理误差等原因，造成的用户支付电费和发电收取电费总额之间的不平衡，虽然其必然存在（四舍五入和计量误差无法避免），但是由于大量市场主体正负数值出现互抵等原因，该部分不平衡费用数量很小，近乎可以忽略不计。我国电力现货试点中出现的不平衡费用，实际上是因为我们原来只有一个综合电价，没有其他分量；电力现货市场运行后，辅助服务费用、阻塞管理费用、发电启停费用、上台费用等的分摊，都会形成电价下的子项目，未来的电费单可能有几十到上百个分项，这些并不是真正的不平衡费用，应当作为电费的一部分，与电能量费用一同向用户收取。部分试点地区误将其视为不平衡费用（仅按电能量收取电费）。当然，我国也会存在由于收费四舍五入和计量误差产生的不平衡费用，但这个数量级也会很小。

《通知》针对上述问题，明确“不得设置不平衡资金池，每项结算科目均需独立记录，分类明确疏导，辅助服务费用、成本补偿、阻塞盈余等科目作为综合电价科目详细列支”，即未来用户要逐步适应电费单多个分项的现实，能找到受益者或受益方的费用不能属于不平衡资金，不能将多个电费分项混为一谈，形成新的交叉补贴。下一步，还需要关注的点是优先购电用户是否也会一视同仁的分摊辅助服务、阻塞管理、启停、上台等费用。

要点4：第一次提出了如何确保市场运营机构和技术支持系统开发方的中立性。

所谓内幕信息，是指电力交易活动中，涉及公司的经营、财务或者对该公司获得的市场价格有重大影响的尚未公开的信息。内幕信息具备三大特质，一是机构内部运作人员所知悉的信息；二是机构尚未对外公开的信息；三是对于市场主体或行业具备商业价值的信息。电力现货市场是个竞争非常激烈的市场，信息将成为各个利益主体追逐的猎物，掌握内幕信息的机构和主体非常容易被套入“寻租者的瞄准镜”。

在电力市场中，特别是集中式的电力市场，掌握内幕信息将能够很大程度影响电力现货市场价格。从目前情况看，我国内幕信息在电力现货市场中通常由三个机构掌握，一是电力市场运营机构；二是电力市场技术支持系统开发商；三是电力市场第三方校核承担机构。电力市场运营机构天然地掌握全面信息，电力市场技术支持系统开发商由于开发、维护技术支持系统，也会掌握系统的全面信息，第三方校核承担机构由于对技术开发系统的出清和结算模块进行校核，间接掌握了出清和结算的全面信息，而这些信息很大部分属于内幕信息。同时为保证公平性，第三方校核承担机构与技术支持系统建设方属于一定的相互制约关系，不应出现任何关联关系。

因此，《通知》分别提出三条要求：“运营机构可以通过合同约定核心岗位工作人员离职三年内不得在利益主体就业或为其提供咨询服务”、“技术支持系统开发方应向市场主体公开承诺，不与所在市场相关主体发生业务相关商业行为，防止内幕交易”、“开发方、第三方验证执行者不得为关联企业（单位）或主体”。

要点5：第一次明确了市场干预措施需要受到限制、试结算暂停后如何再次启动。

考虑到电力工业对国计民生的重要性，国内对电力市场建设是非常谨慎的，因此在各地的市场规则中，制定了大量市场干预措施。尤其在电力现货市场运行初期，干预措施的行政性和临时性色彩很浓。为了既能够保证规则和模式剧烈调整的初期，市场能够稳定运行，又保证行政性和临时性的干预措施不会影响未来市场的稳定运行和扭曲市场价格，《通知》要求各地区第一责任单位负责“明确各项临时干预措施的有效期限，市场稳定运行后应逐步退出各项行政措施，以保证充分发挥市场配置资源的作用”。

另外，由于电力现货市场试点仍然处于试结算阶段，启动试结算并非最难事，难点在于一旦由于试结算不顺利，市场暂停后的再次启动可能存在的风险，《通知》要求在连续试结算过程中，如遇各地规则中明确需要市场暂停的情况，应向市场主体披露详细原因、明确暂停持续时间。第一责任单位负责组织解决存在的问题，尽快重启交易，并及时向国家发展改革委、国家能源局报告。《通知》“未料胜、先料败”，重“重启”胜于重“启动”，表达了国家部委坚定推动电力现货市场建设的决心，给市场主体吃了“定心丸”。

必须要说明的是，《通知》中还第一次提出了双轨制模式下市场力主体的范围如何划定。我国市场力的研究多基于电力市场先行国家的经验，国际电力现货市场并无双轨制，因此，市场力监管的对象主要是市场主体。我国现阶段仍然存在大量未进入市场的用户，作为市场成员的电网企业仍然具备很强的市场控制力，因此，《通知》认为对于电网企业具备的市场控制力，也应给予足够的重视。

《通知》的出台，表明国家在进一步总结实践经验，不断完善顶层设计，并对各试点地区的相关工作提出要求。电力现货市场建设是中国电力市场化的大方向，但是通向大方向的路从来不是平坦的，会充满荆棘，充满曲折，甚至可能出现暂时和局部的倒退，但是要相信我们的制度优势，相信市场主体的力量，相信电力现货市场是我国电力工业高质量发展的必由之路，我们一定能够将电力市场化持续推向深入。