2015年中發(fā)9號文印發(fā)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(guān)心的改革內(nèi)容是發(fā)用電計劃的放開。截至2018年，已經(jīng)放開用于與電力用戶直接交易的發(fā)用電計劃已經(jīng)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(nèi)8個電力現(xiàn)貨市場試點的建設(shè)工作，也進入實際方案和交易規(guī)則設(shè)計階段。到底“無現(xiàn)貨、不市場”提法下的電力現(xiàn)貨市場更能標志電力市場化的程度，還是發(fā)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(zhì)上講，如果不將降低電價作為市場化交易的目的，發(fā)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(xiàn)階段發(fā)用電計劃放開的合適比例，需要從電力現(xiàn)貨市場的作用、發(fā)用電計劃的未來走向和現(xiàn)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(fā)用電計劃分配制度在實踐中是由兩部分構(gòu)成的，一部分主要是地方政府經(jīng)濟運行部門執(zhí)行的年度發(fā)用電指標分配制度（年內(nèi)電量平衡），另一部分是電力調(diào)度機構(gòu)按天、按小時執(zhí)行的發(fā)用電指標分配制度（即計劃調(diào)度中的電力平衡）。中發(fā)9號文提出放開發(fā)用電計劃，既指放開政府經(jīng)濟運行部門手中分配的年內(nèi)發(fā)用電指標，也指放開電力調(diào)度機構(gòu)手中按天、按小時甚至按5分鐘分配的發(fā)用電計劃。中發(fā)9號文已經(jīng)對應(yīng)給出了政府經(jīng)濟運行部門和電力調(diào)度機構(gòu)放開發(fā)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(guān)注眼下的供需狀態(tài)和交易機會，并把整個交易活動限制在一個可以預(yù)見，并且可以控制的時間范圍之內(nèi)，也就是我們通常意義上所說的電力現(xiàn)貨交易。電力現(xiàn)貨市場就是電力即時交易的唯一載體，其他交易環(huán)節(jié)根本無法實現(xiàn)電力即時交易。

 

因此，通俗的講，電力現(xiàn)貨市場的本質(zhì)是電力調(diào)度機制（電力系統(tǒng)運行機制）的革命。將電力現(xiàn)貨市場視為僅開展電力現(xiàn)貨交易平臺的看法是狹隘的，因為電力現(xiàn)貨市場環(huán)節(jié)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(xiàn)貨市場形成的電能量有兩類，一是中長期合同的現(xiàn)貨交割（實物或財務(wù)責任），二是中長期合同沒有覆蓋的現(xiàn)貨電量交易。任何商品的買賣都是從現(xiàn)貨開始，任何商品只有轉(zhuǎn)化為現(xiàn)貨才能夠被使用，發(fā)揮商品的使用價值。電力不能大規(guī)模存儲和潮流在網(wǎng)絡(luò)中分配按照物理規(guī)律的特性，使電力中長期合同覆蓋電量的現(xiàn)貨交割和沒有電力中長期合同覆蓋電量（電力現(xiàn)貨交易量）的現(xiàn)貨交割必須在電力調(diào)度的指揮下進行。需要電力調(diào)度統(tǒng)一指揮進行現(xiàn)貨交割實質(zhì)上是電力特殊商品屬性的具體表現(xiàn)。

 

任何現(xiàn)貨市場設(shè)計，都要解決發(fā)電計劃制定（日前和時前）、保證實時平衡和預(yù)留備用的問題。有趣的是，對于熟悉計劃調(diào)度模式下電力調(diào)度機構(gòu)的人都知道，每天電力調(diào)度機構(gòu)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(wù)的機組，并且在調(diào)度臺上實時維護系統(tǒng)的運行平衡。實際上，電力現(xiàn)貨市場當中的日前市場發(fā)揮的作用，大體對應(yīng)的就是傳統(tǒng)電力調(diào)度機構(gòu)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(yīng)的就是計劃調(diào)度中在調(diào)度臺上實時維護系統(tǒng)運行平衡的工作，輔助服務(wù)市場則大體對應(yīng)的就是計劃調(diào)度中電力調(diào)度機構(gòu)安排輔助服務(wù)機組的工作。所以說電力現(xiàn)貨市場一方面通過價格對資源進行優(yōu)化配置，起到發(fā)現(xiàn)電力資源價格的作用，一方面又可以與計劃調(diào)度一樣保持系統(tǒng)平衡，促進系統(tǒng)安全運行。

 

然而，電力現(xiàn)貨市場不是萬能的，這是由于電力現(xiàn)貨市場的結(jié)果是初次分配性質(zhì)造成的。電力現(xiàn)貨市場是直接與生產(chǎn)要素掛鉤的分配方式，通過價格引導資源優(yōu)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(guān)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(chǎn)生較大差距，與國家可再生能源產(chǎn)業(yè)政策和民生政策等宏觀調(diào)控原則相矛盾，不符合能源安全新戰(zhàn)略近期的要求；但分配越平均，電力現(xiàn)貨市場的效率越低，更加不符合市場化本質(zhì)的要求。因此，必須強調(diào)電力現(xiàn)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?qū)⒍咿q證地統(tǒng)一起來：初次分配效率優(yōu)先，適當拉開收入差距，貢獻越大效益越好，這本身也體現(xiàn)了公平；再分配注重公平，照顧到國家可再生能源產(chǎn)業(yè)政策和民生政策等，有利于能源行業(yè)長遠的發(fā)展，這時公平也是一種效率。

 

 

既然電力現(xiàn)貨市場是初次分配，并且執(zhí)行價格發(fā)現(xiàn)功能，那么電力現(xiàn)貨市場設(shè)計首要強調(diào)的就是效率，任何的人為干預(yù)都將扭曲電價，一旦電力現(xiàn)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(xiàn)扭曲。政府放開競爭環(huán)節(jié)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(shè)的電力現(xiàn)貨市場，發(fā)現(xiàn)的價格相對核定電價更為扭曲，建設(shè)電力市場就失去了本來的意義。因此，要努力保證電力現(xiàn)貨市場單目標優(yōu)化，僅考慮發(fā)現(xiàn)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(chǎn)業(yè)政策和民生政策不應(yīng)在電力現(xiàn)貨市場設(shè)計的過程中考慮。既然相對“冰冷”的電力現(xiàn)貨價格難以承擔國家的宏觀調(diào)控政策，那么就要依靠優(yōu)先發(fā)用電計劃“補臺”，來實現(xiàn)國家的宏觀調(diào)控政策。

 

現(xiàn)有的優(yōu)先發(fā)用電制度，脫胎于原有的年度發(fā)用電計劃指標預(yù)案制度。原有年度發(fā)用電指標預(yù)案制度中發(fā)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(qū)利用小時數(shù)相當”為主要原則，向發(fā)電企業(yè)分配發(fā)電指標的制度。發(fā)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(diào)整。發(fā)電企業(yè)和電網(wǎng)企業(yè)要根據(jù)發(fā)電指標總量簽訂廠網(wǎng)間年度購售電合同，約定發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電量總量和電價（一般為核定電價），以及電費結(jié)算時間等要素。現(xiàn)有優(yōu)先發(fā)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(fā)電指標。其中，對于非水可再生能源分配優(yōu)先發(fā)電指標是為了實現(xiàn)《可再生能源法》規(guī)定的可再生能源全額上網(wǎng)，對于為民生供熱的熱電聯(lián)產(chǎn)機組分配優(yōu)先發(fā)電指標是為了確保冬季民生供熱，優(yōu)先發(fā)電制度本質(zhì)上是一種二次分配。優(yōu)先發(fā)電電力指標性質(zhì)仍然很強，很大程度上是其仍然可以調(diào)整的特性（到手的指標可能會增減）造成的。

 

當然，優(yōu)先發(fā)電制度也是新建立的制度，會繼續(xù)深入改革，并會逐步完善。可以考慮將優(yōu)先發(fā)電制度轉(zhuǎn)化為政府授權(quán)合同（一經(jīng)授權(quán)由廠網(wǎng)簽訂購售電合同不再更改），為實現(xiàn)國家可再生能源產(chǎn)業(yè)政策和民生政策服務(wù)，主要在中長期交易領(lǐng)域發(fā)揮二次分配的作用，彌補電力現(xiàn)貨市場無法考慮國家可再生能源產(chǎn)業(yè)政策和民生政策的短板，又不直接影響電力現(xiàn)貨市場的價格發(fā)現(xiàn)功能。政府授權(quán)合同在執(zhí)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(xiàn)貨市場公平的予以執(zhí)行。在世界范圍內(nèi)，通過政府授權(quán)合同在中長期交易領(lǐng)域進行宏觀調(diào)控的案例屢見不見。2018年，在電力市場已經(jīng)建成十幾年的新加坡，發(fā)電企業(yè)仍然得到了占全部發(fā)電量25%的政府授權(quán)合同，政府授權(quán)合同與中長期市場交易合同性質(zhì)相同，均為差價合約，財務(wù)責任無差別進行交割。

 

 

在推進以電力現(xiàn)貨為核心的現(xiàn)代電力市場建設(shè)過程中，發(fā)用電計劃放開的比例其實并非越高越好。現(xiàn)代電力市場體系，是由各個環(huán)節(jié)有機銜接組成的系統(tǒng)，并非以現(xiàn)貨市場為核心。較高比例的政府授權(quán)合同可以在電力現(xiàn)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(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場、容量回收機制、阻塞收益分配機制（金融輸電權(quán)）和抑制市場力方案是電力現(xiàn)貨市場建設(shè)初期就必須要考慮和實施的市場方案內(nèi)容。通常電力現(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)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(xiàn)貨試點方案忽略的要素。

 

1.關(guān)于容量回收機制。電力現(xiàn)貨市場競爭以變動成本為基礎(chǔ)進行競爭，導致了電力現(xiàn)貨市場定價無法考慮系統(tǒng)所需全部機組全部的容量投資回收。如果長期發(fā)電企業(yè)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(fā)輸配售一體化，僅僅進行了電網(wǎng)環(huán)節(jié)財務(wù)上的分開，改革初期并沒有放開售電業(yè)務(wù)（即用戶仍執(zhí)行監(jiān)管部門原有的管制電價）。原有管制電價已經(jīng)全額考慮了發(fā)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(jīng)放開售電側(cè)電價，很多用戶已經(jīng)不再執(zhí)行目錄電價，全電量競價的電力現(xiàn)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(nèi)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(yīng)從今天的“發(fā)電沒電發(fā)”過渡到未來的“用戶沒電用”。

 

2.關(guān)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(qū)域流向高價區(qū)域，分散式市場再調(diào)度過程中，也會大概率的在低價地區(qū)購買下調(diào)服務(wù)，在高價地區(qū)購買上調(diào)服務(wù)，因此會產(chǎn)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(diào)度機構(gòu)運營金融輸電權(quán)對其進行處理，但是金融輸電權(quán)對于國內(nèi)電力行業(yè)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(shè)計，并予以實施。如果不同步考慮金融輸電權(quán)，則會由于高價區(qū)（節(jié)點）用戶統(tǒng)一按照高價區(qū)（節(jié)點）電價結(jié)算（邊際電價），同步對低價區(qū)（節(jié)點）輸送過來的低價電按高價結(jié)算，形成了阻塞紅利，這一部分錢會沉淀在運營機構(gòu)（實踐中是在電網(wǎng)企業(yè)），使差價合約避險功能會在發(fā)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(guān)于抑制市場力。我國廠網(wǎng)分開是按照區(qū)域考慮的發(fā)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(jīng)過17年的高速發(fā)展，各省中裝機占比較高的發(fā)電主體出現(xiàn)了“強者愈強”的發(fā)展趨勢。我國各省最大發(fā)電主體的容量占比普遍較大，甚至由于企業(yè)重組，在東北等區(qū)域還出現(xiàn)了單一發(fā)電主體在區(qū)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(yōu)化資源的效率，提高整個系統(tǒng)的運行成本。顯然，在發(fā)電主體以國資背景為主的情況下，依靠國外常用拆分企業(yè)的方式，解決事前結(jié)構(gòu)性測試無法通過的問題變得不現(xiàn)實，同時，通過加強事中事后監(jiān)管成本高昂。因此，必須要通過市場設(shè)計的手段，約束發(fā)電側(cè)市場力。

 

 

目前各試點地區(qū)中，對于阻塞損益分配，僅廣東和浙江方案和規(guī)則設(shè)計給與了討論。廣東的辦法是，考慮發(fā)電企業(yè)更熟悉電力市場，承受能力也相對較強，將差價合約結(jié)算點選擇在用戶側(cè)，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(fā)電企業(yè)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(jié)算點放置在電廠所在節(jié)點（規(guī)則為交易雙方可選擇，但實際執(zhí)行大多會選擇電廠所在節(jié)點），電廠不再參加阻塞收益的分配，阻塞收益向用戶側(cè)轉(zhuǎn)移，這一設(shè)計體現(xiàn)了“羊毛出在羊身上”的邏輯，給與阻塞經(jīng)濟責任合理的出口，在金融輸電權(quán)發(fā)揮作用前，能夠較為合理的保證用戶側(cè)和發(fā)電側(cè)整體的利益公平，但是可能會在單個用戶之間引發(fā)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(quán)合同給出了較為精妙的解決方法，明顯優(yōu)于其他各省同樣內(nèi)容的方案設(shè)計。浙江的電力需求增速很快，現(xiàn)有發(fā)電側(cè)供應(yīng)能力在未來仍然需要一個較大的增長，通過設(shè)計容量市場保證未來容量的充裕性，則市場建設(shè)還需要更多時間，電力現(xiàn)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(nèi)有關(guān)部門理解和支持，也不容易使用戶側(cè)認同。同時，浙江省能源公司（以下簡稱浙能）的發(fā)電容量占比超過省內(nèi)供應(yīng)能力的一半，浙能具有全市場的負荷高峰定價權(quán)，更麻煩的是即使將一個大浙能資產(chǎn)拆分成幾個“小浙能”，受資產(chǎn)均隸屬于省內(nèi)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(fā)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(xiàn)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(fā)電側(cè)獲得的政府授權(quán)合同將繼續(xù)占總體發(fā)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(fā)未來浙江省一段時間供應(yīng)能力不足的糟糕局面，維持浙江發(fā)電側(cè)生產(chǎn)能力的繼續(xù)增長。

 

另一方面浙能的生產(chǎn)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(xiàn)貨市場上的市場力。因為浙能扣掉被鎖定（價格）的生產(chǎn)能力后，電力用戶參加中長期交易的份額，其剩余生產(chǎn)能力與其他省內(nèi)發(fā)電公司相比并不具備壓倒性的競爭優(yōu)勢，大大提升了省內(nèi)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(xiàn)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(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)價格能力。浙江該部分的方案設(shè)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(shè)計，有異曲同工之妙。

 

通過上述分析，可以清晰的看到，將發(fā)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(fā)用電計劃放開的比例并非越大越好，要考慮計劃調(diào)度放開的承接能力。在電力現(xiàn)貨市場設(shè)計的過程中，電力現(xiàn)貨市場運行初期，通過合理的運用基于發(fā)用電計劃的政府授權(quán)合同，能夠有效的保證發(fā)電側(cè)持續(xù)供應(yīng)能力，并有效的抑制市場力。

 

電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點，并非是僅僅開啟了“無現(xiàn)貨、不市場”的大門，還圍繞著電力現(xiàn)貨市場建設(shè)引發(fā)了電力行業(yè)的綜合性改革。鑒于電力現(xiàn)貨市場在現(xiàn)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(wù)均應(yīng)在電力現(xiàn)貨市場建設(shè)的背景下，進行衡量和評估，失去了背景條件，得出的結(jié)論可能大相徑庭。

 

原文首發(fā)于《電力決策與輿情參考》2019年6月21日第23、24期