“不平衡資金”正在逼停電改？（記者調查）
作為評判電力體制改革成敗的關鍵指標，廣受關注的現貨市場改革目前已進入攻堅期。但10多年前曾導致東北區域電力市場改革無果而終的“不平衡資金”問題，又一次出現在今天的山東，成為新一輪電改“攔路虎”——
“保函不收了，前期工作也停了，現在距離長周期試結算推遲，就差一紙‘官宣’。”在收到山東電力交易中心近日發布的《關于推遲售電公司繳納履約保函截止日期的通知》后，當地一位不愿具名的售電公司負責人告訴記者，“山東原計劃于今年9月開展連續4個月的電力現貨結算試運行，這是今年全國連續結算試運行持續時間最長的現貨試點，但目前來看此事很可能已成空談。”
根據新一輪電改要求，我國將逐步建立以中長期交易規避風險，以現貨市場發現價格，交易品種齊全、功能完善的電力市場。2017年，國家發改委、國家能源局聯合發布《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》，選擇南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅8個地區作為第一批試點。去年6月底，8個電力現貨市場建設試點全部進入試運行階段，分別開展了為期3-7天的試結算。今年，甘肅電力現貨市場在全國率先完成整月結算試運行。在此背景下，如果山東為期4個月的長周期結算試運行成功，將標志著本輪電力體制改革取得重要階段性成果，為我國電力現貨市場正式運行打牢地基。
然而在今年5月第三次調電運行及試結算中，山東現貨試點在短短四天內即產生了近億元“不平衡資金”，在“電改圈”內引發高度關注。據記者了解，不平衡資金“攪局”電改此前已有先例，在2002年啟動的上一輪電力體制改革中，東北區域電力市場由于出現32億元不平衡資金，收到國家有關部門“先暫停，通過總結提高再啟動”的指示，東北電力市場相關試點工作此后再無實質性進展。
多位受訪者表示，就當前全國電改形勢來看，此次山東不平衡資金問題能否得到妥善解決，已成為左右山東現貨市場改革乃至全國電力體制改革成敗的關鍵。那么“不平衡資金”究竟是什么？它是如何產生的？它的二次出現暴露出了哪些深層次問題？前車之鑒，后事之師。又一次行至“十字路口”的電改如何才能避免重蹈覆轍？
“根本原因在于‘非市場化機組’與現貨市場難以協調”
據記者了解，不平衡資金是指電力現貨市場結算過程中沒有明確承擔主體，需要向全部市場主體或部分市場主體分攤或返還的款項。國外電力市場運行中也存在不平衡資金，不過一年只有大概幾百萬元。那么山東“四天近億元”的巨額賬目從何而來？在中嘉能集團首席交易官張驥看來，“根本原因在于‘非市場化機組’與現貨市場難以協調。”
據了解，參與山東現貨市場的機組主要有兩類：一是市場化機組，包括本省統調火電和直調自備電廠（自發自用之外的電量），電量、電價均由市場決定；二是非市場化機組，包括外來電、核電和新能源發電，這三類機組被列入此次電力體制改革確定的“優先發電計劃”，優先發電價格通常按照“保量保價”和“保量限價”相結合的方式形成，這意味著此類機組在電量、電價方面享有一定的政策保障。
具體到山東現貨市場，張驥告訴記者，假設山東電力現貨市場試運行中累計用電300億千瓦時，市場化電價平均0.2元/千瓦時，市場化用戶需向電網企業繳納電費60億元。但當電網與發電企業結算電費時，假設其中200億千瓦時為市場化機組提供，按市場價格0.2元/千瓦時結算為40億元；剩余100億千瓦時由外來電、新能源等非市場化機組提供，按平均0.3元/千瓦時“保價”結算，共計30億元。兩部分相加，電網企業需向發電側結算共計70億元，但用戶繳納實際電費60億元，差額10億元，這個差額就是山東電力現貨市場中出現的“不平衡資金”。
“在現貨市場中，電網企業僅負責按照交易結果調度電量，不承擔電力交易中的電費盈虧，這10億元不平衡資金的‘坑’由誰來填平呢？根據現有試點規則，這一不平衡資金需要由新能源、外來電等非市場化機組分攤。分攤后，這些機組按照‘保價’結算的30億元收入也隨之減少10億元，即最終實際收入僅為20億元，此數字與按照0.2元/千瓦時的市場化價格結算無異。換言之，雖然名義上非市場化機組仍是‘保價’交易，但從最終收入看，卻已經完全是市場化交易。這與現行新能源行業扶持政策中‘保價、保量’等保障性承諾明顯沖突，也將導致‘西電東送’國家戰略、省級政府間電力合作框架中的‘保價’等承諾無法兌現。因此，不平衡資金問題必須盡快予以解決。”張驥說。
“現在要解決的問題是如何讓非市場電量參與市場”
加拿大安大略省獨立電力系統運營公司高級經濟師何愛民指出，不平衡資金問題并不是現貨市場造成的，現貨市場只是把那一部分資金暴露了出來而已，其根源在于“優先發電”電源不參與現貨市場。“現在要解決的問題是如何讓非市場電量參與市場，以及怎么合理分攤不平衡資金。”
多位受訪專家對此表示認同，如果“優先發電”進入山東中長期市場和電力現貨市場，不平衡資金的問題就能迎刃而解，特別是“占大頭”的外來電。
山東電力交易中心今年2月公布的《山東2019年度電力市場交易信息報告》顯示，截至2019年底，“優先發電”中的新能源發電量為388.4億千瓦時、外來電為936.03億千瓦時，分別占用電量的9%、25%。值得一提的是，外來電中80%為煤電。
作為外來電大省，廣東省同樣面臨類似難題。“廣東省希望協議框架外的外來電不再列為‘優先發電’，按照電力現貨市場價格結算。因為廣東省低谷價格均價保持在0.1元/千瓦時左右，而云南水電外送至廣東僅網絡輸送費用就高達近0.2元/千瓦時。所以，廣東為何放著便宜的低谷現貨價格不要，而去買高價云南水電呢？”
西南電力設計院原副總工程師吳安平告訴記者，“外來電通過已經規劃建設好的輸變電設施送入省電網，或者說進入電力市場，技術上是沒有障礙的，但在追求全網潮流最優時可能會受到一定程度的限制。外來電如果是煤電，卻仍包含在‘優先發電’之列毫無道理。”
針對“優先發電”會否進入市場的問題，記者發函向國家發改委和國家能源局了解情況，但截至記者發稿未收到任何回復。
“這個事件并非改革的‘殺手’，而應當是改革的‘導火索’”
據何愛民介紹，目前我國電力現貨試點中，除浙江外，其余均為“優先發用電制度”與電力現貨市場并行，即“半計劃、半市場”的“雙軌制”結構。
一位長期研究電力市場交易的專家告訴記者，在以中長期交易為主的市場環境中，“雙軌制”是沒有問題的，因為中長期交易的主要目的是規避風險和鎖定收益。“矛盾主要出現在現貨市場實際執行過程中，由于部分用戶和電源‘不參與’市場，造成了供需關系的割裂，特別是在不參加市場的用戶電量電力和電源生產的電量電力不匹配的情況下，供需被扭曲的程度放大，現貨市場發現價格的能力無從談起。這好比一個鍋里吃飯，規則卻不一樣，難免出現優先發用電主體和市場主體之間互相侵害利益的現象。”
針對上述電力市場建設中暴露的問題，中國社會科學院財經戰略研究院副研究員馮永晟坦言并不意外。“解決甚至避免這些問題的思路和方法很早就有討論，難道非得借由雙軌制運行繞個彎放到眼前才算問題？雙軌制如果持續存在，無論對省內現貨試點建設，還是省間電力市場建設，乃至區域和全國統一市場電力建設都是不利的。”
在此背景下，多位接受記者采訪的業內人士呼吁“千萬不能將現貨市場設計成雙軌制”。“一方面，雙軌制類似于同一條道路上同時實施可以靠左行駛和靠右行駛的雙重規則，這必然會導致撞車和混亂。另一方面，雙軌價格的并存必然會助長兩軌之間的倒買倒賣和權力尋租現象。”
吳安平認為，山東電力市場出現巨額不平衡資金問題，深刻說明了深化電力體制改革的必要性和緊迫性。“這個事件并非改革的‘殺手’，而應當是改革的‘導火索’。”
作者：盧彬 趙紫原 來源：中國能源報 責任編輯：jianping
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