關于不平衡資金的分配方式，靴子終有落地之日，經歷過“先暫停”的山東現貨試點，也必將迎來撥云見日的“重啟”之時。回溯以往，與16年前蹉跎的最大不同，或許是對于不平衡資金產生的原因和解決辦法，業內貢獻出的大量的智慧，也凝聚了非官方口徑的共識。這樣的共識，正在轉化成為一股強大的暗流，推動現貨市場建設在“最后一公里”中砥礪前行。

作為電力市場體系建設初步完善的標志，電力現貨交易被譽為除輔助服務之外，電能交易和電量平衡鏈條上的“最后一公里”。在完成這一項難度和風險系數都不低的改革任務時，現貨試點“最后一公里”的征程走得相當謹慎，且略顯艱難。

“因為有了5號文的前車之鑒，所以當初在做9號文的時候，就著重討論過要不要設不平衡賬戶的問題，果不其然，這次又惹了麻煩。”一位業內人士在茶余后的閑談，透露出了行業對現貨試點眼下所遭遇困境的集體焦慮。

在一份山東省呈請相關部委協調的情況匯報中顯示，2020年5月16日-19日山東省開展的第三次現貨市場連續結算試運行期間，四天直調用電量共計40.98億千瓦時，其中市場化機組上網電量15.44億千瓦時，市場用戶用電量合計21.28億千瓦時，偏差電量5.84億千瓦時，由外來電、新能源等非市場化機組發電。由于該偏差電量在發電側按照非市場機組電價結算，在用電側按照市場電價結算，在目前優先發電結算電價明顯高于用戶側綜合電價所形成的“高買低賣”，導致四天試運行中產生市場用電量高于市場化發電量的“發用不平衡資金”共計9508.19萬元。

盡管本次帶有試驗性質的試運行結算中，規則主導方相應調減了6158.53萬元的容量補償費用，但剩余3349.66萬元的雙軌制發用不平衡資金，仍需由外來電、新能源，以及省內機組優先發電量分攤疏導。

消息不脛而走，業內眾說紛紜。雖然在呈請文件中，以“黑體加粗”的格式著重標注出“這樣的分攤機制是在國家明確的省外來電作為現貨市場出清邊界的基礎上提出，且已寫入山東現貨市場規則”，但略顯龐大的分攤數額，仍然引發事件持續發酵，業內討論的熱情空前高漲。

一方觀點認為，如果“不平衡資金”由新能源和外來電等非市場化機組承擔，分攤后的結算電價與山東省內市場化機組結算價格無異，這與現行的新能源行業“保量保價”的扶植政策存在明顯沖突，國家戰略性送電協議和省級政府間電力合作框架中的“保價”承諾也無從兌現；電源側如果以“合同違約”的理由向購電方提起訴訟，贏面頗大。

也有不同聲音認為，優先發電的功率超過了優先購電的功率，為什么不能承擔經濟責任？如果優發電量承擔偏差費用有風險，那么市場機組簽訂的市場化合同不執行，是否也具有法律風險？同樣，如果都按照合同執行，只有棄風棄光、減少外送，那么這是否又同樣暴露于法律風險之中？在雙軌制模式下，既想履行優先發電合同，又想履行市場合同，多目標的結果往往是所有目標都實現不了。

“分攤方式是事先寫在規則里的，由外來電和省內可再生能源及優先機組按照比例分攤，并沒有逾越省間和省內達成的協議。不平衡費用的本質是調峰費用，省內市場化機組少發電量是為優先發電機組讓路，山東只不過是以其他形式體現了這一費用。在未做容量扣除前比較電價高低，對省內機組并不公平。由優先發電量進行不平衡資金的分攤，在某種程度上，但又并不完全地體現出了市場的公平性。”持有這一觀點的人并不在少數。

在試圖復盤4天試結算運行的過程中，業界揣測良多，最令業內矚目的是，在8個現貨試點中，為什么唯獨只有山東市場出現了這樣劇烈的波動？究竟是山東的“步子邁大了”，還是在做規則時“把細節問題疏忽”了，抑或是“規則設計出現了重大紕漏”？

“不平衡資金就是市場設計中某一部分‘受照顧’的電量在結算中產生的價格投影，這樣的問題在8個現貨試點中或多或少都有顯現，但是由于電源結構和市場規則各有不同，化解的手段也各不相同。部分地區采用了計劃手段解決，反而呈現出了‘短平快’的效果。由雙軌制引發的不平衡資金背后，已經形成了多個利益主體，有人抱著既得利益不放，有人不愿意吃啞巴虧，關鍵還要看操刀者敢不敢調整規則。否則到了最后，這個虧空只能由電廠承擔。”前述業內人士告訴記者。

不平衡資金分攤引發的問題，難免不讓所有關心電力體制改革的人將上一輪東北區域市場的折戟拿來作參照。對于16年前東北區域市場三次調電產生的34億不平衡資金，普遍觀點認為是由于售電側價格沒有放開，也有人對于“省為實體”下建立統一的區域發展模式和市場交易模式持有保留意見，更多的則是在計劃體制之下對于顛覆既有秩序所需決斷力的遺憾。16年后，即便人人思變，對于改革所持有的熱情有增無減，但當市場規則仍未能摒棄計劃體制的“遺珠”時，再次追問“為什么歐美現貨市場不平衡資金不是大問題”時，答案則略顯蒼白。

“在沒有進行現貨市場建設之前，歷次調價和發電側的交叉補貼通過電網的統購統銷模式進行了彌補和修正，現貨市場運行之后，相關責任明晰了，電網企業僅負責按照交易結果調度電量，不再承擔電力交易中的電費盈虧，這部分資金自然就沒有人愿意去背。山東試圖擺脫的困境，實際上是在為所有受入試點省份解套。”業內人士評價道。

無論是褒獎山東現貨試點推進者的勇氣，還是試圖拼湊重新分配之下的利益紛爭，連續四個月的長周期試運行不僅試出了體制改革中深層次的矛盾，也在不斷地試探著市場的韌性與信心。

關于不平衡資金的分配方式，靴子終有落地之日，經歷過“先暫停”的山東現貨市場，也必將迎來撥云見日的“重啟”之時。回溯以往，與16年前蹉跎的最大不同，或許是對于不平衡資金產生的原因和解決辦法，業內貢獻出的大量的智慧，也凝聚了的非官方口徑的共識。這樣的共識，正在轉化成為一股強大的暗流，推動現貨市場建設在“最后一公里”中砥礪前行。

“不屬于市場的，應該拿出市場”

“每次試運行的目的都是不一樣的，每次試也都是在一步步接近最終規則。不平衡資金的問題是我們當初做設計時預見到的，因為相對來說比較復雜，涉及到外來電參與省內現貨市場的問題，所以我們把它留到了最后。如果把跨省區送電的問題解決，不平衡資金的規模基本就能回到可控范圍之內。”一位接近山東現貨市場人士回應記者，“山東出現不平衡資金的根本原因，一個是風光等新能源優先發電和優先購電規模不匹配，導致的市場化發、用電總量規模上的不平衡，另一個原因，就是目前外來電沒有參與省內現貨市場，導致市場化機組與市場化用戶在發、用時段性、曲線上的不匹配。”

據了解，近年來山東省大力調整能源供給結構，省外來電和省內新能源發展迅猛。按照目前山東省現貨市場規則設計，省外來電和省內新能源均不參與市場，僅有省內火電機組參與現貨市場交易；在全面放開經營性用戶參與市場的背景下，市場發、用電量不平衡導致的雙軌制結算矛盾不斷凸顯。

預計到今年年底，山東省內市場機組的發電量約1200億千瓦時，市場用戶用電量需求約1800億千瓦時，不平衡電量缺口達到600億千瓦時。預計明年不平衡電量缺口將超過1000億千瓦時，按照國家現行優先發電、優先用電政策，山東省新能源、核電、外來電等優先發電量大于優先用戶用電量的情況將成為常態。

“另外還有一個不可忽視的客觀情況，由于參與市場的發電主體偏少，時段性的不平衡將不可避免，特別是反映在曲線上的問題。從長遠來看，即便是年度電量在規模上形成了匹配，但是時段上的不匹配將是全國各地都有可能出現的共性問題。”該人士告訴記者，隨著風電、光伏裝機的大量投運，在新能源大發時段，市場化的火電機組往往處于最低技術出力的狀態。在這種情況下，非市場化發電往往高于非市場化用電，且由于發電與用電的成分及其價格的差異性，直接導致了曲線不匹配投射在結算階段資金上的不平衡。

誠如業內的普遍共識，在完全計劃的時代，通過經信委調整電量計劃和調度控制兌現率，實現基數電量計劃與社會用電量的匹配，并沒有過出現過不平衡資金分攤的問題；在國外完全市場化的情境下，通過嚴格的“以用定發”合同兌現和偏差管理手段，只見電價飛漲，卻很少聽聞大規模不平衡資金的“暴雷”，即便產生了不平衡資金，也由所有消費者集體分攤。只有在施行“優發優購”與電力市場并行的雙軌制結構“過渡期”內，滿足國情需要的市場機制，難以避免地連帶產生了具有國情色彩的不平衡資金。

在前路并無他山之石可循的境況下，業內貢獻了多個對于不平衡資金來源修正和規避的路徑——若要實現“優發”與“優購”相對應、市場化機組與用戶相匹配，要么讓新能源和外來電進入市場，增加市場化電量的規模和流動性；要么提高市場機組發電負荷，棄風棄光、減少外送；要么大幅壓縮市場用戶規模，讓市場用戶用電負荷與市場機組最低負荷相匹配。

“無論是棄風棄光，還是通過縮減市場化用戶規模，以此達到市場化用戶用電量與市場化機組發電量大體相當，顯然都是與國家的政策導向相違背。山東雙軌制不平衡資金存在的核心問題就是‘優發優購’的存在并凌駕于市場之上。但計劃體系已經在我國盤踞多年，解決問題也不可能一蹴而就，關鍵在于如何區分優先發電量中的‘真假計劃’，別頭疼醫了頭，藥卻都去了腳上。”業內人士告訴記者。

在山東省呈請相關部委的材料中顯示，以5月18日為例，外來電日前計劃高峰送電1808萬千瓦時，中午低谷時段送電1547萬千瓦時；新能源中午時段出力約1300萬千瓦時。此時，火電機組開機容量已達到特高壓入魯外電安全穩定約束下限，且運行火電機組均達到其出力下限。由此，該日中午12時，市場機組上網電量僅1181.41萬千瓦時，實時市場出清電價已達零價，市場用戶用電負荷2107.51萬千瓦時，市場用電量比市場機組發電量高出926.1萬千瓦時。

“山東省外電的兩大來源，一個是國家指令性計劃，另外一個是省間政府框架協議。”業內人士向記者分析道，“國家指令性計劃實際上是為了完成國家戰略，比如新能源戰略，這與省間對口支援的電量從性質上來說具有天然的不同。國家戰略屬于長期性的計劃安排，無論是從電源的經濟性，還是市場建設階段來看，把諸如新能源電量這樣的戰略性計劃完全交由市場，在現階段是不妥當的，也難以實現國家能源轉型的戰略目標。而對于短期內相對細節的電量，還是應該盡快交由市場去解決。畢竟供需關系需要準確的市場信號來反映，而如果設置了過多的邊界條件，很難評價或評估試出來的結果，現貨市場建設的效果也會大打折扣。只放10%的市場化電量進去，卻滿心期待100%放開后的價格，也許只能稱其為一個美好的愿望。”

正如一位長期跟蹤電力體制改革的專業人士所述，在判斷不平衡資金是否會引發顛覆性后果之前，首先需要剝離與市場制度本身無關的原因，這對于市場化改革和現貨市場建設的方向將會起到決定性的影響。

如果與16年前東北區域市場的劇烈虧損相比照，確實存在著某些種關聯性可循，這些相同之處無外乎市場之外的客觀影響往往盛于市場安排本身的瑕疵。我國的計劃體制既有縱向的歷史積淀，也有橫向的非市場成因，再加上計劃與市場兩者相互交織，使不平衡資金的來源比現貨市場建設前只多不少，但與之對應的調解手段卻寥寥可數。

“但是，正如我們不能因為供需反轉和煤價飆升等外部因素來否定當年東北區域市場建設的經驗一樣，如今，我們也不能因為不平衡資金的出現來否定現貨市場試運行的成果和市場的建設方向。不平衡資金是可以通過規則調整予以解決的，并不是不可逾越的鴻溝。重要的是，如何在實現確保穩定供應、確保電價水平、確保能源轉型等多重目標下，通過改變現有規則達到利益分配的再平衡，這是非常考驗操刀者的政策水平的。”該業內人士補充道。

多次的市場運行經驗似乎早有提醒，隨著模擬試運行的推進，預料到的，和未曾預料的問題都會接踵而來。眼下，是以“打補丁”的方式加以修正，還是從源頭上厘清“不平衡”攪局的根源并加以調整？鑒史通今，我們總能在特殊的歷史事件中尋找到可供參考的依據。

在盤點長周期試運行成果之外，市場是否如約回歸本真，或許是日后留給歷史記錄者著重下筆的段落。

首頁 上一頁 1 2 下一頁 尾頁 1/2/2