发用电计划如何为电力现货市场“补台”？发用电计划放开比例并非衡量市场化程度的唯一标志

2015年中发9号文印发以来，以“三放开、一独立、三加强”为代表的各项工作推进力度都很大，社会最为关心的改革内容是发用电计划的放开。截至2018年，已经放开用于与电力用户直接交易的发用电计划已经到1.6万亿千瓦时以上，占到了当年全社会用电量的20%强。同年，国内8个电力现货市场试点的建设工作，也进入实际方案和交易规则设计阶段。到底“无现货、不市场”提法下的电力现货市场更能标志电力市场化的程度，还是发用电计划放开的比例更能标志各地电力市场化的程度呢？从市场化的本质上讲，如果不将降低电价作为市场化交易的目的，发用电计划放开的比例，并不能直接作为评判各地电力市场化程度的标准。因为现阶段发用电计划放开的合适比例，需要从电力现货市场的作用、发用电计划的未来走向和现代电力市场体系的组成三个因素，来进行研究考量。

 

（来源：能源研究俱乐部 ID:nyqbyj 作者：谷峰）

 

 

我国计划体制下，发用电计划分配制度在实践中是由两部分构成的，一部分主要是地方政府经济运行部门执行的年度发用电指标分配制度（年内电量平衡），另一部分是电力调度机构按天、按小时执行的发用电指标分配制度（即计划调度中的电力平衡）。中发9号文提出放开发用电计划，既指放开政府经济运行部门手中分配的年内发用电指标，也指放开电力调度机构手中按天、按小时甚至按5分钟分配的发用电计划。中发9号文已经对应给出了政府经济运行部门和电力调度机构放开发用电计划的承接方式，分别是“电力直接交易”和“即时交易”。电力即时交易指关注眼下的供需状态和交易机会，并把整个交易活动限制在一个可以预见，并且可以控制的时间范围之内，也就是我们通常意义上所说的电力现货交易。电力现货市场就是电力即时交易的唯一载体，其他交易环节根本无法实现电力即时交易。

 

因此，通俗的讲，电力现货市场的本质是电力调度机制（电力系统运行机制）的革命。将电力现货市场视为仅开展电力现货交易平台的看法是狭隘的，因为电力现货市场环节形成的电能量是能够使用电能量的全部，并非通常所讲的“补充”，电力现货市场形成的电能量有两类，一是中长期合同的现货交割（实物或财务责任），二是中长期合同没有覆盖的现货电量交易。任何商品的买卖都是从现货开始，任何商品只有转化为现货才能够被使用，发挥商品的使用价值。电力不能大规模存储和潮流在网络中分配按照物理规律的特性，使电力中长期合同覆盖电量的现货交割和没有电力中长期合同覆盖电量（电力现货交易量）的现货交割必须在电力调度的指挥下进行。需要电力调度统一指挥进行现货交割实质上是电力特殊商品属性的具体表现。

 

任何现货市场设计，都要解决发电计划制定（日前和时前）、保证实时平衡和预留备用的问题。有趣的是，对于熟悉计划调度模式下电力调度机构的人都知道，每天电力调度机构都要制定次日的机组组合和每台机组次日的出力曲线，确定提供辅助服务的机组，并且在调度台上实时维护系统的运行平衡。实际上，电力现货市场当中的日前市场发挥的作用，大体对应的就是传统电力调度机构每天确定次日机组组合和每台机组次日出力曲线的工作，实时市场大体对应的就是计划调度中在调度台上实时维护系统运行平衡的工作，辅助服务市场则大体对应的就是计划调度中电力调度机构安排辅助服务机组的工作。所以说电力现货市场一方面通过价格对资源进行优化配置，起到发现电力资源价格的作用，一方面又可以与计划调度一样保持系统平衡，促进系统安全运行。

 

然而，电力现货市场不是万能的，这是由于电力现货市场的结果是初次分配性质造成的。电力现货市场是直接与生产要素挂钩的分配方式，通过价格引导资源优化配置注重的是效率，是按贡献进行的分配。但是效率与公平的关系是一对矛盾。如果绝对按效率原则进行分配，必然会在主体间产生较大差距，与国家可再生能源产业政策和民生政策等宏观调控原则相矛盾，不符合能源安全新战略近期的要求；但分配越平均，电力现货市场的效率越低，更加不符合市场化本质的要求。因此，必须强调电力现货市场初次分配注重效率、再分配考虑国家宏观政策，则能够将二者辩证地统一起来：初次分配效率优先，适当拉开收入差距，贡献越大效益越好，这本身也体现了公平；再分配注重公平，照顾到国家可再生能源产业政策和民生政策等，有利于能源行业长远的发展，这时公平也是一种效率。

 

 

既然电力现货市场是初次分配，并且执行价格发现功能，那么电力现货市场设计首要强调的就是效率，任何的人为干预都将扭曲电价，一旦电力现货的价格是扭曲的，那么与其“共振”依托其存在的中长期交易价格和金融衍生品价格都会出现扭曲。政府放开竞争环节的核定电价就是认定人为核定电价很难满足准确性和及时性，存在扭曲因素。如果花费很大代价建设的电力现货市场，发现的价格相对核定电价更为扭曲，建设电力市场就失去了本来的意义。因此，要努力保证电力现货市场单目标优化，仅考虑发现真实的电力价格，依靠价格配置电力资源，国家可再生能源产业政策和民生政策不应在电力现货市场设计的过程中考虑。既然相对“冰冷”的电力现货价格难以承担国家的宏观调控政策，那么就要依靠优先发用电计划“补台”，来实现国家的宏观调控政策。

 

现有的优先发用电制度，脱胎于原有的年度发用电计划指标预案制度。原有年度发用电指标预案制度中发电指标分配制度是按照可再生能源全额收购和“同类型同等容量同一地区利用小时数相当”为主要原则，向发电企业分配发电指标的制度。发电指标不确定给谁用、不确定何时交割、不确定以何种功率交割，并且指标总量可以不定期调整。发电企业和电网企业要根据发电指标总量签订厂网间年度购售电合同，约定发电企业上网电量总量和电价（一般为核定电价），以及电费结算时间等要素。现有优先发电制度仍为一种指标分配制度，但主要用于可再生能源、核电和一些特殊火电机组分配发电指标。其中，对于非水可再生能源分配优先发电指标是为了实现《可再生能源法》规定的可再生能源全额上网，对于为民生供热的热电联产机组分配优先发电指标是为了确保冬季民生供热，优先发电制度本质上是一种二次分配。优先发电电力指标性质仍然很强，很大程度上是其仍然可以调整的特性（到手的指标可能会增减）造成的。

 

当然，优先发电制度也是新建立的制度，会继续深入改革，并会逐步完善。可以考虑将优先发电制度转化为政府授权合同（一经授权由厂网签订购售电合同不再更改），为实现国家可再生能源产业政策和民生政策服务，主要在中长期交易领域发挥二次分配的作用，弥补电力现货市场无法考虑国家可再生能源产业政策和民生政策的短板，又不直接影响电力现货市场的价格发现功能。政府授权合同在执行过程中，与其他市场化的中长期合同同等地位，通过电力现货市场公平的予以执行。在世界范围内，通过政府授权合同在中长期交易领域进行宏观调控的案例屡见不见。2018年，在电力市场已经建成十几年的新加坡，发电企业仍然得到了占全部发电量25%的政府授权合同，政府授权合同与中长期市场交易合同性质相同，均为差价合约，财务责任无差别进行交割。

 

 

在推进以电力现货为核心的现代电力市场建设过程中，发用电计划放开的比例其实并非越高越好。现代电力市场体系，是由各个环节有机衔接组成的系统，并非以现货市场为核心。较高比例的政府授权合同可以在电力现货市场初期替代容量回收机制，并可以起到抑制市场力的作用。

 

下面以集中式市场为例进行说明，电力现货市场、辅助服务市场、容量回收机制、阻塞收益分配机制（金融输电权）和抑制市场力方案是电力现货市场建设初期就必须要考虑和实施的市场方案内容。通常电力现货市场和辅助服务市场在各地的试点方案中都得到了一定程度考虑，其重要性就不再赘述，仅分析目前大部分电力现货试点方案忽略的要素。

 

1.关于容量回收机制。电力现货市场竞争以变动成本为基础进行竞争，导致了电力现货市场定价无法考虑系统所需全部机组全部的容量投资回收。如果长期发电企业的固定投资无法得到足够的回报，则会导致电源投资减少。有观点说，美国启动电力市场初期也未考虑容量回收机制，只能说该种观点属于只知其然不知其所以然，美国的电力公司多为发输配售一体化，仅仅进行了电网环节财务上的分开，改革初期并没有放开售电业务（即用户仍执行监管部门原有的管制电价）。原有管制电价已经全额考虑了发电容量的固定成本回收，所以电力公司并不反对全电量竞价，反而竭尽全力的去采购市场上其他更为低廉的电能。与美国不同，我国已经放开售电侧电价，很多用户已经不再执行目录电价，全电量竞价的电力现货市场确实无法回收全部的电源容量投资。加之考虑到我国电力需求仍在一个时期内会保持6%以上增长的大背景，容量投资无法回收会导致电力供应从今天的“发电没电发”过渡到未来的“用户没电用”。

 

2.关于阻塞损益分配。由于市场交易中，电能量大概率是从低价区域流向高价区域，分散式市场再调度过程中，也会大概率的在低价地区购买下调服务，在高价地区购买上调服务，因此会产生价差损失。当然这部分可以很容易处理，那就是要全体消费者承担。集中式市场对该问题的处理相对复杂，需要通过由电力调度机构运营金融输电权对其进行处理，但是金融输电权对于国内电力行业来说属于较为陌生的金融衍生品，所以在市场初期难于直接考虑设计，并予以实施。如果不同步考虑金融输电权，则会由于高价区（节点）用户统一按照高价区（节点）电价结算（边际电价），同步对低价区（节点）输送过来的低价电按高价结算，形成了阻塞红利，这一部分钱会沉淀在运营机构（实践中是在电网企业），使差价合约避险功能会在发用双方中一方失效的同时，该部分资金被挪作他用的可能性也较高。

 

3.关于抑制市场力。我国厂网分开是按照区域考虑的发电主体装机容量比例，没有按照省为边界条件考虑市场力的问题。经过17年的高速发展，各省中装机占比较高的发电主体出现了“强者愈强”的发展趋势。我国各省最大发电主体的容量占比普遍较大，甚至由于企业重组，在东北等区域还出现了单一发电主体在区域市场和各省市场占比均过大的情况，形成了较为严重的市场力。市场力会影响市场竞争，降低市场优化资源的效率，提高整个系统的运行成本。显然，在发电主体以国资背景为主的情况下，依靠国外常用拆分企业的方式，解决事前结构性测试无法通过的问题变得不现实，同时，通过加强事中事后监管成本高昂。因此，必须要通过市场设计的手段，约束发电侧市场力。

 

 

目前各试点地区中，对于阻塞损益分配，仅广东和浙江方案和规则设计给与了讨论。广东的办法是，考虑发电企业更熟悉电力市场，承受能力也相对较强，将差价合约结算点选择在用户侧，使差价合约保证用户的收益免受阻塞影响，市场初期全部的阻塞责任由发电企业无偿承担，对于阻塞收益如何分配并未做详细描述。浙江省目前倾向于将差价合约结算点放置在电厂所在节点（规则为交易双方可选择，但实际执行大多会选择电厂所在节点），电厂不再参加阻塞收益的分配，阻塞收益向用户侧转移，这一设计体现了“羊毛出在羊身上”的逻辑，给与阻塞经济责任合理的出口，在金融输电权发挥作用前，能够较为合理的保证用户侧和发电侧整体的利益公平，但是可能会在单个用户之间引发阻塞收益分配的交叉补贴。

 

在容量回收机制和市场力抑制方面，浙江方案则运用较高比例的政府授权合同给出了较为精妙的解决方法，明显优于其他各省同样内容的方案设计。浙江的电力需求增速很快，现有发电侧供应能力在未来仍然需要一个较大的增长，通过设计容量市场保证未来容量的充裕性，则市场建设还需要更多时间，电力现货市场难于短期投入模拟试运行；通过国外常见的高尖峰电价，则短期难以让国内有关部门理解和支持，也不容易使用户侧认同。同时，浙江省能源公司（以下简称浙能）的发电容量占比超过省内供应能力的一半，浙能具有全市场的负荷高峰定价权，更麻烦的是即使将一个大浙能资产拆分成几个“小浙能”，受资产均隶属于省内国资管理部门的影响，也无法消除市场主体对浙江省自有发电能力市场力的担心。

 

对于上述困难，浙江方案主要通过初期仅放开110千伏以上的用户参与中长期交易，实现了保证容量回收机制和抑制浙能市场力的目的：

 

一方面浙江110千伏以上用户用电占全社会用电量10%左右，只放开110千伏以上的用户，意味着发电侧获得的政府授权合同将继续占总体发电量的90%，这样可以避免由于“全电量竞价+高比例用户进场”造成的效率较低机组在市场中获得的合同无法维持基本的生存，进而引发未来浙江省一段时间供应能力不足的糟糕局面，维持浙江发电侧生产能力的继续增长。

 

另一方面浙能的生产能力在中长期市场上被锁定了近9成，大大限制了浙能在电力中长期交易和现货市场上的市场力。因为浙能扣掉被锁定（价格）的生产能力后，电力用户参加中长期交易的份额，其剩余生产能力与其他省内发电公司相比并不具备压倒性的竞争优势，大大提升了省内市场的竞争程度。此外，浙江市场引入省外来电参加电力直接交易，并以地板价进入现货市场，进一步稀释了浙能的市场份额，有效的抑制了市场力，提高了浙江电力现货市场发现价格能力。浙江该部分的方案设计，与新加坡电力市场初期通过高比例的“固定价格合同”抑制市场力的方案设计，有异曲同工之妙。

 

通过上述分析，可以清晰的看到，将发用电计划放开的比例，直接作为市场化程度标志是不适宜的，将其定位于电力市场化改革的前置条件更为合适。发用电计划放开的比例并非越大越好，要考虑计划调度放开的承接能力。在电力现货市场设计的过程中，电力现货市场运行初期，通过合理的运用基于发用电计划的政府授权合同，能够有效的保证发电侧持续供应能力，并有效的抑制市场力。

 

电力现货市场建设试点，并非是仅仅开启了“无现货、不市场”的大门，还围绕着电力现货市场建设引发了电力行业的综合性改革。鉴于电力现货市场在现代电力市场体系中的核心地位，“三放开、一独立、三加强”的工作任务均应在电力现货市场建设的背景下，进行衡量和评估，失去了背景条件，得出的结论可能大相径庭。

 

原文首发于《电力决策与舆情参考》2019年6月21日第23、24期