谷峰：完善我国电力市场规则体系顶层设计的思考

2019年，我国电力市场建设工作进展较快，特别是电力现货市场的方案设计逐步清晰。到6月底，8个电力现货试点省份均能够完成初步方案的设计和规则征求意见稿的编制工作，并以此为标志进入电力现货市场的模拟试运行阶段。其中2018年8月已经进入模拟试运行的广东省，在今年5月开始抽取合适时间进行试结算调电工作。实际上，以电力现货市场试点地区完成详细方案设计为门槛，我国的电力市场化改革进入了实质阶段，现行规则体系基于国家发改委、国家能源局2016年印发《电力中长期交易基本规则（暂行）》和原国家电监会建立的辅助服务补偿机制，随着电力现货市场建设的深入，电力市场规则体系的顶层设计必须进行较大幅度的完善。

 

 

 

全国范围内的辅助服务补偿机制建设始于2006年，至本轮改革开始已经基本建立完成。《电力中长期交易基本规则（暂行）》2016年底出台，其征求意见稿于2015年向社会发布。从当时征求意见文件国能综监管[2015]670号的内容来看，实际上原本的设计是“两规则、一办法、一机制”，即670号文件征求意见的文件有三个：《电力市场运营基本规则（征求意见稿）》《电力市场监管办法（征求意见稿）》《电力中长期交易基本规则（征求意见稿）》。

 

从四年电力市场化的实践角度来看670号文件，当时顶层设计团队市场建设的思路是清晰的，选择也是切合实际的。其中，《电力市场监管办法（征求意见稿）》是这个规则体系中用于执行电力市场监管工作的文件。另外两个文件并非是配合使用，《电力市场运营基本规则（征求意见稿）》和《电力中长期交易基本规则（征求意见稿）》描述的是两种截然不同的运营机制。670号文件三个附件中的“遣词造句”小心翼翼地体现出了设计团队的想法，《电力市场运营基本规则（征求意见稿）》堂堂正正地使用“电力市场”的说法，而在《电力中长期交易基本规则（征求意见稿）》中则竭力避免出现“电力市场”这个名词，代之的是“电力市场化交易”。这种文字描述上的区别反映了设计团队对《电力市场运营基本规则（征求意见稿）》和《电力中长期交易基本规则（征求意见稿）》定位的不同：《电力市场运营基本规则（征求意见稿）》是中发9号文配套文件二《电力市场建设实施意见》的具体操作规则，描述的是现代电力市场模式，是要采用电力现货市场代替长期以来我国执行的计划调度制度，用中长期交易代替政府分配发用电指标制度，即以电力现货市场为核心，通过电力现货市场发现价格、维持系统平衡，辅以能够与电力现货市场相配合的电力中长期交易机制，规避电力现货市场价格波动风险或者锁定收益；《电力中长期交易基本规则（征求意见稿）》描述的并非“电力中长期交易+电力现货交易”的市场模式，而是“电力计划调度+发用电指标交易”的运营模式，即通过电力直接交易形式进行电量交易，代替原有的政府发用电指标分配机制，不改变电力调度组织生产、确定如何执行指标的机制。设计团队将其定义为“市场化交易”是因为电力直接交易改变了政府分配发用电计划过程中将用户侧整体视为一个用户的做法，在财务上明确了发电企业将电量出售给了谁，可以看成是一种将电能量视为一般商品交易的做法，具有市场化的特征，可以称之为“市场化交易”，但是由于完全没有考虑电力的物理特性，不能反映实时供需信号和位置信号。

 

回头再看，《电力市场运营基本规则（征求意见稿）》目标是建立国际通行的现代电力市场体系，同步设计《电力中长期交易基本规则（征求意见稿）》似乎有“阑尾”之嫌。其实不然，多设计这一运营模式显示了顶层设计团队对国情社情的清醒认识和对国际电力市场化改革经验的理智总结，一是除浙江外，我国没有电力现货市场运行经验，电力现货市场涉及了计划调度制度的改革，技术含量高，工作量大，矛盾复杂，试点要求时间长，难于快速推广；二是当时各地方政府对于通过竞争降低用能水平的呼声强烈，现货试点不可能数量很大，那么非现货试点难免推动更为熟悉的“优惠电”，与其走老路搞“优惠电”，不如规范地开展有市场化特征的电力直接交易；三是以电力现货市场建设为核心的现代电力市场体系，自身是需要建设成本的，我国幅员辽阔，各地经济发展阶段差别很大，在科学的全国电力市场规划完成前，难以决定电力现货市场是否适合全部省份。

 

《电力中长期交易基本规则（暂行）》后来的落实情况，充分说明顶层设计团队预想的正确，但设计团队应该没有想到的是，《电力市场运营基本规则（征求意见稿）》和《电力中长期交易基本规则（征求意见稿）》被误解为两种“市场”模式，决策过程中因为有观点提出不要让地方政府牵头部门面对太多选择而“无所适从”，提出先出台电力中长期交易基本规则，择机印发电力市场运营规则。《电力市场运营基本规则（征求意见稿）》如同美国的标准化市场设计一样，虽然没有推动美国的统一市场建设，但是在美国7个区域市场最终模式设计当中得到体现一样，虽然始终没有去掉“征求意见稿”五个字，但是在后来8个电力现货市场试点方案设计过程中，均体现了其基本的思想、原则和内容。

 

 

“一规则、一机制”的现行规则体系顶层设计在新一轮电改的初期发挥了巨大作用，截至2018年，全国29省（市、区）（不包括海南和西藏）的31个交易区域共依据顶层设计编制各类电力市场规则近300个，全国主要省份均开展了电力直接交易，多省开展了以调峰、调频为主的市场化辅助服务交易。随着市场化的深入，现行规则机制顶层设计待完善之处逐渐明显。

 

一是《电力中长期交易基本规则（暂行）》不能够适应电力现货市场建设试点的需要。《电力中长期交易基本规则（暂行）》总则中开宗明义指出其不适用于电力现货市场建设地区，仅适用于电力现货市场启动之前。一方面，电力现货市场中交易的电力商品带有时标信号，因此，作为锁定收益和避险功能的电力中长期交易，合同中必须要相应的约定交割功率曲线，以约定双方在时标价格上的经济责任；另一方面集中进行的中长期交易要采用标准曲线，由于中长期交易要适应现货约定交割功率曲线，集中进行的中长期交易就不能执行现行定价方式，仅考虑以量定价，要明确集中交易标的的电量交割的标准曲线，如电力现货试点地区选择了集中式市场，则集中交易标准曲线的差价合约金融交易属性明显，不在电力监管职能范围当中，还需要金融监管机构介入，其未来的中长期电力交易规则不应包括标准曲线差价合约的集中交易。

 

二是《电力中长期交易基本规则（暂行）》没有重点考虑市场间电力交易。《电力中长期交易基本规则（暂行）》制定过程，将内容重点放在了同一市场内的电力交易，方方面面考虑比较细致系统，但是对市场间交易（跨省跨区）仅做了原则描述，特别是缺乏了市场内交易和市场间交易的逻辑关系阐述，仅模糊地指出应是平行市场（不分大小、高低）。因此，实际操作中出现了两级市场，即省外来电和省外送电均不参加省（区）内市场，省间交易的结果无条件地作为省市场交易的边界条件，甚至省间现货交易的结果也要作为省内市场的边界条件。这样的两级市场或双轨制，会造成供给侧人为的撕裂，使“两级市场”中的供需关系均变得人为扭曲。

 

三是《电力中长期交易基本规则（暂行）》对可再生能源参与电力交易考虑不足。《电力中长期交易基本规则（暂行）》设计之初，可再生能源（特别是非水可再生能源）参与电力直接交易较少，因此《电力中长期交易基本规则（暂行）》内容主要考虑可调节电源参与电力中长期交易。现货试点地区，未来将通过电力现货市场体现不同电源的调节能力，统一考虑中长期交易的实物交割和财务交割问题；对于可能长时间不建设电力现货市场地区，仅按照现行中长期交易规则交易，很容易出现可再生能源签订合同却无法兑现的情况。

 

四是现行辅助服务补偿机制（市场）辅助服务品种和定价方式不适应电力现货市场的需要。电力现货市场配套的辅助服务机制，通常主要品种为调频和备用，调频的价格将包括调频里程的价格和调频服务被调用引发的电量变化（按当时现货价格结算），备用价格将包括备用服务本身以及提供备用时段损失的机会成本（按当时现货价格计算），没有电力现货市场，调频服务引发的电量变化和备用时段的损失的机会成本无法准确定价，不能准确定价自然调频和备用服务就无法真正市场化。从这个意义上来讲，真正的辅助服务市场化需要以现货市场建设为前置条件。另外，电力现货市场条件下，分散式市场要求发用双方保持发用功率曲线一致，集中式市场如发电机组不愿停机，随着低谷供大于求，价格一路降低，总有一个低价位让承受不了损失的机组降到足够低的功率，因此，与电力现货市场配套的辅助服务机制不需要调峰辅助服务。换另一句话说，从经济学上讲，电力交易进行过程中，某一主体的货（电）卖不出去，自然就不被允许生产出来，市场环境就不存在调峰交易。

 

五是现行辅助服务补偿机制的费用分摊对象不适应电力市场化交易的需要。双边直接交易开展后，发电与用户之间多对多交易，发电企业出售电量的同时对应出售功率调节能力，不同负荷特性的用户需要的调节服务不同（对应用户不需要调峰机组无费用分摊义务），发电企业由于电量结构不同，其交易电量部分应承担对应用户的调节责任（自己的孩子自己抱走）。另外，俗话说“羊毛出在羊身上”，不论辅助服务的成本如何、费用高低，在市场化的背景下应当由电力用户承担辅助服务费用。不将辅助服务的压力传导到用户，仍然维持用户侧享受辅助服务的“大锅饭”，会造成用户不考虑自身用电习惯对电力系统的“友好程度”，甚至可能鼓励用户滥用辅助服务。

 

此外，顶层设计长期缺乏电力市场监管办法，使各地的市场监管缺乏上位文件依据，各部门按照原计划职能手段采用原行政手段进行电力交易监管，很可能出现“指鹿为马”和“盲人摸象”现象，“越位”和“缺位”的苗头已经开始出现。不过，仅仅一个监管文件并不能解决目前电力监管“九龙治水”的格局，这不是机制调整能够解决的问题，反而是电力监管办法难产是直接受到监管职能不统一的负面影响。

 

 

8个电力现货市场试点进入模拟试运行，《电力中长期交易基本规则（暂行）》有效期将至3年，辅助服务市场建设发现的问题，都给面向未来完善电力规则体系的顶层设计带来契机，可注重以下工作：

 

一是分类完善电力中长期基本规则。《电力中长期交易基本规则（暂行）》有效期即将到期，建议在下一步的修改过程中，针对不同情况分别修订内容。首先，对于电力现货试点地区，采用分散式市场模式的，可将双边交易的实物合同作为核心内容添加，重点描述分散式市场环境下实物合同的合同要素和必须内容，考虑到标准交割曲线的实物交易往往通过分散式市场的现货市场中滚动交易解决，可不做重点描述；其次，对于电力现货试点地区，采用集中式市场模式的，主要描述双边交易差价合约的合同要素和结算有关内容，对于标准曲线集中进行的中长期交易不再描述，交由金融监管机构进行监管；最后，对于可预见时间内不开展电力现货市场建设的地区，适应可再生能源参与电力直接交易的需要，缩短交易时段（例如按峰谷平交易），提高可再生能源签订的中长期交易合同可执行性。

 

二是引入市场进出口商解决“两级市场”撕裂电力市场交易问题。市场机制是以用户为核心进行工作的，应该怎么便于用户交易怎么来，所以用户面对的应当是一级市场。为解决用户隶属于某一市场地理范围，而供给侧电源往往来自多个市场地理范围的矛盾，可以引入市场进出口商，进出口商由所在地政府准入，可以为售电公司、发电企业或电力用户。在跨省区交易中，送端的进出口商作为负荷通过双边或集中交易向省内发电企业买电，送端的进出口商在跨市场平台上作为电源出售电力；受端的进出口商在跨市场平台上作为买家购买电力，受端的进出口商在受端市场上可以通过双边交易向用户出售购得的电量，也可以在集中交易中“扮演”电源，与省内发电企业一起出清。

 

三是把握窗口期尽快随着发用电计划放开将辅助服务费用疏导到用户侧。随着无调节能力电源快速发展，居民和三产用电快速上升，辅助服务费用越来越高，但是发电企业却感觉辅助服务成本没得到补偿，仍在呼吁提高辅助服务付费标准。这种怪现象究其根源是“辅助服务的羊毛（费用）出在了狗（发电）身上”。由于发电侧出钱、发电侧干活拿钱，类似“朝三暮四”的发电侧“零和游戏”，造成全国性的发电集团基本上没有绝对收益的感觉，因为很可能旗下甲电厂赚的就是自己旗下乙电厂的钱，目前是将辅助服务费用转移到负荷侧的最佳窗口期。辅助服务费用很类似房屋买卖的中介费，买方市场时一定是卖方承担承担中介费，卖方市场时一定是买方承担中介费。今后一段时间，我们的电力市场仍处于买方市场（供大于求），辅助服务费用疏导（向用户侧）后，用户在绝对电价感受方面，不会感受到电价因计入辅助服务费用而发生上升，可是一旦供需恢复平衡或者局部时段局部地区紧张，则用户直接感受到的就是涨价，疏导的难度会大大增加。

 

四是非现货试点地区继续深入完善已有的辅助服务补偿机制。已经印发的相关辅助服务补偿机制的文件，总体上看前瞻性、拓展性较好，大部分内容仍然适用，但是深入完善工作必不可少。首先，水火风核等各类型机组、公用和自备多种资产形式机组应都纳入辅助服务补偿机制，采用各类型、各资产形式电源在同一补偿账户参与辅助服务补偿机制；尽快将外来电全部纳入受入电网辅助服务补偿机制，外来电享受“特权”实质上也容易增强省间壁垒，通过承担应承担的义务，更有益于扩大省间交易，实现远程来电的“经济性消纳”。其次，将各类型机组中调节能力最差的机组辅助服务水平作为有偿辅助服务的起点，实现不同类型机组辅助服务提供能力衡量上的公平，在现货市场建立前，引入对系统影响效果或性能参数，使发电机组提供的辅助服务能充分反映其每次动作对系统的连续性影响，将对系统影响的好坏的“感性评价”进行量化计算，精确反映提供辅助服务的价值，才能在“干与不干不一样”的基础上解决“干好干坏一个样”的问题。最后，条件合适的前提下可以尝试目前通过竞价选择辅助服务承担主体的“类辅助服务市场”模式，这里的条件合适是指通过竞价选择辅助服务承担主体能够降低该项目的辅助服务费用，如采用了竞价方式大幅增加该项目辅助服务总费用，形成了“市场就是涨价”的结果，易受到社会的诟病。

 

从电监市场43号文印发算起，“一规则、一机制”的规则体系建立历时13年，弹指一挥间，本轮改革也已开始4年，创业艰难百战多。至今，管中窥豹仍然可以看到市场化机制建立过程中的不易，看得到设计者、推动者清晰的理念和务实的态度。相信在未来的规则体系顶层完善的过程中，市场设计者们能够坚持现代电力市场体系的基本设计理念和原则，设计出符合各地特点、符合基本市场理论的方案。千里之行始于足下，不积跬步无以至千里，让我们拭目以待，关注电力市场化机制，为新时代电力行业的高质量发展保驾护航！