谷峰：电力现货市场再认识 电改中天然的“领袖风范”

新一轮电力体制改革已经开始三年，电力直接交易(发用电计划放开)、输配电价核定、售电业务放开、增量配电业务放开齐头并进，基本达到了第一阶段的预想，启发市场主体观念的工作基本完成。新一轮电改各项工作中唯一仍在筹备状态的就是电力现货市场建设。通过第一阶段各项工作的探索，越来越多的人逐渐认识到电力直接交易(发用电计划放开)、输配电价核定、售电业务放开等工作的深入需要以电力现货市场建设为基础，电力现货市场建设将成为新的市场运营机制(电力系统运行机制)能否发生质变的“门槛”。下一阶段，推动电改各项工作的深化关键就在于电力现货市场建设能否有质的突破。

一电力现货市场的本质

电力现货市场用于发现电力价格并引导电力资源配置观念被大多数人认同。通俗地讲，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。无论用户通过中长期交易买了什么产品，都会在中长期合同中约定，什么时间和地点，进行中长期合同的现货交割。例如，餐馆购买西红柿，无论合约签订多久、购买量有多大，都要约定每天或每隔几天某一时间要送多少货到餐馆，这种“定时定量”送货的行为就是西红柿中长期交易的现货交割，只有到了餐馆的西红柿现货才能被加工成各种基于西红柿现货食材的菜肴。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。

在计划体制下，电网企业垄断购电和售电业务，发电企业将电网代理的全部用户视为“一个用户”，价格主管部门按照某一类发电企业的平均成本(时序和位置电价交叉补贴)核定上网电价，按照某一类用户的平均用电成本(时序和位置电价交叉补贴)核定销售电价，电力调度根据电力系统的需要组织发电企业进行计划机制下的“电力现货交割”，因此发电企业仅仅知道一年中自身会获得多少发电量，并不知道何时何地进行现货交割，而是由电力调度机构在满足安全约束的前提下“自由安排”交易双方的发用电行为。因此，计划模式下发电企业和用户通常从政府获得的不是电力商品，而是政府分配的“电力商品指标”。同时，计划机制产生了由于独买独卖环境下特有的辅助服务——调峰。

在市场机制下，“多卖多买”的格局形成后，发电企业与用户(主要是售电公司)的中长期交易合同不仅需要约定电量，还要和西红柿的现货交割一样，约定现货交割的功率曲线，并且约定现货交割的地点。发电企业可以选择实物交割(自己生产)或交割财务责任(购买其他发电企业产品进行现货交割)。因为“自己的孩子自己抱走”，用户什么样的用电功率曲线，发电企业就有责任提供什么样的发电功率曲线，电力市场内就不存在调峰这种辅助服务。电力调度机构不再拥有“自由安排”电力生产的权力，而是要按照交易各方的意愿，在安全约束下组织进行中长期交易的现货交割(实物或财务责任)，对于中长期合同没有覆盖的部分组织进行电力现货交易。同时在电力现货市场中，不同类型、不同效率的发电主体还会根据自身成本的情况通过市场运营机构(电力调度机构或交易所)进行替代发电。上述电力调度机构根据市场主体意愿组织电力现货交割、电力现货交易和发电替代的环节，就是电力现货市场。

众所周知，电力调度机制是电力系统运行制度的核心，电力现货市场对电力调度机制“革命性”的影响，必然会对其他电改内容产生直接的影响。

二电力现货市场对其他电改任务的基础性影响

电力现货市场机制和计划调度机制对电力直接交易(发用电计划放开)、输配电价核定、售电业务放开等工作提出的要求差别很大。在电力调度计划体制没有发生改变的情况下(计划运行机制的边界条件不改变)，电力直接交易(发用电计划放开)、输配电价核定、售电业务放开等工作在实践中只能适应电力调度的计划体制，而无法实现适应现代电力市场的要求，造成部分工作事倍功半，甚至有可能与电力现货市场建设的要求相左。

(一)电力现货市场对电力中长期交易的影响

目前，各地现行的市场机制是“传统计划调度+电力直接交易+优先发电计划”，即政府分配发电计划改为分配优先发电计划和通过直接交易分配放开的发电计划，电力调度的计划机制不变。其中，优先发电计划与原有计划模式基本一致，运行部门分配指标后，发电企业与电网企业签订厂网间购售电合同;放开的发电计划通过电力直接交易(以核定电价为参考降价多者得)确定各发电主体承担的份额。目前，无论是厂网间购售电合同，还是电力直接交易合同，仅确定月度的大致电量，并不和前文提到的西红柿合同一样约定现货交割的时间地点(用户地点)，由电力调度机构统一按照原有发电指标执行方式进行。建立电力现货市场后，厂网间购售电合同和电力直接交易合同作为电力中长期交易合同，主要作用都是避险或锁定收益，合同中均要约定交割时间、交割地点等现货交割方式;对于上述合同未覆盖的电量，则进行电力现货交易，以电力现货价格结算。用电量相同但用电功率曲线不同的用户将获得不同的电价，不同接入位置的用户也将获得不同电价(由于网络约束或系统约束)，目前的电力直接交易仅以量定价的思维方式将发生根本的改变。同时，核定电价将不再是“影子价格”，电力现货市场价格的预期将成为电力中长期交易的参考价格。

(二)电力现货市场模式和范围的选择对输配电价核定的影响

按照9号文件的配套文件规定，电力现货市场在我国分为类似美国的集中式市场和类似于英国的分散式市场。美国市场通过发电侧的节点电价反映位置信号，输电价格不再考虑位置信号;英国发电侧采用区域电价，但是通过“点费率”法核定输电价反映位置信号。由于我国幅员辽阔，各地电力系统特点不一，很难全国各地选择同一种模式，因此在各地电力现货市场模式选定前，难以确定是否在输电价格中体现位置信号。其次，由于中长期交易的主要任务是锁定收益或规避风险，只要能够起到这样的作用，中长期交易的市场范围并无一定限制，但是电力现货市场的地理范围受交流网架、系统运行习惯、技术支持系统搭建难度等因素限制存在最优地理范围(经济范围)。输配电价无论按照一个市场一张网(即一票制)核定，还是分省核定，将省间联络线成本计入各省输电价，都要看该现货市场的范围包含了哪些省，而不是有线路连接就要考虑包括在内。

(三)电力现货市场对配售电业务的影响

目前，各地独立售电公司开展的“售电业务”采用的就是“吃价差”的盈利模式，与发电企业营销人员在原直购电(优惠电)模式下开展的工作没有大的区别，因此独立售电公司也饱受诟病，被认为是没有创造价值的“皮包公司”。电力现货市场运行后，一方面由于电力现货价格波动(日内和日间)较为剧烈，天然厌恶风险的用户希望通过售电公司的专业能力购电规避风险，代用户承担风险成为售电公司重要的业务内容，另一方面售电公司将归集中小用户用电需求，在批发市场里对时序电价做出反应，起到响应系统需要的作用。售电公司将摆脱目前挣价差的粗放模式，真正从事售电业务，通过自身的专业化经营摆脱“皮包公司”印象。同时，时序电价和位置信号，将有力地促进售电公司开展以电价为触发信号的增值服务，改变增值服务停留在“口头”的尴尬局面。同时，电力现货市场还是增量配网试点的外部环境条件，电力现货市场形成的时序电价和位置信号，有助于增量配网采用多能互补、综合能源等多种新技术，形成灵活的有源配网系统。

从上面的分析可以得出，电力现货市场在各项电改工作中有着核心性、基础性、边界性的作用，有天然的“领袖风范”，将相关电改制度设计放在电力现货市场的大背景下予以考虑是最为理性的选择，然而“一分钱一分货”，“金玉其外金玉其内”的电力现货市场的建设却是艰难和复杂的。

三推动电力现货市场建设的设想

电力现货市场虽好，但以“速胜论”作为电力现货市场建设工作的指导思想并不可取。电力现货市场在我国除浙江、华东区域曾做过一定的尝试，尚无足够的经验积累。由于电力调度机构承担全部安全责任，“安全”这个“老虎屁股”总是让各方感觉电力现货市场建设要慎重、要付出更多精力。考虑到电力现货市场本身的设计和建设也较为复杂，从国际经验来看，通常电力现货市场在确定具体市场模式之后，在“鞭打快牛”的工作状态下，也需要2-3年的准备时间。有观点认为，既然这么难，电力现货市场可以放一放，先做容易的。这让人想起近期的热点话题，某著名通讯设备公司由于不掌握芯片核心制造技术，因一定原因受到个别国家(掌握芯片核心制造技术)制裁，从而有可能进入“技术死亡”状态。这件事情的发生，孰是孰非不是本文讨论和关注的范围，仅从该公司发展的历程上看，没有把通讯公司的技术基础(芯片技术)打扎实，有寻求超越事物发展客观规律的捷径之嫌，看似繁花似锦，一有风吹草动，便有夭折风险。事不同而理同，电力现货市场的重要地位对于电改来说非常类似芯片核心制造技术对通讯公司的重要程度，只有敢啃硬骨头，把地基打扎实，才能保证电改的高楼大厦禁得起风吹雨打。否则，“先易后难”的思维方式往往会造成通向现代电力市场的道路“看起来最近实际上最远”。推动电力现货市场建设，需要重视以下三方面工作：

(一)尽快完成我国电力市场规划

由于电力的系统性特点，成功现代电力市场的国际经验告诉我们，顶层设计是推动电力现货市场的唯一途径，事实上，电力现货市场也不可能出现“小岗村”。因此，电力现货市场建设迫切需要尽快完成我国电力市场的顶层设计，电力市场规划就是顶层设计中的核心部分。电力市场规划本身与电力行业规划性质类似，电力市场规划至少要明确回答某地是否适合建设电力现货市场和该电力现货市场的地理边界在哪里的问题。具体来说，电力市场规划一方面要论证清楚某一地区是否需要建设电力现货市场，毕竟电力现货市场建设也需要成本，应对各地不同经济发展情况和一次资源禀赋进行分析，对电力现货市场建设的成本和可能带来的红利进行对比。对于一次资源富集，电力生产成本较低的地区，只要合理核定输配电价，将网络外送功能部分成本从当地用户的输配电价中剥离，并不一定要建设电力现货市场;对于经济发达、一次资源相对不足的负荷中心地区，电力现货市场很可能是必选之选，当然这一切都需要在电力市场规划中通过计算、分析、对比来量化完成。电力市场规划另一方面要论证清晰，目前电力系统控制运行技术水平条件下，以实现国家能源革命要求为背景，电力现货市场的边界在哪里，经济范围有多大，资源优化配置的最佳范围是多大。

(二)全力推动电力现货试点

通过试点摸索经验是我国改革开放成功经验之一。电力现货市场建设同样需要试点。由于我国电力现货市场实操人才和经验不足，同时电力现货市场试错成本较高，要确保试点地区带有典型性，选择极少数地区进行试点，便于集中全行业的力量尽快完成试点的筹备工作。由于我国电力监管职能较为分散，而电力现货市场建设又涉及电力的方方面面，因此要指定电力现货市场建设试点的牵头部门，并给予足够的授权，务求其在试点过程中可以对涉及电力现货市场试点的全领域、全流程工作进行拍板，同时承担相应的责任;其他参与部门和单位必须积极配合牵头部门，不仅在牵头部门职责范围内配合，涉及自身职责范围的工作也要配合，出现分歧时，做到“保留意见”的同时认真执行牵头部门的决策。另一方面要允许试点地区突破、创新，由于电力现货市场建设是将对电力系统的“司令部”电力调度机构进行改革，难免会在试点过程中存在现有的规章制度障碍，对于这些障碍，应鼓励牵头部门敢于决策、勇于担责，打破阻碍电力现货市场建设的枷锁和羁縻，社会各方都要以包容的心态看待过程中可能产生的新困难和新问题。

(三)建立电力现货市场试点的考核与追责制度

在第一阶段的实操过程中，出现了这样一种现象，个别部门对于不符合本部门职能要求的工作，往往以“不具备条件”、“有某某不良影响”为借口，肯定改革工作是正确的，但是目前不做或者放到下阶段做，“畏手畏脚”是“中梗阻”的一种典型表现，还有个别企业对于不符合企业利益的改革措施，在反对无效的情况下，“关上耳朵”只当没听到，既不反对、也不落实。这些“打左灯、往右转”的行为，大大迟滞了改革深化的进程，甚至个别地区个别单位“摸着石头上了瘾不肯过河”。在电力现货市场试点工作繁重紧迫的情况下，要尽快建立电力现货市场试点的考核与追责制度，避免第一阶段暴露的上述问题在下阶段电力现货市场试点工作中再次出现。对于延误“工期”，又不能说出客观原因的，进行严肃问责。只有建立了考核和追责机制，才能避免电力现货市场试点工作出现“脚踩西瓜皮，滑到哪里算哪里”的糟糕局面出现。

站在新一轮电改第二阶段的门口，再次认识电力现货市场的本质，再次认识配套政策的努力方向，再次整合力量，再次携手出发。我们相信，只要在电力现货试点过程中，既坚持走中国自己的市场化道路，不盲从、不迷信，又遵循客观经济规律，不自大、不主观，保持成功不必在我的良好心态，撸起袖子加油干，我国一定能够建立起电力现货为核心的现代电力市场体系。

原文首发于《电力决策与舆情参考》2018年4月27日第15期