双轨制下电力市场建设的有关思考

随着第一批电力现货市场试点陆续启动整月结算试运行，我国电力市场建设也进入了深水区，一些市场运行与衔接问题逐渐浮出水面。我国长期处于计划与市场并存的“双轨制”模式下，在国际上并无成熟可借鉴的经验可以照搬，必须结合我国国情实际研究提出解决思路，推进我国电力市场化改革稳步前进。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理”ID：zgdlqygl 作者：马 莉 曲昊源）

双轨制不平衡资金的产生与处理方式

在电力现货市场建设过程中，“不平衡资金”一词逐渐为人们所熟知，其本意指电力市场运行中所产生的没有明确承担主体的费用或盈余，需要向市场主体进行分摊或返还。通常，不平衡资金通常包括双轨制不平衡资金、机组成本补偿费用、阻塞盈余等科目。

在国外成熟市场中，机组成本一般以上抬费用（Uplift Payment）或补全收入（Make-Whole Payment）的形式进行疏导。上抬费用一般指在电能量和辅助服务市场的边际出清价格不能完全反映资源的边际成本时（例如市场外调度机组等），用于补偿市场出清价格获得的收入与其投标价格之间存在的差异的费用。上抬费用一般向市场参与者进行分摊，属于用户侧电价的正常组成部分。阻塞盈余通常根据市场模式不同，以金融输电权的形式返还给金融输电权持有者，或是返还给电网企业用于缓解电网阻塞、新建线路等。

双轨制不平衡资金则是在我国特有的计划与市场双轨制模式下所产生的。其根本原因在于未参与市场的优先发电和优先购电电量仍然执行原上网电价和目录电价，其余电量不再执行电网企业“统购统销”模式，而且按市场价格进行结算。由于市场化发用电量总量不匹配，将产生一部分市场化发电量在用户侧按优先购电的目录电价结算，或者是一部分市场化用电量在发电侧按优先发电的上网电价进行结算，由此导致盈余或亏损。特别是现货市场环境下，分时价格信号的产生意味着不同时段的电能量价值不同，因此进而产生优先发购电时段性不匹配。

欧美成熟电力市场虽然一般不存在优先发购电制度，但是可能存在一部分零售用户按管制价格购电。这部分用户通常包括售电侧暂未放开的用户以及已放开但暂未行使选择权的用户，由原供电企业或保底供电商负责对此类用户进行供电。这些保底供电商大多按市场价格从市场购电。对于因购电成本上升而无法通过政府管制售电价格回收的成本，部分国家建立了补偿机制。例如，英国要求保底供电商测算补偿数额并提供相关依据，若申请通过，这部分补偿将通过提升配电价格，由该区域内所有用户分担。

我国长期以来实行交叉补贴，目录电价存在工业与居民价格倒挂现象。若进一步放开市场，可能存在较大的双轨制不平衡资金差额。按照相关文件规定，不设置不平衡资金池，各项结算科目均需独立记录，分类明确疏导。在市场建设方案中应构建合理的不平衡资金疏导机制，具体包括以下措施：

一是分项确定，独立记账。明确各项不平衡资金的定义、计算方法、分摊和传导方式，以及市场主体的权利和义务；每项不平衡资金独立记账，及时分摊、传导和结算，不设置资金池或不平衡账户，不得相互调剂。

二是合理分摊不平衡资金。对于由优发优购匹配产生的不平衡资金，建议纳入电价调整机制；对于由市场运行产生的不平衡资金，按照公平、公开原则，构建分摊机制，纳入市场建设方案。

双轨制模式下电力市场建设的几点思考

第一，电力市场建设应该以系统性思维统筹推进。完整的电力市场体系应包括电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场、容量市场（容量补偿机制）等组成部分。推进电力市场建设不能“各自为政”、“拆东墙补西墙”，必须要统筹推进各个市场建设，才能确保形成闭环的市场体系，为市场主体创造公平开放、竞争有序的市场交易环境，充分发挥市场在资源优化配置中的决定性作用。

此外，电价体系、发用电计划放开等环节与电力市场建设也有着密不可分的关系，直接影响着市场规模与空间、市场主体盈亏等，关系到电力市场的长远、可持续发展。因此，必须以系统性思维推进电力市场化改革，确保各方面政策、体制、机制间的有序衔接。

第二，加快推动可再生能源参与电力市场。电力市场特别是电力现货市场具有能够兼容新能源出力波动性强、预测难度大、发电边际成本低的特点，对于促进新能源消纳具有重要保障作用。在现货市场的竞争机制下，新能源发电通过低边际成本自动实现优先调度，同时通过现货市场的价格信号引导火电企业主动调峰，优化统筹全网调节资源，能够有效促进新能源消纳。新能源保障机制由传统的计划模式转向“市场内竞争+市场外补贴”模式，有助于促进新能源行业有序竞争和可持续发展，有效降低新能源产业的成本。目前，可再生能源参与市场需要政策上的支持。对于尚未核定保障性收购小时数的省份，需要尽快确定保障性收购小时，超出的部分参与市场化交易。另一方面，可再生能源波动性大、预测精度相对较低，参与市场交易存在一定风险。需要在市场规则设计中予以考虑，兼顾经济性和系统安全，平衡好各主体利益，实现市场稳定高效运营。

第三，推动各类型机组参与电力现货市场。目前，大部分电力现货试点地区参与市场的发电主体类型仍然以燃煤机组为主。燃气、核电等机组由于其变动成本或固定成本高，在现货市场中不具有竞争力，尚未放开参与电力现货市场，仍然执行优先发电制度。为了使电力现货市场价格信号更完整、竞争更充分，应推动各类型机组全面参与电力现货市场。为此，需要进一步完善配套市场机制建设。对于燃气、抽水蓄能等灵活调节性能良好的机组，为保证其合理收益，应适当放开电力现货市场限价，使价格波动反映真实的系统供需情况，同时应完善辅助服务市场，使其通过提供系统调节服务获得补偿。对于核电等固定成本较高的机组，可以考虑以政府授权合同的形式进行市场外补贴，既保证了其投资成本的稳定回收，同时也避免对电力现货市场价格产生扭曲。

第四，充分发挥用户侧主体响应作用。自新一轮电力体制改革以来，我国售电侧改革发展迅速，售电公司数量快速增长，有效激发了市场活力。电力用户作为电力市场的重要参与者，或参加批发市场直接与发电企业进行交易，或通过与售电公司签订代理合约参与零售市场。用户侧主体对电力市场价格信号的响应，对于电力市场资源优化配置作用的发挥具有重要的意义。为了保证电力用户能够积极响应市场价格信号、优化用电管理，需要进一步完善电力批发市场与零售市场机制设计：一是丰富中长期交易周期，同时推动用户侧参与现货市场结算。二是鼓励售电公司与电力用户签订灵活的售电合同，同时加强售电市场监管与风险防范，保证售电市场健康有序运行。

本文刊载于《中国电力企业管理》2020年9期，作者供职于国网能源研究院有限公司。