看清“不平衡资金” | 是什么？如何产生？影响几何？

随着8个现货试点地区进入以月度为周期的连续试结算工作，“不平衡资金”这个词越来越多被行业内和行业外的专家提到，众说纷纭；各种“分析”、“结论”见诸各种媒体和平台——说市场设计存在问题者有之，说国家能源政策无法通过市场化方式落实者有之，说国家能源政策没有按照市场化思维落实者也有之。对“不平衡资金”的认识大体上处于“云里雾里、盲人摸象”的状态。到底电力市场里有没有“不平衡资金”？我国电力现货市场连续试结算出现的“不平衡资金”是什么，原因又是什么？其他国家是否也有相同或类似原因的“不平衡资金”？这样的“不平衡资金”发展下去会对非市场与市场参与主体产生什么样的影响？弄清了这些问题，也就弄清了让人头痛的“不平衡资金”到底是个什么“梗”。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理”ID：zgdlqygl 作者：谷 峰 何爱民）

电力市场存在真正的“不平衡资金”

“不平衡资金”通常是指找不到确切受益人的剩余资金或欠款。电力市场里确实存在不平衡资金。主要的不平衡资金一般来源于四个方面，一是结算过程中“四舍五入”的偏差，二是计量偏差，三是个别公司因为倒闭或其他原因而欠下的电费或其他费用，四是合规执行的罚款收入。

“四舍五入”偏差是在结算过程中，为了收费凑整，产生的发用两侧电费不平衡，这很类似于“超市付款没带分币”，通常会免收“零头”的现象，但是这种免除的“零头”或是凑整增加的“零头”，由于免除和增加冲抵，总量不会太大。计量偏差指的是电表无论如何仔细进行校正，本身一定存在的误差范围，大量用户电表计量值相加，难免会与发电侧表计的偏差方向不重合。与结算过程中的“四舍五入”偏差类似，由于计量误差也会正负冲抵，所以总量也不会太大。欠费是指市场参与主体突然倒闭的欠款。因为市场参与主体通常有足够的信用担保或押金，这笔偏差费用通常很小。罚款主要来源于对市场参与主体违反市场规则的惩罚。这笔费用通常也很小，因为重大违规事件并不多见。

正是由于国外的偏差产生的不平衡费用很小，一直被国内研究人员所忽视。

需要强调的是，国内“不平衡资金”含义却不是普遍概念和经验中的电力市场不平衡资金。上面提到的四种不平衡资金，并未在8个试点连续试结算的账单上出现。8个试点地区的“不平衡资金”一般包括辅助服务费用、启停费用、成本补偿费用、阻塞盈利、双轨制和市场设计缺欠1所造成的所谓“不平衡资金”等。将这些费用打包入“不平衡资金”，既违反了基本的市场设计原理，分摊方式造成的争议也进一步加剧了电力市场改革的难度。

“站错队”的“不平衡资金”

辅助服务费用、启停费用、成本补偿费用、阻塞盈利等资金属于典型“站错队”的“不平衡资金”，因为上述费用根本不是传统意义的“不平衡资金”。这些费用在电力市场里一定存在，并且能够找到利益相关者，属于“放错了”结算科目的费用。在成熟的电力市场中，“谁受益谁付费”是最基本的设计原理，将不同受益人的大量费用打包一起分摊，造成了严重的交叉补贴。这样既不公平，也无助于整体社会效益的提高。

辅助服务费用是指现货市场环境下，为了保证电力系统可靠运行，除了正常电能生产使用之外，由市场主体提供的辅助服务，主要是调频和备用。调频和备用服务属于公共产品，无法确认是为某一特定用户提供，所以产生的费用应当由全体用户侧承担。

启停费用一般是火电机组在启动过程中发生的有关费用。主要由燃料费用、厂用电费用以及由于启动而对机组寿命的折损费用三部分组成。如果机组启动发电过程中的收益无法弥补该时间段的变动成本和启停费用，就需要给与补偿，启停机组参加机组组合是为了通过供给侧整体优化来满足负荷的变动，补偿费用理应由用户侧负担。如果需要细分，也可以由启停时段的用户侧负担。

成本补偿费用涉及情况很多。一般指某一机组报价高于出清价，但是启动后可以降低整个系统购电成本，出于全系统优化需要启动了该机组。在某些情况下，因为局部可靠性要求，该区域内部或全部高价机组必须增加出力。因为机组并非自愿接受低价，因此必须对于该机组成本高于出清价部分进行另外补偿。如有可能，补偿费用应该由该区域内受益的用户侧负担。但是在没有负荷分区定价或无法精确发现受益负荷的情况下，也可以由全体负荷共同承担。

阻塞盈利2指的是由于使用分区或者节点电价，在阻塞线路上输送的电量，由于受端用户按照相对于送端更高的价格结算，用户支付电费大于了送端机组获得电费，而使结算机构获得的盈利。这部分盈利在电力市场里可以由相关的市场主体（任何电网资产拥有者不能参加）按照拥有的金融输电权进行分配。在没有输电权的市场，则应该按照合理的方式返还给用户，因为用户为电网资产的最终投资者。

上述几项费用被“放错位置”的原因，主要是我国原计划体制下的目录电价是一个综合电价，结算机构习惯性地按照一个电价乘以电量去收电费。现货市场结算过程中，部分结算机构简单将现货价格对等于目录电价，以为应该“按照现货价格去收电费”，但是却“忘记了”在实际运行和结算过程中，现货市场的结算价格应该包括现货价格加上上述费用的分摊或者返还价格。“谁受益谁付费”是电力市场最基本的原则，大杂烩式的“不平衡资金”造就了电力市场中新的交叉补贴。

非市场化方式执行产业政策形成的“不平衡费用”

除了以上被放错位置的“不平衡资金”外，双轨制也造就了大量的所谓“不平衡资金”。这些资金是由于按照非市场化方式（计划调度执行的边界条件）执行产业政策造成的收支不平衡。

在8个现货试点地区，目前存在两类中长期交易，一类是电力现货市场配套的市场化中长期交易，一类是优先发电政策（含计划分配的基数电量，下同）下的厂网购售电交易。后一类交易主要是为了满足优先购电用户和未进入市场的经营性用户用电需要，从电源种类上分，一般包含可再生能源、核电、外来电的厂网购售电交易；从交易价格上一般执行政府核定电价，外来电厂网购售电价格对电网企业有一定下浮。

优先发电政策本意是通过一定的产业或地域政策倾斜，对于国家能源政策鼓励的电源给予一定的“照顾”，很多电力市场设计者“主动”或“被动”将优先发电政策同样作为电力现货市场的边界（很遗憾这个边界是随时变化的），希望计划模式的“厂网购售电合同+计划调度”与市场模式的“中长期交易+现货交易”两种模式是能够各自闭环，或者平行运行。但在现实情况中，两种模式的运行不但不是、而且也不可能是平行运行，因为供电和用电都发生在同一平台——就好比A和B同时在同一水库养同一种鱼，最终谁也无法分清谁是谁的鱼。事实上，在市场出清阶段，计划和市场两个模式是紧密耦合的，自然而然产生了无法避免的“不平衡费用”。道理很简单，市场化的电量，无论中长期交易还是现货交易，发/用双方作为一个整体，都要保持5-15分钟的实时电量（电力）平衡，否则结算便会因为量的不同而产生资金剩余或赤字。如果厂网购售电合同只是作为边界条件（也就是采用计划调度而非一视同仁通过电力现货市场报价竞争进行实物交割），则必然导致市场化发/用电量的不一致。

第一个不一致是以年度平衡为目标的厂网购售电合同与优先购电合同，和以5-15分钟电量（电力）平衡的市场化发/用电的不一致。其次是优先发电/外来电与不可预测的优先用电的内在不一致。尤其是优先发电涉及的机组类型多为不可调节机组，外来电由于不同调度关系，送电曲线多考虑通道利用率问题，很少考虑与优先购电曲线配合。即使勉强配合，由于优先购电用户多为曲线形状难以预测和控制的居民、农业用电，优先发电和优先用电根本无法在实时市场的5-15分钟的短期内来平衡。一旦优先发电和优先用电出现功率的不平衡（该周期电量出现不匹配），就意味着具有调节能力的市场化机组必须跟进（调升或调降），导致市场化发电量与用电量的不匹配。其最终结果是，“计划”与“市场”在全电量出清的环境中无法独立运行，厂网购售电合同价与中长期/现货交易价的差异必然导致了“不平衡资金”的出现。

一般情况下，国内已经出现的“不匹配”现象多发生在优先购电用户的用电低谷，此时优先发电量超过了优先购电用户的用电量。这是一个囚徒困境：如果具有调节能力的市场化机组降低功率，意味着优先发电“计划”融入了“市场”，为市场化用户提供了电量，理论上讲应该接受此时较低的现货市场价格；但是，如果具有调节能力的市场化机组不降低功率（比如通过报低价），就会造成可再生能源、核电、外来电无法消纳。

实操过程中，具有调节能力的机组并不知道自己在为消纳可再生能源、核电和外来电降低功率。它们只是观察到市场价格低于自身报价（通常接近变动成本），因此在现货市场中没有中标。如果外来电和优先发电电源的成本低于市场出清价，市场机组没有中标的结果恰恰反映了现货市场达到了设定的最优化目标。而且，未中标机组短期内也节省了成本，因为它可以从现货市场中以低于自己发电成本的价格购买电量来兑付合同。

然而，优先发电和外来电的发电成本往往远高于此时的市场出清价（即市场机组的边际可变成本），因此整个市场的社会福利其实是在降低。同时，低市场价也给市场化用户和机组提供了一个错误的信息,让他们以为此时的发电成本就是很低，这会影响到他们未来的中长期交易的签订和电厂的长期规划与投资。扭曲的市场价格必然会对长期社会效益产生负面影响。

按照市场的规则，此时优先发电超越优先购电功率，挤占了市场化电源的电量，理应按照当时的现货价结算。但是，这些优先发电与电网企业签订的合同价格一般高于当时现货价格，最终形成了电网企业的收支不平衡（亏损），即“不平衡资金”。广东、山东、浙江三个负荷中心在市场设计过程中已经发现了这个问题，采用了事后调整市场化机组拥有的优先发电合同电量的方式，即事后减少形成“不平衡资金”时段内市场化机组拥有的优先发电电量，强行使市场化机组生产的电量与市场化用户匹配，减少由于优先发电功率大于优先用电功率产生的不平衡资金。当然，这种人为操控不平衡资金的做法本质上减少了发电企业通过购买低价市场电兑付签订合同的合理收益。这种被称为“以用定发”减少不平衡资金的方式，做到极致就是结算过程中给市场化发电企业结出“负基数”，即要求市场化的发电机组购买核定电价的优先发电（优先发电超过同时段优先用电的电量部分）。这种方法虽然不公平，但是在市场化机组仍然拥有部分优先发电合同的时候，能够大幅降低结算过程中的“不平衡资金”。需要指出的是，这种方法是不可持续的：一旦没有足够的优先发电合同电量，市场化机组将“调无可调”。随着用户不断进入市场，市场化机组不再拥有优先发电合同是历史的必然。

山东曾经在第三次试结算过程中出现的大量“不平衡资金”就属于这种双轨制情况，外界分析的总量不平衡3、容量机制设计有缺欠4并非主因。

非市场化方式执行产业政策产生的双轨制“不平衡资金”，占负荷中心地区的“不平衡资金”总量的绝大多数。当然，这种“不平衡资金”也暴露了许多问题，对我们深入认识现货市场有着非常积极的意义：双轨制导致了高成本的优先发电和外来电替代了低成本的市场化发电。无论是从负荷方面还是从社会效益方面讲，这种低效率的体制就应该尽快改革。

如果维持优先发电政策不变，这种“不平衡资金”就不应该由部分电源或购买该部分优先发电的电网企业承担，因为它们只是履行各自的发电“合同”。那么，该谁来承担这些“不平衡资金”呢？无独有偶，加拿大的安大略省电力市场给出了参考答案。

“不平衡资金”的安大略省实践

安大略省是加拿大人口最多的省份，也是加拿大的工商业中心。安大略省目前输电系统装机（相当于我国统调机组）容量为3860万千瓦，配电系统装机（相当于我国地调机组）容量为348万千瓦。

2005年，安大略省为增加电源投资，成立了一家独立的省府代理公司“安省能源局”（Ontario Power Authority），专门代理政府签订供电合同（绝大部分类似于优先购电，以下简称“优先购电”）。到目前为止，安大略省共签订了3.4万个该类“优先购电”合同5，合同电量来源涉及核电、水电、可再生能源和天然气电厂。“优先购电”有助于实现保证适度容量充裕度的电力系统可靠性目标，更多的是达成减少温室气体排放的环境政策目标，且优先购电价通常为固定价格。

另外，安大略省还有一家大型的国有发电公司——安省电力公司（Ontario Power Generation），拥有1888万千瓦装机容量，其中36万千瓦与安省能源局有合同关系，1532万千瓦接受政府授权合同（类似于国内的优先发电，以下简称“优先发电”）。但安省电力公司的授权合同是不得已为之，因为安省电力公司在其他大多数私有供电公司都有合同的情况下无法平等竞争。这些授权合同基本上是为保证安省电力公司有足够的收入以生存。安省“优先发电”主要有两种定价形式：一种是固定价格（相当于优先发电核定电价），另一种是固定价格加价格响应利润分成。

安省“优先购电价”和“优先发电价”与现货市场价的价差即为安大略省的“不平衡资金”。安省的情况与国内优先发电和电网签订优先发电价格类似，部分时段“冲进”市场的用户用电空间以现货价格结算，形成价差造成“不平衡资金”。

“不平衡资金”在安省一开始是盈余的。在2005以前，安省电力公司与安大略省政府有一份叫做“市场力控制协议”。该协议规定，当该月市场平均价高于每千瓦时0.19元人民币（以下均为人民币计价）时，安省电力必须将高于0.19元的90%收入返还给用户。由于当时市场价通常高于0.19元/千瓦时，因此在2002-2005期间，“不平衡资金”往往是向用户返还的资金。

随着优先购电合同电量的增加、安省电力监管方式的改变（比如用“优先发电”替代“市场力控制协议”）以及安省现货市场价格逐年下降，安省“优先购电”和“优先发电”价格与现货市场价逐渐拉开，“不平衡资金”开始由盈转亏，且规模越来越大。如下图所示，在2009年，批发市场价为0.155元/千瓦时，不平衡资金约为0.16元/千瓦时。但到2019年，批发市场价则下降为0.09元/千瓦时，而不平衡资金价格上升到了空前的0.64元/千瓦时。2019年的“不平衡资金”达到惊人的约650亿元，是同年市场电费的6倍以上。

羊毛自然出在羊身上，安大略省“不平衡资金”的分摊完全由用户承担。分摊方式分为两个阶段：2011年以前和以后。在2011年以前，“不平衡资金”按所有用户的用电量平摊。虽然公平，但也欠缺效率，因为平均分摊不能鼓励负荷削峰填谷，减少不必要的高峰负荷机组投资。安大略省政府在2011年以后，将用户分为A类（大用户）和B类（小用户）。A类用户的分摊费用按其高峰用电量的比例计算，剩下的“不平衡资金”则由B类用户按实际用电量平摊。不管何种分摊方式，“不平衡资金”最终都由用户承担，相当于向全体用户收税，业内戏称为“不平衡资金税”（甚至还有用户将这种“不合理的税”告上了法庭）。当然，因为双轨制的“不平衡资金”太大，安省市场监测委员会（Market Surveillance Panel）在专业报告中表达了对“不平衡资金”及其分摊方式的顾忌，认为它可能“导致了公平和社会福利损失”。

解决“不平衡资金”的正解

看清“不平衡资金”的目的和来源，是要解决“不平衡资金”，取消“不平衡资金池”。下一步应当开展以下四方面的工作。

一是规范结算科目做到“应收尽收、应结尽结”。对于辅助服务费用、启停费用、成本补偿费用、阻塞盈利等被放错位置的科目，按照“谁受益谁付费”的原则分别收费，不要继续放入“资金池”，人为地创造新的交叉补贴。

二是推动全体电源（含外来电）参与市场。将产业政策的照顾放在中长期交易或其他形式的、不扭曲竞争行为的场外补偿过程中，推动全体电源参与现货市场出清，是解决非市场化手段执行产业政策造成双轨制“不平衡资金”的根本办法。当所有电源按照同一规则出清结算时，现货市场本身就不会再产生由于执行不同规则产生双轨制“不平衡资金”。更重要的是，当所有电源在平等基础上竞争时，社会效益才能提高，真正达到电改所要求的目标。如果不能完全达到优先购电和优先发电与市场发电平等竞争，也要至少做到优先购电和优先发电时段不平衡部分，按照现货价格结算，让优先购电和优先发电承担部分现货市场风险（如果现货市场价高于优先购电和优先发电价，这些电源其实是收益者）。

三是研究现有“不平衡资金”涉及电源项目和送电规划调整。电力现货市场是手段，不是目的。市场竞争产生的红利，无法抵消规划失误的损失。由于电力现货市场产生的“不平衡资金”也是项目和送电规划需要完善的投影，在规划层面加以解决是长效办法。对于产生“不平衡资金”时段，大量发电的可再生能源项目和大量输送的外来电规划，应当慎之又慎，否则安省海量的不平衡资金就殷鉴不远。

四是压实各方责任是过渡期的必需措施。电网企业代理优先购电，在购买优先发电过程中，应当精心安排运行方式，努力匹配优先发电和优先购电各时段电量。考虑到省内优先发电多无调节能力，电网企业在购买外来电量的同时，应更加重视购买调节能力，起码做到外来电曲线与优先购电曲线形状尽量接近。电网企业作为外来电的购买方，为电网企业负起匹配外来电和省内优先购电的责任，可考虑强制电网企业承担一定比例的双轨制“不平衡费用”。电网企业和优先发电参与分摊其造成“不平衡费用”可以作为解决问题的过渡办法。

电力现货市场是我国电力市场化改革的新生事物，电力现货市场建设是探寻传统政策与市场化配置资源为主所产生不协调的一根“探针”，未来我们还会看到更多有趣的“新现象”，不过办法总比困难多，只要坚持党中央、国务院要求的电力市场化方向，一定能够推动电力市场建设不断进步。

本文刊载于《中国电力企业管理》2020年9期，作者系本刊特约撰稿人。