从价格型电力库到成本型电力库电力现货交易的必要性日益突出-北极星输配电网

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自20世纪80年代以来，电力市场化改革在全球范围内兴起。改革的目标是在电力系统的非自然垄断环节引入市场机制，以提高效率、降低成本、增进社会福利。其中，英格兰和威尔士的电力市场化改革最具有代表性，被称为电力改革的教科书模式。该模式包括纵向分拆和横向重组、私有化、建立监管机构和价格型电力库市场。英格兰和威尔士的改革确实反映出巨大的潜在收益。但是，美国加州发生的电力危机说明，改革存在巨大风险，一国电力市场的设计离不开该国的具体国情，不能照搬教科书模式。在我国，价格型电力库现货市场建设面临挑战，或可试行成本型电力库模式。

电力现货交易的必要性日益突出

20世纪80年代，电力短缺成为制约我国经济社会发展的瓶颈。在此背景下，我国鼓励集资办电和实施多种电价，打破了电力行业国家垄断经营的格局。90年代，国家电力公司成立，完成了政企分离。2002年，国务院启动了电力改革，内容主要包括“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”，国家电力公司被拆分为两大电网公司和五大发电集团，并成立了国家电力监管委员会。但是，竞价上网迟迟没有实现。2015年3月，党中央和国务院启动了新一轮电力市场化改革，目的是形成主要由市场决定价格的机制。

我国新一轮电力改革的特点之一是，电力市场建设包括中长期交易和现货交易。新一轮电力改革启动以后，电力中长期交易规模不断扩大，现货交易机制的必要性越来越突出。2017年8月，国家发展改革委和能源局选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃作为第一批电力现货市场建设试点地区，要求2018年底前启动电力现货市场试运行。但是，价格型电力库现货市场试点工作的开展并不顺利，除了广东取得一些进展以外，其他试点地区进展缓慢，有的试点地区甚至尚未形成初步方案。这导致了最后期限不得不被放宽。2018年11月，国家能源局要求试点地区原则上应于2019年6月底前开展现货试点模拟试运行，意味着将期限推迟了半年。

我国价格型电力库现货市场建设面临挑战

电力现货市场是指开展日前及日内、实时电能量交易和备用、调频等辅助服务交易的市场，是电力市场体系的核心环节。只有电力现货市场全面启动，才能充分发挥市场对价格和供需的调节作用，提高电力系统运行效率。从试点地区来看，当前我国价格型电力库现货市场建设面临以下困难和挑战。

一是不同成本机组同台竞价问题。电力现货市场没有充分考虑不同类型机组的成本结构的不同，以及可再生能源有保障性全额上网和价格补贴的政策要求等。对于现货市场中不同成本机组同台竞价问题，部分试点地区设计双轨制，将常规机组（主要是煤电机组）设为一类，没有特殊政策，其他机组历史上享受的政策还继续享受。双轨制方案增加了计划调度因素，不利于市场的统一。同时，没有发电机组的容量电价，仅按电量电价竞价，也不能有效激励中长期电力投资。

二是外来电参与市场交易的问题。“西电东送”是国家战略。以省为范围建设现货市场，涉及省间是否开展现货交易以及与省内交易的顺序问题。用户也会产生迷茫：到底参加哪一个市场好，哪一个市场价格会更低？广东作为重要的接受外来电的省份，目前“西电东送”的外来电并不能参与电能交易市场，而是作为边界条件。电力现货市场应该是全市场电量的一个参考。如果外来电不进入现货体系，则不能算是真正的现货市场。

三是价格传导问题。2018年国务院作出了一般工商业电价平均降低10%的承诺，同时燃料价格大幅上涨、持续高位，多家发电厂亏损，现货开市后终端用户整体电价可能大幅上涨。这导致一些试点地区停滞不前。

四是控煤要求和市场势力问题。电力生产具有规模效益，发电侧的市场集中度常常使得电力市场不符合完全竞争市场所要求的条件。按照国家控煤要求，一些省份（例如浙江）的煤电发电用煤总量受控制。这意味着存在市场势力滥用的可能性。

五是市场完备性问题。一个完备的电力市场体系中，应包含现货市场、辅助服务市场、容量市场等。但是，目前广东所建立的电力现货市场试运行版本缺少其他市场的配合。

可试行成本型电力库模式

发电厂竞价上网是成熟市场经济国家的通行做法。但是，从当前世界各国的电力市场建设实践看，尽管对于现货市场的重要性有共识，但是在具体的构建方式上存在着较大差异。各国电力市场建设经验是在其市场环境里形成的，受其法制和经济制度、能源禀赋和电网结构等因素影响。基于我国国情，在具体电力市场模式上，可试行成本型电力库模式，实现市场化改革的突围。

在成本型电力库模式下，电站上网顺序仅与发电可变成本有关，而不是基于发电商的自主报价。电网某一接入点各类型电站按发电可变成本从低到高的顺序依次上网，低可变成本所发电量全部上网后，次低级电站才能上网，当所接入的电站发电量满足该时段所有需求后，剩余电站无法再上网；当需求中的两个电站可变成本相同时，则平均分配发电量。边际机组的可变成本成为市场出清电量电价。发电可变成本主要包括燃料成本、设备维护成本、配件和耗材成本、环境成本、废料处理成本等。所有发电企业须定期向经济调度中心报送其可变成本，经济调度中心即根据此数据设定所有电站的上网优先级，并有权对其进行核查，其他企业有权监督或提出质疑。交易调度中心根据发电厂上报成本要素数据，统一优化发电生产，实现全系统发电成本最小化。发电商的收入分为两部分：电量电价收入和容量电价收入，电量电价收入即为电站实际售电的电量收入，容量电价取决于电站的“稳定容量”。稳定容量即电站的最低可用容量，取决于电网年用电需求和该电站最低发电量，由政府核算确定。稳定容量的界定因电源点类型不同而有差异。容量电价由政府部门定期核准。

成本型电力库模式有利于克服当前我国电力现货市场建设中的问题，或是我国电力现货市场建设的可行选择。依照可变成本排序规则，各类能源通常的上网优先级顺序从高到低依次是小型水电、光伏、风电、大型水电站、核电、生物质发电、煤电、天然气等，解决了不同成本同台竞价的问题。外来电参与市场交易的问题，可以依照可变成本最小化的原则确定，其中，外来电的可变成本包括输电环节。如果担心由于燃料价格上涨而被压制的电价出现跃升，可以在市场中设计“记账”机制，发电企业收益比目前增长超过20%的部分，仅记账不结算，用于未来发电企业收益下降的补偿，这在国外市场中也曾有先例。关于市场势力问题，发电厂上报的是成本而不是价格。市场监管的核心在于发电企业上报成本要素数据的真实性，实行发电成本监管而不是市场行为监管。容量电价和电量电价的两部制有利于辅助服务市场和容量市场的建设，为电能市场竞争奠定基础。

设计一套完善的电力市场体系绝非易事。对于各种技术问题，需要在客观条件约束下提出合理、实用的解决方案。我国具有实施两部制电价的基础。在2005年国家发展改革委关于上网电价管理暂行办法中，就曾提出容量电价和电量电价的方案，只是电量电价的决定方式略有不同。在南美国家，成本型电力库模式已成功运行多年，并非过渡性方案。例如，智利是全世界最早进行电力市场化改革的国家之一，从1982年到现在一直运行基于发电生产成本的电力市场模式。

（本文系国家社科基金一般项目“中国低碳经济增长路径研究”（17BJL033）阶段性成果）

（作者单位：中国地质大学（武汉）经济管理学院）

原标题：从价格型电力库到成本型电力库

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