从细节看电力现货市场试点设计

截至今年6月30日，浙江、广东等8个电力现货试点均进入模拟试运行。各试点地区以基本完成市场详细设计和基本完成技术支持系统详细设计为模拟试运行门槛条件，从广东率先进入模拟试运行开始到蒙西市场在试点地区中最后一个进入模拟试运行，前后历时9个月。广东经过8个月左右的模拟试运行，自今年5月起已经尝试抽取连续的时间，进行短期的结算调电1。

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

应该讲，8个试点地区的电力现货市场建设取得了很大的成绩，但是从电力现货市场建设的国际经验来看，电力市场建设绝非一蹴而就，特别是在初始阶段，是一个不断完善和改进的过程，甚至模式还会发生翻天覆地的变化。

从目前的市场设计看，各试点地区方案都对制定发电计划、维持系统平衡、设置足够备用、管理网络阻塞等内容进行了描述，在酷炫的“舶来词”之下，相同的表达却由于细节上的不同，性质变得不同，当然也会对现货市场发现价格的功能损益不同。

“双轨制”细节上的不同设计。由于本轮改革，考虑宏观调控、产业政策和民生需要，我国设计了优先发购电制度，因此，难免在我国的电力市场设计中要存在双轨制，但是双轨制的不同设计却能决定电力现货市场的价格发现功能是否正常。D省采用大部分风电、光伏、径流水电和西电东送电量2继续维持计划调度，由调度机构按照过去的方式安排发电，仅B类机组参与现货市场交易，中长期市场也分为优先发电合同和市场交易合同，S等省在不同程度和D省类似，只是计划调度容量占总供应能力比重高低不同而已，均为电力现货市场和中长期市场同时双轨制。Z省独辟蹊径，中长期市场优先发电合同均改造为政府授权合同，同时开展市场化交易，但是强调全部政府授权合同的性质与市场化合同完全相同，执行方式完全相同，这与D省部分优先发电合同采用计划调度方式执行出现了明显区别，Z省的现货市场要求全部省内供应能力参加，可再生能源也要日前申报曲线置地板价参与市场，外来电由上级调度申报出力曲线，置地板价参加现货市场。D省受到专家提出双轨制负面评价的时候很委屈，提出Z省也是双轨制，只不过其双轨制仅仅在中长期交易里。其实D省和Z省的核心区别也就在这里，Z省的设计保证的电力现货市场简单、纯净，所有的机组均按规则参与电力现货市场，较好的保护了电力现货市场的价格发现功能，同时大大降低了电力调度机构的工作强度，毕竟一把尺子衡量所有资源的难度要比多把尺子衡量简单得多。

“高成本”机组补贴机制细节上的不同设计。目前，各方面对电力现货市场的尖峰价格过于担心，使高成本机组参与竞价成了问题3。本来电力市场没有高成本机组这个说法，正因为不同成本的机组和不同效率的机组同台竞价，才能够让成本最低和效率最高的机组更多发电，实现即使在用户侧电价不上涨的情况下，发电侧通过调节生产结构实现帕累托改进。国外市场都做了非常成功的探索，没有出现不能解决的问题。然而，理想是丰满的，我们在市场设计之初强调各地特色，甚至比强调通行规律调子还高4，在认为目前很难允许与国外相同的高峰电价5的背景下，D省设计燃气机组参与电力现货市场，可以在场外获得度电“燃料补贴”，燃料补贴的标准是按照每度电当地燃气核价减去当地煤机标杆价，燃料补贴的费用由市场化用户按照电量分摊6。这种设立特定机组补贴的做法，很多专家提出了不同意见，但也有另一部分专家举出两个例子为D省设计解释，一是由海外团队设计的Z省方案，保留了当地燃机的容量电价，这也是一种补贴，只不过是给与容量的补贴，而非是随电量发放的补贴；二是从国际市场建设经验来看，风光等可再生能源机组普遍存在场外的随电量发放补贴。因此，从D省实践来看，并无不妥。一眼看去似乎说的很有道理，但是如果从细节分析，D省的两个理由却不太站得住脚，针对第一个理由，Z省燃机的容量电价7是建设机组阶段，政府对投资者的承诺，Z省只需要这些机组顶峰，利用小时很低，不可能在政府核准的电价水平上获得足够的回报，电力现货市场是依靠变动成本竞争的市场，保留的容量电价一是继续兑现政府对投资者的承诺，二是场外燃机的容量电价，不随电量生产的多少而变化，并不会改变机组运行的习惯8，D省随电量发放的补贴更强调激励燃机多发电、带基荷，而非是顶峰和负荷调整，D省的设计可能会改变燃机在国内应有的运行习惯，这是不利于电力系统运行的。针对第二个理由，成熟电力市场中确实对于风光等能源普遍有场外的补贴，但是补贴的风光是“靠天吃饭”不能人为控制出力，自身并无能力改变运行习惯，参与市场竞争也是价格接受者，这与D省反应最为敏捷的燃机是不可以类比的。

节点电价结算细节上的不同设计。S省、D省和Z省均采用节点电价机制，但是在结算的规定上细节差异很大。D省和Z省均采用用户侧节点加权平均价作为用户侧统一电价、发电侧采用所在节点电价进行结算，由于节点电价结算一定会在现货市场产生阻塞盈余，对于阻塞盈余最为成熟的分配方式是金融输电权，但是金融输电权市场的建立需要一个较为长的时间过程，在没有金融输电权交易的情况下，如何分配阻塞费用的问题上，D省和Z省出现了一些不同。D省将中长期合同9的结算参考点，指定在用户侧加权平均价节点 ，实质上是要求发用双方签订的差价合约只能对用户保价，阻塞盈余不进行分配10，发电企业无法收到应得的部分阻塞盈余；Z省允许发用双方签订中长期合同时选择参考节点，可或为用户加权平均价节点、或为发电厂接入节点，选择结算节点的一方不参加阻塞盈余的分配，这样虽然不能解决阻塞盈余在个体之间分配的公平性问题11，但是至少给出了选择的空间，并且大概率的会将结算点选择在发电节点12，体现了阻塞费用走出去的思维角度。相对D省和Z省，S省的设计问题要大得多。S省后于D省设计，加之D省的宣传普及工作水平远胜于Z省，S省设计者发现D省的设计有很多麻烦，没有金融输电权，怎么样也无法解决节点电价所需要解决的问题，但是S省还是希望选择节点电价，既然（没有金融输电权）阻塞盈余无法分配的科学合理，那么就采用简化的方法-不收阻塞盈余，用户采用发电侧节点加权平均价结算，这样似乎是比较“圆满”的解决了阻塞盈余的问题——根本没收进来不用分配！S省做法的问题在于完全消除了位置信号对用户电价的影响，另外阻塞盈余并不是飞来的费用，而是用户应当支付的费用，按发电节点价格加权平均结算等于将整个发电侧的电价水平进行了降低。

“发电侧单边市场”细节上的不同设计。单边强制库模式下的电力现货市场，没有用户参加，用户只作为价格接受者，而市场运营机构通过预测用户负荷作为需求组织现货出清；自愿库到了实时阶段也主要是发电侧参与调整，电力用户仅承担经济责任。因此，电力用户一般不参加实时市场，单边强制库模式下用户就不会参加现货市场，仅仅参加中长期交易。国内采用单边强制库的G省，有观点认为既然是现货试点，又是单边强制库，用户可以彻底不参加现货市场，这里的彻底是指用户不但不参加电力现货市场13，而且参加中长期交易过程中，差价合约并不约定功率曲线，电力现货电价与用户的结算完全绝缘，用户就是维持原来和发电企业的直接交易。这样市场就成了两张皮，本来是市场主体的用户成了现货彻底的看客，电力现货市场成了发电企业之间调整偏差的工具。

日前双边市场用户侧报价细节上的不同设计。尽管单边强制库并不比双边交易的日前市场落后，但是本轮强调用户参与的呼声很强，因此，D省和Z省都设计了电力用户在日前市场报量不报价的参与方式14。D省用户日前申报次日曲线，过大偏差要进行考核，但是用户日前申报的次日曲线不参加出清，由电力调度机构的负荷预测作为需求方；Z省的设计是用户申报次日用电曲线，电力调度机构预测电网代理的非市场用户用电曲线，两条曲线叠加作为需求方15。看起来两者的出清略有差别，但是都实现电力用户参与日前市场，实则不然,Z省的用户是真正参与了出清，参与出清才是真的双边日前市场，而D省的做法只是形式上用户申报了曲线，但是申报的曲线并不能参加出清，实际上只用于最后结算，并不能算作真正的日前双边市场。

市场力抑制细节上的不同设计。8个电力现货市场试点的规则都使用了大量笔墨描述市场力抑制，内容基本趋同，这种做法是正常的，因为我国厂网分开是按照区域市场设计的，加之近几年电力企业合并重组频繁，在一省内，存在市场占比较大发电企业的情况比比皆是。不同的是，纵观除Z省外其他七个电力现货市场试点抑制市场力的方法多为事中事后加强监管，例如判别发电企业报价是否偏离成本很多等等。但是这些措施很难发挥作用，特别容易引起纠纷。例如发电企业就会声称提高报价的原因只是很简单的“想多挣一点钱”，合情合理的回答，使监管者难以通过客观标准完成主观认定，并且现代电力市场发挥市场力的行为往往隐蔽而频繁，进行监管的成本如果超过了发挥市场力的成本，则事倍而功半，这也是国外电力市场设计强调通过事前手段和市场设计抑制市场力的根本原因。Z省的市场力抑制更强调事前，通过授予高比例政府授权合同的方式，锁住了省内容量占比较高发电企业发挥市场力的能力，非常类似新加坡采用的固定合同制度，通过强行要求市场力较大的发电企业接受政府固定电价合同的方式，重新使发电主体在市场竞争中回到相对相同的起跑线。这是一个非常接中国电力行业地气的设计，可见其外国设计团队所下的功夫，因为我国发电行业多为国企，特别是属于地方国资部门管理的发电企业，拆分这一国外常用的事前抑制市场手段是完全失效的，而合理科学的运用优先发电制度抑制市场力就成了事前手段当中的首选，当然这也要承担不理解者的非议和售电公司的巨大压力。

实际上，8个电力现货试点地区规则中大体名词和描述相同，而细节设计不同的地方很多，难以一一列举。相信大部分是设计者知道理论最优的解决方案，受各种掣肘而被迫妥协的结果，有些可能也是存在侥幸心理，觉得已经和经济规律要求的设计“大差不差”，能够闭环运行。殊不知，经济规律就在那里，不管见与不见，都会发生作用，这些细节与经济规律相悖之处必然会受到市场的惩罚，这在中国的电力市场建设史上不乏先例，市场设计中存在的问题是通不过市场真实检验的。建议在下一步的试点工作中，重点考虑三方面工作：

一是重新学习认识国际经验。四十年、数十国（地区）的国际现货市场经验，为我们这个现货建设的后来者提供了足够多可以借鉴的样本，各式各样的的技术问题在各式各样的客观条件约束下，基本上都有了一种或几种较为合理、实用的解决方案。中国特色的电力市场，主语是电力市场，中国特色是定语，不可形成一种讳言向国外成功经验学习的语言环境。在各试点方案强调过地方特色之后，不妨回头再次学习电力市场的通行规律。对国外模式照搬照学是行不通的，同样，随意更改国外模式的系统性设计，枉顾电力市场内在的通行规律也是自找麻烦，意图创造计划改良模式的“中国式现货市场”更是代价巨大的试错，在未来的评估中不能简单用一句“交学费”一笔带过。

二是建立容错、纠错和追责机制。电力现货市场建设不可能是一蹴而就的，市场主体认识不统一，对市场认识的水平不够深入，这都可以理解，这是正常的现象，对于改革的执行者要宽容，不以一时一地之得失评判衡量电力现货市场建设的成败。特别要指出的是，国外的电力现货市场建设初期都有3-5年的剧烈波动期，我们不能在现货市场刚起步，就要求其具备“世界领先”的水平，要有对电力现货市场试点的容错和纠错机制，要正确看待不同意见，善于吸取反对意见，切莫一时冲动出现“袁督师平辽”的问题。同时，对于电力现货市场试点中，由于个别部门对涉及“自我革命”的市场设计，以“不具备条件”、“有某某不良影响”为借口拖延实施，甚至“打左灯、往右转”，主动要求电力现货市场设计与计划机制进行妥协的行为，要尽快建立考核与追责制度，并且采用终身问责的方式。

三是远略近详与明确目标必须统筹。电力现货市场是为了提升资源配置效率，发现价格。那么再提高一个层次，电力市场是为了什么，市场配置资源的目的是什么？市场配置交易的结果要用来指导规划、持续保证电力可靠供应，市场优化的红利是无法抵过规划失误造成的代价。所以，引导投资是市场建设一个重要的作用。站在投资主体的角度，最厌恶的风险便是不确定性，因此，电力现货市场设计应该对最终目标给与清晰的描述，辅以明晰的时间表。当然，由于时间和空间的关系，市场描述往往是远略近详的，社会是发展的，边界条件和客观情况是变化的，这是无可厚非的。但是，市场设计者应当把最终的市场模式尽量描述清晰，分阶段描述，不应简单的按时间划分阶段，而是明晰转段的条件，推着走是万万不可的，因为会导致“水多了加面，面多了加水”的“痼疾”。

管中窥豹可见一斑，通过8个试点方案的细节对比，不难发现“滚石上山”的电力现货市场建设终于走到成长之路的“十字路口”。建设电力市场一定会推动利益格局重构，各方进行激烈博弈无法避免，专家反复讲电力市场建设从来都是“政治抉择”而非“技术抉择”就是这个道理。但是不论如何，我们不能忘记建设电力现货市场的初心是发现价格、促进系统平衡，时刻不忘细节决定成败，更要清楚对于系统性特点突出的电力现货市场，细节可能要决定电力现货市场的兴废。前事不远，可为后事之师！

注1：主要目的应与验证技术支持系统有较大关系。

注2：A类机组和西电东送容量占D省供应能力的一半。

注3：尖峰电价水平受人为限价影响，电价水平和持续时间不足以回收燃机等高成本机组的全口径成本。

注4：当然也可以理解为鼓励各地“八仙过海、各显神通”，调动积极性在初期更重要。

注5：高峰电价是低谷的10-30倍。

注6：即D省市场化用户电费单子上会出现按照度电收取的燃气机组贴费，类似于国家随度电征收的可再生能源基金。

注7：大致能够覆盖机组容量成本的70%。

注8：燃机仍然会用于顶峰和参与系统调节，而非带基荷发电。

注9：差价合约。

注10：可能会用于其他用途。

注11：没有金融输电权只能大致分（平分）。

注12：信息不对称。

注13：这是正常的，单边强制库不需要用户直接参与。

注14：Z省模拟阶段是报量不报价，但是市场详细设计中载明是报量报价，想来应当是仍在

磨合系统。

注15：也可能初期简化为电力调度机构预测整体负荷曲线作为需求方，但是电网企业承认

其预测曲线减去市场用户申报曲线作为非市场用户用电曲线，并承担相应经济责任。

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本文刊载于《中国电力企业管理》2019年07期，作者系本刊特约撰稿人。