双轨制“不平衡资金”现象解析及解决双轨制的思路与建议

双轨制“不平衡资金”现象解析

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

双轨制“不平衡资金”的简明示意

山东现货试点的“不平衡资金”构成非常直观。为说明核心逻辑，抽掉技术细节，假设不考虑构成优先发电的不同类型，同时假设中长期价格是现货价格的理性预期，那么山东现货试点的不平衡资金其实就可采取图1的简明模式来展示。

一部分是优先发电对市场化发电的电量替代，也就是图中“电量不平衡资金”阴影部分。由于替发电量结算价格差异，这部分不平衡资金可能代表两部分。如果用户按中长期价格结算，那么价格差按基准电价与中长期价格计；如果用户按现货价格结算，那么价格差按基准电价与现货价格计。

另一部分是优先发电替代市场化发电后使市场化机组“可能”损失的容量费，即图中“容量费不平衡资金”。之所以称之为“可能”，是因为容量费具有政策条件性，即是否以机组出力为前提。如果政策规定无论是否出力电厂都获得容量费，那么这应成为发电商的收入；如果规定容量费以出力为条件，那么就不构成发电商收入。

不同优先发电类型会给模型造成一些影响，但并不影响基本逻辑。可再生能源发电、外来电、市场化机组基数电量、核电等产生不平衡资金的方式本质相同，都会造成各时段现货市场的不平衡资金，只是各自贡献特征和程度有所差异。比如，可再生能源发电由于其默认的最高优先级，在各时段市场运行中除了替代市场电量外，还可能替代其他优先发电。基数电量并没有出现在试运行期内，因此没有产生不平衡资金，如果造成也只是产生电量不平衡资金，不会产生容量费不平衡资金。不同优先发电类型涉及的利益主体不同，给不平衡资金的分摊造成困难，成为各方争论的焦点。

双轨制不平衡资金造成市场扭曲

要完整理解双轨制不平衡资金，还需要深入探讨两个问题：第一，不平衡资金规模是否反映了全部影响？第二，优先发用电制度是否具备自发平衡的能力？

针对上述第一个问题，答案是否定的。国内已有分析仅关注基于市场实际运行结果而形成的不平衡资金，这是一个显性结果，但不能全面反映双轨制的真实影响。除显性的不平衡资金外，还有两部分资金值得关注，也更代表计划与市场的冲突：即挤压收入和转移收入。

挤压收入。挤压收入是一种隐藏但却更重要的价格效应，反映的是因为双轨制的存在，我们看到的现货市场价格已经是一个被向下扭曲的价格。

多种电源类型的优先发电会使供给曲线变得更平缓。高成本电源，比如外来电（以全成本影响省级现货市场）、保价可再生能源发电、气电等电源，以及市场化机组的基数电量等均会使市场化供给曲线的斜率变小。优先发用电的规模即使平衡，也会扭曲市场供给曲线；而当优先发电多于优先用电时，扭曲更加严重。当然，保障小时数之外不保价的可再生能源发电等会降低市场化供给曲线的截距，但这种增量作用微乎其微。

因此优先发用电扭曲了现货市场供求关系，而规模不平衡又加剧了扭曲，造成优先发电替代市场化发电后现货价格进一步不合理下行，市场化机组因此损失部分现货市场收入。实际上，这是市场化机组应得但被扭曲的供给曲线压缩掉的收入，所以称为“挤压收入”。

挤压收入无法从单纯的市场出清结果上反映出来，但却是现行优先发用电制度的根本弊端所在，因此，也从根本上决定了处理计划与市场关系的方向和思路。这也表明，针对不平衡资金的事后分摊是以保留市场扭曲为前提的，治标不治本。

转移收入。如果说挤压收入影响市场化机组的现货市场收益，那么转移收入则更直接地影响市场化机组参与现货市场的激励和反映市场体系的缺陷。

假定优先发用电规模平衡，那么市场化发用电供求完全由现货市场价格来引导平衡；而如果优先发电多于优先用电，那么便产生一个权衡：是以优先发电满足市场化用户为重，还是以市场价格引导市场需求为重？现有制度安排选择了前者，从而产生一个矛盾：既将用户界定为了市场化用户；又在限制市场价格引导市场化供求的能力。

系统运营层面表现为优先发电以一种不平衡的“边界”约束影响现货市场价格，使优先发电能够越界到市场化部分，从而产生两种影响。

一方面，转移收入影响市场主体对“身份”的偏好，抑制发电主体参与现货市场的激励。很明显，既然优先发电身份能旱涝保收，为什么要参与市场？这种激励还会转化为政府的决策困难并产生寻租机会，比如发电主体会尽力避免参与市场、争取必开身份、保持基数电量或争取政府补贴等等，而这些现象都已经多多少少出现在试点当中。

另一方面，转移收入构成市场化机组无处弥补的“机会成本”。比如，优先发电全部是可再生能源发电，在其大发时，常规火电机组让渡市场份额也就失去了对应出力的收入，因为现有市场体系尚无法根据其辅助服务和容量提供收入来源。市场化发电主体只能是失之东隅，却无法收之桑榆。

转移收入并非理所当然，反映了现有市场的不稳定和不完整。就不稳定而言，优先发用电无法通过一种平衡的、可预期的方式来影响市场化配置，增加了市场化发电主体的风险；就不完整而言，现货市场体系并没有能力去消化优先发用电的全部影响。这就说明，解决与转移收入并存的“不平衡资金”，绝不止于分摊，需要科学把握市场激励和市场设计。

优先发用电不具备自发平衡能力

针对前述第二个问题，答案也是否定的。理解这一点非常重要，这是根本改变对双轨制下优先发用电间关系理解的关键。理论上，如果要使优先发用电之间满足财务平衡，那么在现有机制下，合理的优先发用电电费需要遵循的必要条件是：

优购支出+交叉补贴额=优发收入

即，优先用户支付一部分电费，电网代付一部分电费，二者之和等于优先电厂收入。

假设我们希望优先发用电制度能够不影响现货市场，那么就必然要求合理设定基准电价、销售电价和输配电价（的交补部分），才可能使优先发用电之间实现财务和规模的双平衡（假设各时段均能完美平衡）。但在既定政府定价下，这一条件几无可能满足。

即便规模平衡，在既定政府定价下，优先发用电内部的财务不平衡也不可避免。比如，如果优先发电是高成本电源，优先用电是低价格用户，不平衡资金仍会产生，也就是说，即便加上交补额也无法满足电厂收入；另一方面，也可能出现输配电价对电网企业的过度补贴，即交补额在满足优先购电外还有盈余。

综上，优先发用电制度内部平衡取决于政府定价水平和结构的合理性。但如果政府定价能够做到合理协调，那么市场建设似乎也就多余了。根本上，优先发用电制度不具备自发平衡的能力，只能依附于扭曲的计划-市场关系，但其“优先”却决定了价格结算刚性，导致其对现货市场的扭曲作用是必然的、内生的。

优先发电不一定要优先用于平衡优先用电，针对优先发电规模调整的思路并不能根除不平衡资金问题，而应该通过改变对优先发用电的理解，来创新解决思路。

计划与市场冲突的体制机制根源

在进一步讨论造成双轨制不平衡资金的体制机制症结时，厘清双轨制与市场机制间的衔接是认识不平衡资金症结的切入点。

顶层设计层面的模糊认识

计划放开不等于市场建成；市场建设也绝非将放开部分以某种方式组织起来即可，关键是未放开的计划部分如何影响市场建设——这是由电力技术经济特性所决定的。电力市场一定是基于系统层面的资源配置机制的重构，而不是人为限定的局部优化。将放开的主体用所谓市场方式组织起来，是一种局部放松管制，而局部放松管制非系统重构的教训在国外电改，特别是美国多有出现，这也是Kahn（1988）对美国上世纪80年代电改提出的警示。

我们注意到，在面对双轨制不平衡资金时，许多研究者围绕计划发用电或市场发用电规模是否平衡提出了“放”的观点。当然，市场化肯定意味着放开，但有些问题仍值得考虑：放开是否就代表了市场建设？所有市场主体是否都承受“放”的影响？

一方面，优先发用电和市场发用电各自的规模是否平衡是一个伪问题。优先发用电规模平衡本身就在考验计划的合理性，如前所述，只要计划认定优先发电、用电身份，那么不平衡资金就是内生的，况且“放开”不代表放开部分有能力、有条件融入市场，仍需某种与市场衔接的制度安排；而针对市场发用电规模是否平衡的判断则是在代替市场机制做决策，如果这种判断合理，那么市场价格波动便没有意义，“放”或“规模”解决不了市场建设问题。

另一方面，计划电量放开的政策在实践中也难以做到规模平衡。在全面放开经营性用户的背景下，有的省份市场化用户比例非常高，比如可能由于二产比重高，但如果可再生能源发电装机或外来电比例较高，那么市场化机组比例就非常低。同时，伴随着能源转型及产业结构调整，规模平衡本身更难定义——这恰恰是我们希望市场发挥的作用。

这就需要我们突破对双轨制和优先发用电制度的理解。目前国内普遍的简单理解是优先发用电和市场化发用电并存就是双轨制，这并不准确。准确的定义是计划配置机制与市场配置机制的并存，而且是计划凌驾于市场之上。实际上，市场环境完全可以容纳优先发用电，多数成熟的国外竞争性电力市场也都有特殊的受管制发电商和用户，并非中国特例。

我国双轨制的问题在于为优先发用电创造了一种计划超越市场的主次安排，并默认优先发电和优先用电先平衡，在优先发电规模相对更大时，由市场化用户去匹配优先发电。

就顶层设计而言，正确的改革思路应该是，优先发电如何与市场机制对接，优先用电如何与市场机制对接，而不是人为地推动优先发电与优先用电的供求匹配。那么，放开两头形成的优先发用电可以存在吗？可以，但是优先发电与优先用电之间必须解耦！明确了这一点，就可以理解，优先发用电和市场化发用电各自的规模，本质上是市场建设的结果，而不是目标；同时也就扫除了市场建设的思想认识障碍，明确了改革的正确方向！

市场建设的不足与缺失

现行现货市场模式的“能”与“不能”。计划与市场的主次定位，应该在市场设计中得以体现。尽管目前的现货市场设计采用所谓“集中式”的全电量优化，本质上却是净电量优化，是与PJM和英国等均类似的净电力库。不过，这种净电力库还不是真正的净电量优化，而是以优先满足优先发用电为前提。同时，现行设计仅能解决优先发电的消纳和优先用电的满足，但是，却无力解决市场形成的出清价格与优先发用电价格间的结算关系。

实际上，净电力库的市场出清要以自调度的平衡合同为边界。合同事前平衡决定了这些市场中不会存在双轨制不平衡问题，从而不会扭曲市场结算关系，市场主体只需结算合同执行偏差。在PJM下，自调度的合同偏差要以实时价格结算；在双边模式下，双边合同偏差则通过不平衡市场价格结算，它们本质上都是以统一的现货市场来结算。

当市场存在特殊发电主体时，假如没法通过事前合同确定平衡的供求关系，就需要通过事前政策确定某种结算机制，比如加拿大安大略省的“整体调整费”（Global Adjustment）制度。在这种情况下，尽管市场运行仍会受到特殊市场主体的影响，但市场化发用电主体对现货市场的预期会更明确，风险也更小。

那么如何使市场模式能够更准确地反映经济关系呢？一是完善事前合同关系，二是完善事前结算关系。这两个任务都是先进技术支持系统所无法解决的，因此市场建设重点是理顺优化模型背后的交易和结算关系，否则技术优化的过程只可能带来劣化的经济结果。

市场体系和市场机制仍有明显欠缺。将各种优先发电混同于“优先”之中，掩盖了市场建设的许多重要内容，也使市场体系难以完善，市场机制难以充分发挥作用。

一是可再生能源发电全额消纳难以持续。可再生能源发电的优先使市场建设忽略了如何围绕现货市场构建完整市场体系的问题。

可再生能源发电的市场化消纳已经面临两个现实障碍。第一，如何使政策性保障机制与市场机制衔接。目前的配额制尚未与市场机制有效衔接，主要通过电网全额保障性收购来分摊。随着可再生能源发电不断增长，系统负荷特性不断变化，全额消纳的真实系统成本正在提高。同时，日益增加的存量补贴缺口也成为巨大的财政负担。第二，如何通过完善市场交易品种体系使市场完整反映可再生能源发电的系统成本。可再生能源发电的间歇性和随机性决定了现货市场是必然甚至唯一的有效机制，但现货消纳需要辅助服务和容量机制支撑。目前的市场设计未能将现货、辅助服务和容量统筹设计，导致常规电源在支撑可再生能源消纳时，面临运行和经营压力。

二是外来电的交易机制未体现地区间诉求。外来电的优先会限制正确协调本地与外地市场关系，以及构建区域和全国市场建设的方案选择。

外来电的价值在于扩大资源配置范围，提升资源配置效率，尤其是外来电中具有高比例清洁能源时，更值得鼓励。不过，外来电的“外来”属性是以满足地方需求为前提，那么用多少、怎么用，首先要考虑地方用户的实际需要，而这恰是“边界”处理方式不能解决的。外来电不是凌驾于地方电力市场之上的存在，而应是渗透地方电力市场的内在，也就是说，外来电需要有地方批发市场的用户主体来代表输入地区的需求。无论采用何种模式的跨省跨区交易，这都是最基本的市场结构要求。

缺乏代表外来需求的需求侧主体会带来一个问题，即两地电网企业的交易合同是否代表两地之间的真实供求关系？很明显，现有交易机制缺少一个关键环节，即本省电网企业与本省售电主体之间的契约关系，由此决定了，名义上是一种跨省跨区交易的供求平衡合同，在地方电力市场运行中，却实质仅作为“纯外生电源”。在现有交易机制下，外来电冲击地方电力市场，引发不满也就不足为怪。

目前跨省跨区交易由电网企业组织，电网企业既是系统运营机构，又是交易组织机构（股东），同时又是电力交易方，这就导致网络环节市场势力容易向交易环节的延伸，跨省跨区交易缺乏成本约束，这种局面与扩大资源配置范围的初衷并不能充分一致。

三是其他优先发电的认定也制约市场建设。必开机组的宽泛认定不利于现货市场和辅助服务市场体系的构建；热电联产、核电等机组的优先也值得探讨；基数电量的设定更多基于改革过渡角度的考虑，给予市场化机组一个保底收入，但只应是暂时性安排，不宜长久保持，否则也影响市场体系完善。

市场结构的体制性缺陷

双轨制本质上否认电力技术经济特性和系统（总供求）实时平衡要求的经济含义，系统实时平衡不会因为优先和市场的人为划分而自动变成两个独立平衡的子系统，所有电厂（无论优先市场）都无法确认发电流向哪类用户，所有用户也无法确认用电来自哪类电厂。

这就凸显出完备的交易关系对电力市场的关键影响。市场化发用电部分已有市场契约来确定交易和结算关系，而优先发用电部分则仍沿用传统计划管理方式，具有随意性和随机性。优先发电服务谁，优先用电由谁来服务，并不是政府定价能够决定的，也不是确定了优先身份就能解决的。而这些问题不通过事前的交易关系明确，计划内部的财务不平衡和规模不平衡，就必然随系统运营而影响到所有市场主体，扭曲市场的效率。

解决这个问题并不需要优先发电与优先用电之间先行平衡，再由市场部分去调剂余缺，而是从优先发用电主体与批发市场关系入手。本质上要把握两点：一是涉及优先发用电的交易同样构成批发市场的交易关系；二是优先发用电的交易是一种特殊交易，其交易及相应结算需要政府参与其中。

这需要从契约视角去构建优先发用电的交易关系。首先需要市场结构具有完备性，也就是说，批发市场中既有代表优先发电的明确主体，也有代表优先用电的明确主体。优先发电的企业属性使其自然成为批发市场主体，但优先用电却面临着参与批发市场的组织问题，因为优先用电涉及大量分散的中小用户。直观上，代表优先用电的主体自然是电网企业。但在市场环境下，电网企业具备的电网资产所有者、系统运营机构和交易组织机构功能，决定了其不适合以网售一体化模式参与电力交易，因为理论上没有理由可以确信电网企业不会利用其网络环节市场势力而影响电力交易的效率，同时这也会增加监管的难度和复杂性。比如在山东的外来电和省内可再生问题上，省电网企业在省间市场是外来电购电方，同时，又是实际的省内售电方兼省内购电方；在造成不平衡资金时，电网企业倾向于将责任推向省内可再生能源发电；相应地，省内则倾向于将责任推向外来电。由此造成当事各方间的争议。

要解决这种争议，一个根本性的体制措施便是明确事前责任主体，而这又需要改革市场结构。正因为如此，经济学家才一直强调，从市场建设角度，针对电网环节的改革重点并非垄断环节的内部拆分，而是垄断环节与竞争性环节的有效分离。目前问题的症结恰恰在于，电网自然垄断环节与竞争性电力交易业务并未实现有效分离。

在契约环境比较完善的国家中，比如英国，其电改重心是通过所有制改革来调整市场结构；在市场结构天然基础较好（所有权高度分散）的国家中，比如美国，其电改重心则是通过重构契约关系来协调各方利益，正如Joskow&Schmalensee（1983）在他们奠定美国电力组织形式的经典著作中指出的，电力市场建设首先要理顺批发市场的各类契约关系。

在我国，电力市场建设的任务更为艰巨，因为要通过调整市场结构来完善电力交易的契约体系。现行的优先发用电制度已经使批发市场无法具备完整的市场结构，自然无法建立起完备的交易契约体系。因此，要从根源上解决双轨制不平衡资金，首先要从市场结构角度入手，为完备契约关系的构建奠定基础上，在此基础上，合理设计针对优先发用电的各类管制契约，与以现货市场为核心的电力批发市场实现有效衔接。

解决双轨制的思路与建议

准确理解双轨制下的优先发用电制度

准确理解否定双轨制的真正含义。否定双轨制并不是否定优先发电和优先用电的存在，而是否定针对优先发用电的计划机制。市场化环境需要的是统一的资源配置机制，但统一机制能够容纳异质性的契约关系，政府部门可以针对某类或某些市场主体，包括发电商和用户采取特殊政策，这恰恰是不少国内学者和政策研究者主张管制合同或政府授权合同的原因。否定双轨制的根本原因，是它阻碍着市场建设的顺利推进，但不并否认一些市场主体在现阶段没有能力或没有条件直接参与电力批发市场。针对这些主体的处理方式，要以有利于推进市场建设为依据来选择合理的制度设计，而非想当然地沿用计划机制。总之，核心的原则是让优先主体去适应市场，而不是让市场去适应优先交易。

破除优先发用电先行平衡的错误观念。优先发电先行平衡是一种延续自计划时期的传统观念。没有任何理由可以默认优先发电就应用于满足优先用电，同时也没有任何理由支持优先用户（包括售电公司）不能参与批发市场竞争性购电。实际上，优先用户参与批发市场竞争性购电是国际普遍惯例，特别是由于优先用户往往是管制低电价用户，低价用户寻求低价电源更是一种合理选择。只不过，优先用户需要解决组织问题，但这并不会构成太大困难。优先发电的类型较多，如果将各类电源都混为优先并采用单一的计划机制，那么一方面会使市场建设难以推进，因为除了对市场的扭曲外，不同类型发电融入市场的方式及所需改革政策也存在差异；另一方面，也容易造成相关各方的利益冲突和争议，简单来说，就是由“优先”造成的成本（正如双轨制不平衡资金）如何在具有“优先”身份的各类主体之间进行归责和分摊。因此，解决优先发用电问题的一个基本前提是首先解耦优先发用电间的默认购售关系。

消除双轨制不平衡资金的具体建议

在给出具体建议之前，不妨再概括一下问题的逻辑——现行优先发用电制度下，优先发用电内部无法实现财务与电量平衡，现有市场设计仅是将这种内生不平衡传递到市场化部分，造成的后果除了显性不平衡资金外，更重要的在于：扭曲现货市场价格、抑制市场参与激励和加重市场主体成本负担。简而言之，计划越界市场，导致市场难以有效运行。

政策建议包括两个层面：一是如何处理不平衡资金；二是如何推动优先主体与市场机制的融合或衔接。

消除双轨制不平衡资金的基本方向。以体制改革构建统一的市场交易机制，调整优先发用电制度，使其以一种平衡的、可预期的方式影响现货市场。

一是优先用电与市场的衔接。优先用电与市场衔接的关键是解决好优先用户的组织问题，宜交由法人独立的电网企业售电公司负责。省内优先用电由电网售电公司作为省内默认或兜底售电公司，参与批发市场竞争性采购。电网售电公司的购电费用来源包括优先用户的电费和输配电价中的明补额，理论上足以支付批发市场购电费用。电网售电公司参与电力批发市场，会使电力批发市场具有完整的需求侧主体，不再是一个割裂的市场。

二是优先发电与市场的衔接。要推动凌驾于市场之上的计划机制，转变为渗透于市场之内的机制。优先发电与市场的衔接需要根据不同优先发电类型确定其改革方向和具体内容。

第一，针对外来电，基本方向是推动其直接参与市场。这需要省级市场具备代表外来电的批发购电主体，类似地，可由电网企业售电公司代表省内用户（优先及市场用户）与省外发电企业或电网企业签订外购合同。该合同的偏差结算，可由政府确定单独结算规则，并逐步过渡到按现货价格结算。相应地，省内现货市场出清以外购合同作为边界，不再以外来电作为边界。这样的好处是，不必由省内用户直接采购省外电源，与传统机制更易衔接，同时又使省内市场结构保持完整。

第二，针对可再生能源，方向同样是逐步推动参与市场。一方面要完善现货市场机制，加强时序市场体系，提高现货价格信号的准确性，同时要加强配额制与电力市场的衔接。目前，完成配额任务主要依靠电网全额消纳来支撑，市场交易发挥的作用非常有限。另一方面要根据系统特性变化和常规火电机组功能变化，为常规火电提供新的市场和收入来源，主要是辅助服务市场和容量保障机制。

第三，必开机组的优先发电要明确必开认定依据，除少数可靠性必开机组确定专门的定价机制外，其他类型的必开机组应根据系统功能，推动进入现货或辅助服务市场。热电联产则应该推动进入市场，保量不保价。基数电量应逐步压缩直到取消，代替以容量保障机制。核电机组也应考虑逐步进入市场。

处理转型期不平衡资金

只要市场存在特殊发用电主体，并适用政府定价，那么某种形式的不平衡资金便一定存在的。但这种不平衡资金不同于双轨制不平衡资金，是要以平衡的、可预期的方式影响现货市场，因此对市场的扭曲要小得多（当然不是没有）。在优先发电充分融入市场之前，这部分平衡资金是需要专门解决的。

解决思路是，事前确定不平衡资金的结算关系，将所有不平衡资金总额在所有市场化用户身上分摊。实际上是将不平衡资金视为从计划向市场转型阶段的整体过渡成本。如前所述，优先用户可以通过解决组织问题融入批发市场，因此转型期不平衡资金主要来自于优先发电。针对优先发电的处理在国外电力市场也有多有应用，比如加拿大安大略省的“整体调整费”（Global Adjustment），其特点就是将图1中“电量不平衡资金”按政府确定的规则分摊到所有市场化用户身上。

尽管这仍会扭曲市场价格，但好处也显而易见，为市场提供了确定性。随着市场的成熟，推动各类优先电源能够更好融入市场，在完善市场体系，健全市场机制的基础上，转型期不平衡资金也会相应缩小，市场价格的经济信号功能也会更强。当然，长期来看，只要不平衡资金降低到不严重影响市场效率的水平就可以接受。

总之，双轨制不平衡资金确实是一个大问题，但根源在于计划仍凌驾于市场之上，优先发电制度掩盖或包裹起了许多应该在市场建设中解决的问题。因此，解决双轨制不平衡资金问题也就是市场建设问题，整体上把握四个原则：第一，改变计划和市场的从属定位；第二，以体制改革推动机制完善；第三，健全电力市场体系；第四，从事后分摊转向事前契约构建。

本文刊载于《中国电力企业管理》2020年9期，作者供职于中国社会科学院财经战略研究院。