见闻｜山东电改陷僵局 现货交易“悬疑案”待解

专访陈皓勇

节点电价体系在我国大部分地区不适用

在大多数人将目光更多地聚焦于是哪些因素或者力量在阻碍电改时，电改本身存在的问题不应该被忽视。电力体制改革本质上依然是一次对于生产关系的调整而非技术变革。因此体制改革从来都是首要任务。

但目前来看，更多的时候我们会聚焦于机制问题，忽视了体制改革才是核心。即便是学术性、技术性的问题，我们也应该有更多的讨论空间，而不是被动地进行画地为牢式的“争论”。

为此，《能源》杂志专访了华南理工大学电力经济与电力市场研究所陈皓勇教授，探讨电改的体制核心与更广泛的技术性问题。

《能源》：目前电改陷入了一定的“停滞”境况，您认为目前的电改存在哪些核心问题？

陈皓勇：首先，电力体制改革的关键是生产关系的调整，而不是技术革新。电改改的是电力行业的经济关系，变的是市场主体的经济行为，而技术仅仅只是作为支撑手段，作为体制改革的一种，也并非学术问题。

从计划到市场转轨的核心是资源配置权的重新分配，也就是政府将手中的资源配置的自主权下放到市场主体。由于市场总体供需平衡的要求，将由市场机制这只“看不见的手”形成市场价格，即所谓“随行就市”。这也是中发〔2015〕9号文“管住中间，放开两头（即供需两侧）”的本质含义。

本轮电改在习近平总书记提出的推动能源生产和消费革命的大背景下启动，外部环境有了很大的变化，特别是火电产能过剩严重。电力供过于求的局面成为电改启动的良好条件，实现竞价上网的条件已完全具备。

实际上，如果不是人为原因的话，我国电力市场改革的起步是可以极其简单的，就是把过去由政府制定的年度发用电（量）计划和年分月发用电（量）计划用竞争性的市场机制来形成，而根本不用改变电网的调度操作流程。如果本轮电改中交易机制仍不能如期建立起来，其原因一定在于人为的误导和阻碍，而不存在任何难以克服的客观困难。

《能源》：本轮电改已经形成的市场机制中，从技术上来说还存在哪些问题？

陈皓勇：当前我国的现货试点省区纷纷开始了试运行，这些试点大多模仿美国电力市场模式，也就是采用节点边际电价体系。看起来节点电价似乎很完美，但必须指出的是，节点电价是完全基于“工程师思路”而设计的，其基础是最优潮流模型。节点电价在处理输电网络阻塞方面或许是有效的，但也存在很多问题，如对电网物理参数和运行条件过于敏感、阻塞费用过高、发电商和用户承担的电价波动风险过大等。

美国输电网投资自上世纪70年代以来一直裹足不前，而且长期滞后于电力需求和发电容量的增长。由于输电投资水平低，跨州、跨区电网联系薄弱，输电能力不足，输电阻塞严重。

因此在美国电力市场，引入节点电价体系，以反映物理输电网络阻塞，使得交易出清结果自动满足输电线路传输容量约束，并为阻塞费用分摊提供依据。以PJM为代表的美式电力现货市场的目的实际上是采用市场机制打破电力公司（utility）的“各自为政”，实现更大范围的经济调度。

《能源》：中国不适合节点电价体系么？

陈皓勇：这主要有两方面的问题。首先，节点电价体系考虑的电网技术约束虽然十分复杂，但其所依据的经济学理论却是理想的完全竞争市场模型。我国各地区经济发展水平和资源禀赋差异巨大，若在差异显著的区域建立完全自由竞争的统一电力市场，其结果是欠发达地区的电价被抬高，而且可能失去使用电力资源的权利；发达地区则可能利用其电价较高、购买力较强的优势通过市场机制与欠发达地区争夺电力资源，使得自身电价水平趋于降低，但也将对本地区的发电企业形成冲击。这与国家区域协调发展的战略背道而驰。此外，其他一些有关市场公平性的问题在节点电价体系下也难以解决。

而且我国输电网较新，设备冗余度高，500kV输电线路轻载情况相对较为严重，大部分线路处于长期轻载的情况，只有相对少数线路负载率超过50%，其他电压等级也类似。此外，国家电网和南方电网都属于国有的统一大电网，输电线路传输容量约束和阻塞费用分摊并非电力市场的关键问题。

其次，美国电力市场建设的前提是电力公司将调度权上交至ISO（独立调度）或RTO（区域输电组织）。中国的国情既不适合边际节点电价理论，也没有完成调度独立，此外复杂的节点电价出清计算程序的收敛性也存在问题。所以节点电价体系在我国大部分地区都不适用。另一方面，在可再生能源大规模接入的背景下，美国的节点电价电力市场本身也遇到了许多比较棘手的问题。

《能源》：调度独立是电力现货市场的先决条件么？

陈皓勇：在欧美电力市场中，调度独立的涵义可能各有不同，但与电力现货交易的建立都是如影相随的（日前市场、日内市场一定独立于电网公司，维持实时电力平衡和电力系统安全的实时市场可以留在网内），这是因为现货交易的结果直接就是电力系统调度计划，调度机构本身就是电力现货交易所，只有调度独立（其含义实际上是现货交易所独立）才能保证交易的公平、公正。

在我国的现实条件下，由于允许电网参与竞争性售电，如果建立现货市场，电网公司要么调度/交易完全独立，要么完全退出竞争性售电，两者只能居其一。这只是基于“裁判员不能兼职运动员”的常识，也是建立“网运分开”的电力市场机制的前提。此外，调度独立并非指把所有调度功能都独立于电网，在交易中心独立的条件下，调度独立的含义是将日前、日内现货的出清权（即电价、电量决定权）划归交易中心，而实时平衡和调度操作权仍可留在电网调度机构。

《能源》：电网调度往往与电网安全一起被提到。这两者是什么样的关系？

陈皓勇：“调度独立”是否会影响电力系统安全可靠性虽然目前存在一些争论，但并未找到“调度独立”影响电力系统安全可靠性的明确依据。

从2003年美加“8.14”大停电来看，电力市场化改革对电力系统安全确实有一定影响，比如导致电网投资不足、厂网协调困难、过于追求经济性而忽视安全性等等。但和“调度独立”没有直接关系。实际上美国的经验恰恰说明，打破电力公司“各自为政”的调度方式，将调度权独立出来并实行大范围的统一安全经济调度，这样可以加强集中化的调度管理。在严格的强制性电网运行可靠性标准下，对电力系统安全反而是有利的。

《能源》：在电力市场的建设中，您认为中国应该参考什么国际经验？

陈皓勇：北欧电力市场中不同国家分为不同的区域，在有的国家内部也进行了分区，这主要是由于这些区域间经常出现阻塞。

若北欧电力市场出现阻塞，则在相应地区划分区域实行分区电价，进行新一轮的价格计算，并且进行对销贸易（er-trading）来消除阻塞，其成本由TSO（输电系统运营商）来承担并作为电网需加强的信号，最终该区域电价和系统电价会出现差异。

这种区域划分是不固定的，一般能维持三至四个月，视不同阻塞情况而定。以瑞典为例，全国基本分为四个区域，在实际中，瑞典本质上是一个同价区域。如在2014年，其全国有86%的时间是同价的；其区域电价差异主要发生在区域3和区域4，但这两个区域仍有90%的时间是同价的。区域间联络线不断加强，差异电价情况也会相对减少。最终分区电价作为该区域现货市场结算价格，而在金融市场一般以系统电价（systemprice）作为参考价格。

可以看出，北欧电力市场的分区电价体系设计更多地体现了经济学家的思路，其价区划分不仅仅是物理网络约束，还有社会经济方面的考虑并涉及到国际贸易因素，可以看出一个不同于物理电网的“贸易网络”的存在。价区的划分涉及市场公平性的问题，也与输电网物理阻塞有关。事实上，北欧也曾经讨论过是否将分区电价改成节点电价，但最终这个提议被否决了。

在社会主义市场经济体制和公有制为主体的背景下，我国完全可以借鉴北欧电力市场的对销交易方式，而在长期的电力系统运行实践中也积累了丰富的断面潮流控制的技术经验，不一定要转化为节点价格信号并由之来引导供需和分摊阻塞费用。

此外，日本电力市场改革是学习借鉴欧美改革经验后再结合本国特点进行市场设计的结果，从售电侧引入竞争着手的改革路径与我国也更为相近，而且在历史文化方面也有诸多关联，其改革的经验和教训更加值得我国关注。

《能源》：对于目前各省正在进行的现货试点，您认为市场主体还有哪些问题没有意识到？

陈皓勇：当前的一种错误观点是将电能中长期交易与日前、日内、实时交易简单理解为远期（期货）与现货的财务（金融）关系，没有认识到通过电能中长期交易，让供需方尽可能早地制订发用电计划（含负荷曲线）对电力系统安全经济运行的重要作用。

虽然国外电力市场常采用金融合约锁定远期的电量和电价，但这仅仅是一种财务结算关系，其背后的实物商品仍然是现货市场中分时交易的纵向“能量块”，没有从物理上解决电能生产和消费的时间连续性问题。实际上，在北欧电力现货市场，早都建立了多个连续时段整体参与竞价的“能量块”（block）交易品种。在日前、日内、实时市场上通过全电量集中竞价形成交易（调度）计划和市场价格的市场机制，将彻底改变电力系统多年来形成的安全经济调度习惯和模式，给市场交易和电力系统运行带来极大隐患。