基于边界条件的售电市场模式与开放路径设计

2002年，国发5号文开始推进“厂网分开、竞价上网、打破垄断、引入竞争”，实现了厂网分开和中央层面的电力主辅分开。2015年中发9号文及其核心配套文件，开始实施以“管住中间、放开两头”的新一轮电力体制改革，形成有效竞争的市场结构和市场体系。我国的新一轮电力体制改革已进入落地实施的关键阶段，售电侧放开更是“放开两头”中的重要任务之一。2019年6月，国家发改委印发了《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》，各省区售电市场规模进一步扩大，售电市场建设再次提速。

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

近年来，学者们针对电力市场改革、售电市场放开等关键问题进行了大量研究，在售电市场整体发展方面，分析了国内售电市场发展的多个关键问题，包括售电主体构建、用户选择权实施和售电市场监管等方面；剖析了在电改初期推进售电侧改革的困难所在，指出要实行管制与市场并轨的方式稳步推进售电市场建设；通过对国外售电侧放开的经验进行归纳分析，总结售电市场发展趋势，提出国内售电侧放开要先形成健全的法制体系、稳步推动售电市场试点建设，逐步培养售电市场主体等相关建议。在售电市场主要问题方面，研究了售电市场中大用户直购电的交易品种、交易方式和输电定价等制度，提出了通过政府核定，均衡分摊的方法来回收大用户直购电实施中的交叉补贴损失；研究了售电市场中用户侧的价格机制，提出用户侧价格机制要兼顾输配电价体系和现货市场交易的要求；研究了顺价模式下的售电市场关键问题，并进行了市场结算案例分析，为过渡阶段的电力市场设计提供了新的设计思路。除此以外多数学者围绕售电公司运营策略、售电公司定价模型和零售市场博弈进行了研究。

可以看出，研究人员对售电市场中的问题都在进行持续探讨，但缺少能够识别分析售电市场路径选择中逻辑关系、边际条件的系统性和综合性分析研究。为此，笔者结合售电市场试点情况，研究售电市场设计的边际条件，提出一种基于边界条件分析的售电市场模式与开放路径的设计方法。

国内售电市场价格模式分析

目前，国内除西藏以外的32个省级交易区域发布了中长期交易规则/直接交易规则（蒙西称“多边交易市场运行规则”），各省区售电市场价格机制不尽相同，主要包括价差模式和顺价模式。

价差模式：售电公司和电力用户申报或协商价差为与现行目录电价中电量电价的价差，发电企业申报或协商的价差为与批复上网电价（含税）的价差。发电侧结算价格=上网电价+交易出清价差，负荷侧结算价格=目录电价+交易出清价差。价差模式通过价差出清的方式，形成发用电价格，只改变目录电价的价格水平，不改变目录电价体系，广东市场初期的售电市场采用了价差模式。

顺价模式：发电企业、售电公司和电力用户申报或协商的价格是电能量价格。发电侧结算价格=交易电价，负荷侧结算价格=交易电价+输配电价（含线损及交叉补贴）+政府性基金及附加。顺价模式下，发电侧结算价格是通过市场化方式形成售电市场交易成交价格，负荷侧结算价格由市场交易价格叠加输配电价等形成。浙江、江苏等大多数省区售电市场均采用顺价模式，且《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》，明确提出要完善市场化交易电量价格形成机制，从政策层面支持以顺价模式的售电市场价格机制，顺价模式成为各省区售电市场主要价格模式。

电力市场边界条件理论

德鲁克在决策的五个要素中提出，要找出解决问题时必须满足的界限，即识别问题的边界条件。决策边界条件一方面能够影响决策的有效性，另一方面也能决定决策的准确性，任何超过边界的决策都不是成功的决策。基于决策边界条件理论，笔者提出电力市场边界条件概念，电力市场边界条件是确定电力市场模式设计、规则制定、路径选择等的重要因素，某一模式的电力市场能够找到具体的有限市场边界条件，同时给定多个电力市场边界条件也能确定该市场的具体路径。

售电市场边界条件分析矩阵

售电市场模式与开放路径的选择也要基于既定的边界条件执行，结合政策规则和各试点省区运行方案，识别出售电市场设计的5项边界条件，并通过不同边界条件的匹配制定售电市场模式设计边界分析矩阵，如表1所示。

售电市场边界条件

边界1：实行输配电价。输配电价体系是市场设计的基石，也是实现“管住中间、放开两头”的根本前提，目前多数售电市场主要通过顺价模式来实行输配电价，发用两侧电价沿用目录电价体系。市场用户结算电度电价按照顺价模式形成，用户侧的峰谷分时电价由原峰谷分时电价加减用户交易价格与目录电价差值或由单一电价同比计算得出，保证经核定的电网公司合理收益通过所有电力用户进行回收。

边界2：市场自由定价。市场化改革的核心是实现由市场决定电力商品价格水平表现形式的价格形成机制。售电市场放开要逐步实行发用电双边自由定价，允许发电企业和售电公司（电力用户）通过合同约定电力价格水平和价格套餐形式，不受原有上网电价和目录电价体系限制。

边界3：目录电价方式回收交叉补贴。指结算时以原计划模式下的目录电价体系为基准，通过折算结算价格或调整结算费用的方式回收交叉补贴费用，适用于发用电计划未全面放开期间的市场过渡模式。

边界4：独立核算方式分摊交叉补贴。指结算时通过独立核算交叉补贴的方式对全口径电量交叉补贴损益进行计算，根据交叉补贴损益情况在市场化用户中进行分摊或返回的方式实现交叉补贴费用平衡。适用于发用电计划全面放开期间的售电市场。

边界5：带曲线的中长期交易。带曲线的中长期交易是适应现货市场交易和结算的必然要求，在售电市场中开展带曲线的中长期交易可以实现发用电电量偏差费用在现货市场进行结算调整，便于中长期交易和现货交易的衔接。

交叉补贴边界分析

妥善处理电价交叉补贴是此次改革的重要任务之一，电价交叉补贴范围广、关系复杂，难以对单笔交易或单个用户进行交叉补贴费用单独核算，原计划模式下的价格体系可以足额回收交叉补贴费用。售电市场放开后，交叉补贴费用仍然分布在市场化用户结算费用和非市场化用户结算费用之间，市场化用户电量通过售电市场交易价格进行结算，一旦售电市场交易价格偏离原有计划模式的价格体系，必将导致全口径电量结算费用中的交叉补贴费用回收产生偏差，即边界2与边界3和边界4具有较强的关联关系，市场自由定价后，必须要重新设计交叉补贴的回收方式，可采用上文提到的边界3目录电价方式回收交叉补贴或边界4独立核算方式分摊交叉补贴的方式保障交叉补贴费用平衡。

目录电价方式回收交叉补贴。目录电价方式回收交叉补贴，通常以市场化交易价格作为发电侧交易价格，负荷侧价格由发电侧交易价格按顺价模式形成，峰平谷分时电价的结算价格则按负荷侧交易价格和对应的目录电价差值同幅增减或按用户峰平谷电量比例系数进行折算。同时也可在此基础上限制市场化交易合同的峰谷电量比例，确保谷电用户进入市场，实现交叉补贴回收。采用目录电价方式回收交叉补贴，减少了市场化交易价格对交叉补贴损益的影响，是一种发用电计划未全面放开期间的过渡方案，但也间接影响了用户侧电价形式，没有彻底还原电力商品属性，违背电改本意，不适合长期执行。

独立核算方式分摊交叉补贴。独立核算方式分摊交叉补贴是在考虑市场化电量和非市场化电量交叉补贴损益情况相互影响的基础上，对全口径电量交叉补贴损益进行计算和分摊。在售电市场顺价模式下，可通过核算非市场化用户结算回收的交叉补贴费用损益来确定全口径交叉补贴损益。

售电市场模式与开放路径设计

市场模式设计

模式1：顺价模式。采用边界1实行输配电价，负荷侧交易价格由发电侧交易价格按照顺价模式形成。

模式2：回收模式。采用边界1、边界2和边界3，实行输配电价，市场化自由定价，并通过目录电价方式折算结算价格或调整结算费用，避免产生交叉补贴费用损益。

模式3：分摊模式。采用边界1、边界2和边界4，实行输配电价，发用两侧可以自由定价，通过独立核算方式计算非市场化用户的交叉补贴损益，并在市场化用户中进行分摊和返还，以此保证交叉补贴费用平衡。

模式4：现货模式。采用边界1和边界5，实行输配电价和带曲线的中长期交易，用电偏差部分以现货结算，适用于已开展现货交易的售电市场。

模式5：目标模式。采用边界1、边界2、边界4和边界5，实行输配电价，发用两侧可以自由定价，通过独立核算方式计算非市场化用户的交叉补贴损益，并采用中长期电力曲线交易与现货相组合的策略，适用于较为成熟的电力市场。

开放路径设计

根据不同售电市场边界条件的选择以及国内各省区现货市场和售电市场试点情况，可总结出售电市场放开的演进路径主要有四条，如图所示。

路径1：第一阶段以实行输配电价体系为基石，采用顺价模式起步；第二阶段，通过市场化交易确定发用两侧电量价格，采用目录电价方式回收交叉补贴；第三阶段，实现与现货市场衔接，开展带曲线的中长期交易；第四阶段，发用电计划全部放开，采用独立核算方式分摊交叉补贴；第五阶段，市场相对成熟，过渡到目标模式。

路径2：第一阶段以实行输配电价体系为基石，采用顺价模式起步；第二阶段，通过市场化交易确定发用两侧电量价格，采用目录电价方式回收交叉补贴；第三阶段，发用电计划全部放开，采用独立核算方式分摊交叉补贴；第四阶段，现货市场推进，为实现与现货市场衔接，开展带曲线的中长期交易；第五阶段，市场相对成熟，过渡到目标模式。

路径3：第一阶段以实行输配电价体系为基石，采用顺价模式起步；第二阶段，市场化自由定价，直接采用独立核算方式分摊交叉补贴，实行分摊模式；第三阶段，开展带曲线的中长期交易，实行现货模式；第四阶段，市场相对成熟，过渡到目标模式。

路径4：第一阶段以实行输配电价体系为基石，采用顺价模式起步；第二阶段，开展带曲线的中长期交易，实行现货模式；第三阶段，直接采用独立核算方式分摊交叉补贴，实行分摊模式；目标阶段，市场相对成熟，过渡到目标模式。

上述4种路径均可适用于不同发用电计划放开程度和现货市场建设进展的售电市场，但路径1和路径2都采用了边界3目录电价方式回收交叉补贴，通过模式3回收模式进行售电市场过渡。这种路径的选择会在市场过渡时期对发用两侧的市场价格进行限制，违背电改本意，同时在结算过程中结算价格折算和结算费用调整复杂，增加了市场结算风险。为此，笔者认为采用路径3和路径4可以实现市场化定价，增加市场活力，同时采用分摊模式化繁为简，直接独立核算方式计算非市场化用户的交叉补贴损益，是最优的售电市场开放路径。

典型售电市场模式与路径分析

各省区售电市场试点中，浙江、江苏、广东的售电市场方案最具有代表性，笔者采用售电市场模式设计边界分析矩阵分别对浙江售电市场、江苏售电市场和广东售电市场的方案进行诊断分析（见表2）。

浙江售电市场分析

2019年，浙江首次试水售电市场，开展了为期两个月的中长期交易。由浙发改能源〔2019〕405号文可以看出，此次浙江售电市场设计采用顺价模式执行输配电价体系，发电企业的结算电价即为交易电价；市场用户结算电度电价由发电侧交易价格顺价模式形成，终端用户实行峰谷分时电价，由原峰谷分时电价加减用户交易价格与目录电价差值得出。市场设计时采用了边界1和边界2，是一个非典型的市场模式，导致电网公司不能足额回收交叉补贴，相反，售电公司获得超额利润。

2020年售电市场交易中，用户侧恢复了目录电价定价体系，但在发电侧打破了单一电价模式，改为峰谷电价。为了防止交叉补贴的再次流失，设置了市场基准谷电比参数，进一步控制了上网加权平均价，防止交叉补贴向电厂侧外溢，市场设计时采用了边界1、边界2和边界3，即回收模式。

整体来看，浙江售电市场处于本文所指出的演进路径2中阶段2回收模式。但其为确保全口径结算费用平衡，采用目录电价方式回收交叉补贴，实质上是对负荷侧价格形式的限制，并未打破原有目录电价体系，并未实质上实现市场自由定价。根据文章所提出的路径方案2，浙江售电市场路径设计，应当随着发用电计划放开，在处理交叉补贴问题上化繁为简，采用边界4独立核算方式分摊交叉补贴，使整个市场演进逐步达到第3阶段分摊模式，同时引入现货模式，最终发展为目标模式。

江苏售电市场分析

江苏2021年售电市场规模进一步扩大，其售电市场设计采用顺价模式执行输配电价体系，发电企业的结算电价即为交易电价，用户侧到户结算价格由发电侧交易价格按顺价模式形成，峰、谷电价按市场交易电价和平段目录电价的差值同幅增减，交易过程中不强制形成带曲线的中长期交易合同或进行曲线分解。江苏售电市场采用了边界1，即顺价模式。

整体来看，由于江苏未开展现货市场试点，售电市场处于本文所指出的演进路径3中阶段1顺价模式。由于江苏售电市场规模更大，发用电计划基本放开，根据文章所提的路径方案3，实现市场自由定价，采用边界3和边界4独立核算方式分摊交叉补贴，使整个市场演进逐步过渡到第2阶段分摊模式，最终发展为目标模式。

广东售电市场分析

广东2020年8月连续组织了“价差月度交易+绝对价格周交易+现货”的结算试运行，先后开展价差月度交易和绝对价格中长期交易，用户用电绝对价格由电能量价格和输配电价叠加而成，市场从价差模式过渡到实现输配电价体系的顺价模式。允许市场主体自主选择签订合同曲线或历史特性曲线作为年度价差合同分解曲线。广东售电市场初步采用了边界1、边界3和边界5，批发侧和零售侧都将原有价差模式转换为绝对价格形成顺价模式。

整体来看，广东售电市场处于本文所指出演进路径4中的阶段2现货模式，但其存在价差模式向顺价模式过渡问题，市场价格受限过多，没有完全实现顺价模式。根据文章所提的路径方案4，广东售电市场路径设计，应当尽快彻底实现边界1和边界2，采用完全顺价模式，实现市场自由定价，同时采用边界4独立核算方式分摊交叉补贴，使整个市场发展为路径4中的目标模式。

结 语

在各网省售电市场放开模式不尽相同、缺少统一的分析和设计范式的背景下，文章提出了系统性的售电市场放开路径设计方法，在下述方面取得了一定研究成果。

一是售电市场设计的边界条件有5项，分别是实行输配电价、市场自由定价、目录电价方式回收交叉补贴、独立核算方式分摊交叉补贴和带曲线的中长期交易，不同边界选择能确定售电市场的具体模式。

二是市场自由定价和交叉补贴回收具有较强的关联关系，如不同时并行开展设计，就会导致交叉补贴成分费用回收产生偏差或者电力价格偏离商品属性。

三是计划和市场并轨下的交叉补贴费用损益可以采用电网公司代理的非市场化用户结算偏差进行核算（公式1），并在市场化用户中进行分摊处理，以达到全口径电量交叉补贴费用的平衡。

四是设计了4种适用于售电市场演进路径，并指出路径3和路径4为较好的售电市场演进路径。

五是通过基于售电市场边界条件的诊断分析，可以给出省区售电市场的开放路径所处阶段、面临的主要问题和路径走向的相关政策建议。

本文研究对售电市场放开模式提出了系统性的分析和设计范式，但也缺少对各个省区售电市场用户行业情况、各网省市场主体活跃度和政策实施阻力等其他因素的考虑，这些因素对售电市场的影响也是后续研究的重点方向。

本文刊载于《中国电力企业管理》2020年12期，作者供职于浙江电力交易中心有限责任公司