电力现货结算试运行：寻路新旧体系转轨

　　过去的2019年可谓电力现货市场建设的突破年。国内首批8个电力现货试点已全部进入结算试运行阶段。截至2019年9月30日，国家电网区域内山西、甘肃、浙江、山东、福建均开展了为期一周的结算试运行，四川开展为期5天的调电试运行，蒙西也开展了连续结算试运行。2019年10月18至27日，南方（以广东起步）现货市场开展了完整的中长期+现货按周试结算。

　　8个试点都或多或少地遇到了挑战，比如现货价格普遍偏低，使用输配电价“顺价”出现问题，省内与省间市场衔接出现意外等等，各有各的故事。

　　电力现货市场就像一根探针，触碰新旧电价体系、系统运行方式、电源电网规划甚至国家宏观调控。一位资深电力研究者指出，用过去的方式已经难以精准解决现在的矛盾，也难以实现改革的增量效益。“好的市场机制设计不应一味地向主客观环境‘妥协’，而是应该坚持市场内核，逐渐影响原有的体系、模式。”

　　临近2019年底时，国家发展改革委、国家能源局召开电力现货试点工作专题会议。据悉，会议聚焦讨论、解决现货试点过程中发现的重点、难点。会上，国家发改委副主任连维良指出，下一步电力市场建设“步子要稳，试要积极，情况要清，政策要慎”。

　　低价风险

　　在2019年9月的结算试运行中，试点地区现货价格大幅低于中长期价格是普遍现象。据eo多方了解，综合公开信息统计，山东、浙江、甘肃现货平均价为0.015-0.339元/千瓦时，较火电标杆电价降低16%-49%；广东除第一天日前0.359元/千瓦时、实时0.315元/千瓦时之外，其他日期的日前及实时电价均价分别为0.215元/千瓦时、0.19元/千瓦时；福建现货价格较高，为0.373元/千瓦时，较火电标杆降低5.2%。

　　而四川是数个试点省区中整体价格偏低最严重的一个，平均0.011元/千瓦时。9月20日，四川省电力交易中心宣布拟于9月26-30日开展现货市场连续调电试运行和结算试运行。9月29日，由于系统安全升级，交易中心发布《关于取消现货试结算运行用电侧日前市场申报的紧急通知》。

　　结算试运行期间，发电侧报价出现了连续三天96个点零价的情况。相关媒体报道，对于发电侧来说，由于中长期合约内电量按合约价结算，并没有损失。即使申报电量无法全部中标，由于现货价格低于发电成本，不发电反而更受益。而对于用电侧来说，超用电量能够获得优惠的现货价格。

　　但这种看上去的“双赢”难以持续。现货市场的低价会大大降低用户签订中长期合约的意愿，导致发电侧这种超低价策略没有合约对冲，出现巨额亏损。

　　一位业内人士指出，四川尝试“照顾”各方面的诉求，设计了“精密”的中长期市场，但在现货当中，反而可能因为这种“精巧”的设计，出现极端情况。

　　在近期试行的现货结算中，山西也出现了比较极端的低价情况。据悉，2019年12月7日至12月13日，国网山西省电力公司开展了为期一周的电力现货全流程试结算工作。日前出清最高价格365元/兆瓦时，最低价格0元/千瓦时；日均最低价格19.61元/兆瓦时，最高价格99.08元/兆瓦时。

　　当地参与交易的电厂人员告诉eo，进入供暖期，按照“以热定电”的原则，供热机组都是必开机组，供热机组和新能源机组基本可以满足全省电力负荷，现货市场里的价格决定者就剩下纯凝机组，因此，除早高峰和晚高峰以外，这些机组为了能够保持开机，纷纷报出了“地板价”。

　　“对于纯凝机组来说，现在要是停下来，再启动可能就要到2020年2、3月了，还不如撑过供暖季。”上述人员说。

　　原本最让人担心报价发生“踩踏”事件的甘肃，在结算试运行期间虽然价格也相对偏低，但并没有出现零价极端情况。据悉，甘肃现货市场让新能源和火电机组同台竞争，形成了类电力库的单边竞价市场。

　　一位行业分析人士说，现货市场产生的价格结果充分反映出了各地机组结构与原有运行方式的特点，要做到真正的“同台竞争”，许多习以为常的“规则”需要调整。特别是要回答，是否相信市场手段能够更好地保障民生，产业政策是否能够改为“场外调节”的问题。一位国际电力市场的资深从业者指出，在设计市场时就应遵循技术中立原则，即不偏重任何技术手段，把对技术的选择通过市场外政策手段体现。

　　还有业内人士提出，当前市场本质上是单一电能量市场，而单一电能量市场竞争设计依据的是边际定价思路，机组固定投资成本难以通过它来完成回收。而在从计划向市场转轨的过程中，各类机组不同程度上都存在搁浅成本问题，国外普遍对搁浅成本利用市场红利进行补偿。国内如果把“出清”过剩产能的压力全部放在电能量市场，特别是现货身上，将对市场建设产生不利影响，建议从国家层面研究电力市场化改革会带来的搁浅成本及其处理问题，为发电侧平等竞争提供必要条件。

　　艰难的“顺价”

　　随着现货市场的推进，部分试点省份患上了“顺价不适应症”。

　　2019年11月20日，广东省发改委、国家能源局南方能监局发布《关于做好2020年广东电力市场中长期交易合同签订工作的通知》（粤发改能源函〔2019〕3704号），2020年中长期交易依然按照“价差合同+曲线”的模式组织。

　　而在两个月前，2019年9月18日晚10点，广东电力交易中心官方微信公众号发布了一条消息，阅读量瞬间达到四位数，至今仍位列各类通知“前茅”。

　　这条信息提到，按照《广东省能源局关于暂停开展9月份电力现货市场按周结算试运行的通知》（粤能电力函〔2019〕565号），暂停开展2019年9月份按周试结算试运行工作，9月份仍按现有电力中长期交易规则执行。

　　这一天也正是广东首次试行以绝对价格按周试结算的日子，市场却突然按下了暂停键。

　　本轮电力体制改革启动时，广东一直采用价差模式，电力交易合同约定的是电价相较目录电价的降幅，9月按周试结算暂停前的两次现货试结算也沿用了这一模式，同时只涉及日前和实时市场结算。

　　价差模式有利于规避不同类型电源间成本差异对交易价格产生的影响，有效减轻了市场化交易对各主体利益的冲击。不过，多位业内人士指出，这种模式依然是建立在标杆上网电价基础上的思路，形成了“历史成本越高—核价越高—降价绝对值相同—高成本机组降低比例少—高成本机组反而有竞争优势”的逻辑链，导致中长期交易资源逆向配置，抵消了以“全社会福利最大化”为目标的现货市场带来的效率，长此以往，市场化交易难以体现不同类电源的成本差异，让用户感知生产成本变化的目的，电网企业也没有改变购销差价的模式。

　　在原定于9月开展的按周结算试运行方案中，广东决定改变价差模式，全面应用已核定的输配电价，按照绝对价格模式开展交易。

　　但转换为绝对价格模式后，现货市场使用用户侧统一结算价格，由于目录电价不同，一般工商业用户和大工业用户获得的实际价差也不同。2018年以来，一般工商业电价两次下调，这使得他们在市场中获得的价差收窄。而中长期合同又是上一年按照价差模式签订的，导致代理了较多一般工商业用户的售电公司要“平白无故”遭受亏损。

　　此后，为了规避用户目录电价政策调整导致的售电公司盈亏风险，在10月18-27日重启的“中长期+现货”按周试结算中，广东设置了新的零售合同处理机制，电网公司按照售电公司中长期合同电量收益不变的原则，补贴售电公司“倒挂”的差价，但仍然没能彻底实现“顺价”。

　　浙江也遇到了“顺价”难题。

　　曾有市场的资深研究者指出，国内即使是有售电公司参与的零售侧也并非真正的零售市场，因为售电公司没有定价和结算权。而浙江首先突破了这一点，本轮中长期交易将在全国范围内率先实现批发和零售市场完全分离的模式，即不采用价差模式，售电公司与用户自由协商绝对价格，售电公司给交易中心提供用户结算所需的信息。

　　浙江宏博售电有限公司相关负责人认为，在目前其他各省区广泛应用的价差传导模式下，几乎所有售电公司的生存模式就是“无标准圈定客户+单纯发电侧让利”，这样的模式造成电力用户、售电公司和发电集团之间持续“零和博弈”，用户和售电公司的收益完全取决于发电厂单方面让利，没有创造新的价值。当然，这样的模式有利于独立售电公司在改革初期获得短期收益。而浙江的结算方式使电价组成更加透明，理顺了价格体系，对尖、峰、谷进行分段结算也十分接近现货运作。

　　据悉，一些专业性较强的售电公司已经开始着手布局，收集不同类型的用户的负荷曲线并对用户进行分类建模，力求尽早模拟出不同类型用户的典型负荷曲线，从而提高风险控制能力，完善自身的定价机制和策略，加强市场竞争力。

　　但这样的“突破”也带来了问题。根据2019年9月浙江省发改委、能监办、省能源局联合印发的中长期电力交易基本规则，煤炭、钢铁、有色、建材等四大行业且供电电压为10千伏及以上的电力用户可参与浙江售电市场。至此，在市场中，用户一共有三类，一是由电网代理的市场化用户，类似电力库模式，二是直接参与批发市场交易的大用户，三是由售电公司代理的用户。

　　绝对价格下，代理谷段用电量超过50%的用户，零售商会亏损，导致售电公司纷纷争取峰电用户，谷电基本留在了电网。而放开的四大行业用户大部分又是谷电比例高的，据了解，4000多户用户，只有800余户参与交易。近一个月来，电网公司就亏损近2000万元。

　　有业内人士指出，这部分价格成本全部让电网公司承担是不合理的，但这是从目前市场向现货市场转变过程中无法回避的问题，维持浙江当前的结算模式，反而有利于尽早解决这个问题。

　　上述人士认为，电网企业当前的亏损可计入输配电不平衡账户，使关键时期输配电价的核定能够更贴近于现货建设期间电网公司承担公共服务和社会责任所必需的合理成本。未来可通过征收1.2倍保底供电电价避免电网企业亏损。

　　2019年8月12日，国家能源局官网发布对《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》的解读指出，一方面要确保市场设计科学合理，建立市场机制和价格机制引导电力生产和消费，促进电力工业健康发展；另一方面也需要综合施策、共同推动，全面加强配套机制建设。如，建立与现货市场衔接的用电侧电价调整机制，逐步解决用户侧价格双轨制问题；完善与现货市场配套的输配电价机制，更加科学合理界定电网使用成本，更加有利于扩大电力资源优化配置范围。2020年1月7日，国家发改委官网再次转发对这份文件的官方解读。

　　电源间“相煎何太急”

　　高成本机组、外来电如何参与市场已成了现货市场建设的“老大难”问题。

　　为了让不同成本机组同台竞争，广东的现货市场规则允许对高成本机组给予结算后补贴，即对于比燃煤机组标杆电价高的燃气机组、水煤浆机组和煤矸石机组等，根据机组历史利用小时和成本差异，给予一定的市场补贴费用，费用由市场用户按电量分摊。

　　据eo了解，由于补贴支出将抬高部分用户的购电成本，9月试结算开始前，就有售电公司提出不愿意承担这部分费用。为了保证试结算的顺利推进，9月按周试结算运行期间，电源侧成本补贴由省内电网企业承担，纳入电网企业购电成本。

　　近年来，广东高成本燃气机组增多，目前新增发电成本由电网公司承担，难以通过市场疏导。据测算，累计120亿元燃气机组新增成本未能通过销售电价予以疏导。

　　国家相关主管部门官员在10月时的一场电改研讨会中表示，完全使用输配电价核定电网公司成本与收益后，由电网承担高成本机组补贴是缺乏依据的，而将这部分成本传导到用户又与目前的终端电价政策导向不一致。

　　“目前的改革充分体现了两套电价体系要用哪一套的问题。”

　　当然，针对燃气机组的补贴，业内也有不同意见，认为燃气机组不应抱着靠发电量挣回成本的思路，而是应该更多发挥自身启动灵活的优势响应现货市场价格。

　　据了解，2020年广东还将陆续有新的燃气机组和成本更高的海上风电投产。一位资深市场研究者指出，现货配置资源不仅仅反应在短期上，其信号应该用于规划。按照终端用户价格短期内不上涨的原则，广东近期显然已经难以承受如此多的高成本机组，否则市场将受到“两头挤压”。

　　而在浙江近期的现货市场试结算中，由于外来电突然增加和可再生能源渗透率上升，电力调度机构相对平时多预留了辅助服务容量，导致辅助服务费用发生临时性“飙升”。因为高比例外来电缺乏分摊渠道，用户又没有参加疏导，浙江省调核电机组需承担高达1800万元的辅助服务费用，甚至提出了退出市场的诉求。

　　有业内人士指出，这次的“意外”本质上源于中长期交易没有充分为现货做好准备。在签订年度合同时，应约定好曲线，临时出现变化，相关主体按约定分担风险。

　　根据国家发改委、国家能源局2019年年中发布的《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》（发改办能源规〔2019〕828号），各类跨省跨区中长期优先发电合同和中长期市场化交易合同双方，均需提前约定交易曲线作为结算依据。中长期双边交易形成的电量合同，可由交易双方自行分解为分时曲线。同时，文件指出，建立电力用户参与承担辅助服务费用的机制，鼓励储能设施等第三方参与辅助服务市场。

　　据悉，在2019年10月31日国家发改委体改司、能源局法改司组织召开的全国电力现货市场建设推进会议上，政府主管部门相关负责人鼓励各试点地区多做结算试运行，发现问题，为2020年连续运行提供支撑。

　　现货市场建设过程中出现的这些问题反映出中长期与现货、现货与辅助服务、省间与省内、批发与零售市场，以及“中间”与“两头”的“割裂”，有些随着规则的改进、市场的连续运行能够解决，而有些则需要做出相应调整。

　　两轮结算试运行过去后，到了考验决策者、执行者以及行业对改革的信心的时候，即是否要根据现货市场试点发现的问题去改革与市场化不适应的规划、价格及运行机制。（eo记者 姜黎　eo记者陈仪方对此文亦有贡献）