中國儲能網(wǎng)訊：關于不平衡資金的分配方式，靴子終有落地之日，經(jīng)歷過“先暫?！钡纳綎|現(xiàn)貨試點，也必將迎來撥云見日的“重啟”之時?；厮菀酝c16年前蹉跎的最大不同，或許是對于不平衡資金產(chǎn)生的原因和解決辦法，業(yè)內貢獻出的大量的智慧，也凝聚了非官方口徑的共識。這樣的共識，正在轉化成為一股強大的暗流，推動現(xiàn)貨市場建設在“最后一公里”中砥礪前行。
作為電力市場體系建設初步完善的標志，電力現(xiàn)貨交易被譽為除輔助服務之外，電能交易和電量平衡鏈條上的“最后一公里”。在完成這一項難度和風險系數(shù)都不低的改革任務時，現(xiàn)貨試點“最后一公里”的征程走得相當謹慎，且略顯艱難。
靴子終將落地
“因為有了5號文的前車之鑒，所以當初在做9號文的時候，就著重討論過要不要設不平衡賬戶的問題，果不其然，這次又惹了麻煩?！币晃粯I(yè)內人士在茶余后的閑談，透露出了行業(yè)對現(xiàn)貨試點眼下所遭遇困境的集體焦慮。
在一份山東省呈請相關部委協(xié)調的情況匯報中顯示，2020年5月16日-19日山東省開展的第三次現(xiàn)貨市場連續(xù)結算試運行期間，四天直調用電量共計40.98億千瓦時，其中市場化機組上網(wǎng)電量15.44億千瓦時，市場用戶用電量合計21.28億千瓦時，偏差電量5.84億千瓦時，由外來電、新能源等非市場化機組發(fā)電。由于該偏差電量在發(fā)電側按照非市場機組電價結算，在用電側按照市場電價結算，在目前優(yōu)先發(fā)電結算電價明顯高于用戶側綜合電價所形成的“高買低賣”，導致四天試運行中產(chǎn)生市場用電量高于市場化發(fā)電量的“發(fā)用不平衡資金”共計9508.19萬元。
盡管本次帶有試驗性質的試運行結算中，規(guī)則主導方相應調減了6158.53萬元的容量補償費用，但剩余3349.66萬元的雙軌制發(fā)用不平衡資金，仍需由外來電、新能源，以及省內機組優(yōu)先發(fā)電量分攤疏導。
消息不脛而走，業(yè)內眾說紛紜。雖然在呈請文件中，以“黑體加粗”的格式著重標注出“這樣的分攤機制是在國家明確的省外來電作為現(xiàn)貨市場出清邊界的基礎上提出，且已寫入山東現(xiàn)貨市場規(guī)則”，但略顯龐大的分攤數(shù)額，仍然引發(fā)事件持續(xù)發(fā)酵，業(yè)內討論的熱情空前高漲。
一方觀點認為，如果“不平衡資金”由新能源和外來電等非市場化機組承擔，分攤后的結算電價與山東省內市場化機組結算價格無異，這與現(xiàn)行的新能源行業(yè)“保量保價”的扶植政策存在明顯沖突，國家戰(zhàn)略性送電協(xié)議和省級政府間電力合作框架中的“保價”承諾也無從兌現(xiàn)；電源側如果以“合同違約”的理由向購電方提起訴訟，贏面頗大。
也有不同聲音認為，優(yōu)先發(fā)電的功率超過了優(yōu)先購電的功率，為什么不能承擔經(jīng)濟責任？如果優(yōu)發(fā)電量承擔偏差費用有風險，那么市場機組簽訂的市場化合同不執(zhí)行，是否也具有法律風險？同樣，如果都按照合同執(zhí)行，只有棄風棄光、減少外送，那么這是否又同樣暴露于法律風險之中？在雙軌制模式下，既想履行優(yōu)先發(fā)電合同，又想履行市場合同，多目標的結果往往是所有目標都實現(xiàn)不了。
“分攤方式是事先寫在規(guī)則里的，由外來電和省內可再生能源及優(yōu)先機組按照比例分攤，并沒有逾越省間和省內達成的協(xié)議。不平衡費用的本質是調峰費用，省內市場化機組少發(fā)電量是為優(yōu)先發(fā)電機組讓路，山東只不過是以其他形式體現(xiàn)了這一費用。在未做容量扣除前比較電價高低，對省內機組并不公平。由優(yōu)先發(fā)電量進行不平衡資金的分攤，在某種程度上，但又并不完全地體現(xiàn)出了市場的公平性?！背钟羞@一觀點的人并不在少數(shù)。
在試圖復盤4天試結算運行的過程中，業(yè)界揣測良多，最令業(yè)內矚目的是，在8個現(xiàn)貨試點中，為什么唯獨只有山東市場出現(xiàn)了這樣劇烈的波動？究竟是山東的“步子邁大了”，還是在做規(guī)則時“把細節(jié)問題疏忽”了，抑或是“規(guī)則設計出現(xiàn)了重大紕漏”？
“不平衡資金就是市場設計中某一部分‘受照顧’的電量在結算中產(chǎn)生的價格投影，這樣的問題在8個現(xiàn)貨試點中或多或少都有顯現(xiàn)，但是由于電源結構和市場規(guī)則各有不同，化解的手段也各不相同。部分地區(qū)采用了計劃手段解決，反而呈現(xiàn)出了‘短平快’的效果。由雙軌制引發(fā)的不平衡資金背后，已經(jīng)形成了多個利益主體，有人抱著既得利益不放，有人不愿意吃啞巴虧，關鍵還要看操刀者敢不敢調整規(guī)則。否則到了最后，這個虧空只能由電廠承擔。”前述業(yè)內人士告訴記者。
不平衡資金分攤引發(fā)的問題，難免不讓所有關心電力體制改革的人將上一輪東北區(qū)域市場的折戟拿來作參照。對于16年前東北區(qū)域市場三次調電產(chǎn)生的34億不平衡資金，普遍觀點認為是由于售電側價格沒有放開，也有人對于“省為實體”下建立統(tǒng)一的區(qū)域發(fā)展模式和市場交易模式持有保留意見，更多的則是在計劃體制之下對于顛覆既有秩序所需決斷力的遺憾。16年后，即便人人思變，對于改革所持有的熱情有增無減，但當市場規(guī)則仍未能摒棄計劃體制的“遺珠”時，再次追問“為什么歐美現(xiàn)貨市場不平衡資金不是大問題”時，答案則略顯蒼白。
“在沒有進行現(xiàn)貨市場建設之前，歷次調價和發(fā)電側的交叉補貼通過電網(wǎng)的統(tǒng)購統(tǒng)銷模式進行了彌補和修正，現(xiàn)貨市場運行之后，相關責任明晰了，電網(wǎng)企業(yè)僅負責按照交易結果調度電量，不再承擔電力交易中的電費盈虧，這部分資金自然就沒有人愿意去背。山東試圖擺脫的困境，實際上是在為所有受入試點省份解套。”業(yè)內人士評價道。
無論是褒獎山東現(xiàn)貨試點推進者的勇氣，還是試圖拼湊重新分配之下的利益紛爭，連續(xù)四個月的長周期試運行不僅試出了體制改革中深層次的矛盾，也在不斷地試探著市場的韌性與信心。
關于不平衡資金的分配方式，靴子終有落地之日，經(jīng)歷過“先暫?！钡纳綎|現(xiàn)貨市場，也必將迎來撥云見日的“重啟”之時?；厮菀酝?，與16年前蹉跎的最大不同，或許是對于不平衡資金產(chǎn)生的原因和解決辦法，業(yè)內貢獻出的大量的智慧，也凝聚了的非官方口徑的共識。這樣的共識，正在轉化成為一股強大的暗流，推動現(xiàn)貨市場建設在“最后一公里”中砥礪前行。
“不屬于市場的，應該拿出市場”
“每次試運行的目的都是不一樣的，每次試也都是在一步步接近最終規(guī)則。不平衡資金的問題是我們當初做設計時預見到的，因為相對來說比較復雜，涉及到外來電參與省內現(xiàn)貨市場的問題，所以我們把它留到了最后。如果把跨省區(qū)送電的問題解決，不平衡資金的規(guī)模基本就能回到可控范圍之內。”一位接近山東現(xiàn)貨市場人士回應記者，“山東出現(xiàn)不平衡資金的根本原因，一個是風光等新能源優(yōu)先發(fā)電和優(yōu)先購電規(guī)模不匹配，導致的市場化發(fā)、用電總量規(guī)模上的不平衡，另一個原因，就是目前外來電沒有參與省內現(xiàn)貨市場，導致市場化機組與市場化用戶在發(fā)、用時段性、曲線上的不匹配?！?
據(jù)了解，近年來山東省大力調整能源供給結構，省外來電和省內新能源發(fā)展迅猛。按照目前山東省現(xiàn)貨市場規(guī)則設計，省外來電和省內新能源均不參與市場，僅有省內火電機組參與現(xiàn)貨市場交易；在全面放開經(jīng)營性用戶參與市場的背景下，市場發(fā)、用電量不平衡導致的雙軌制結算矛盾不斷凸顯。
預計到今年年底，山東省內市場機組的發(fā)電量約1200億千瓦時，市場用戶用電量需求約1800億千瓦時，不平衡電量缺口達到600億千瓦時。預計明年不平衡電量缺口將超過1000億千瓦時，按照國家現(xiàn)行優(yōu)先發(fā)電、優(yōu)先用電政策，山東省新能源、核電、外來電等優(yōu)先發(fā)電量大于優(yōu)先用戶用電量的情況將成為常態(tài)。
“另外還有一個不可忽視的客觀情況，由于參與市場的發(fā)電主體偏少，時段性的不平衡將不可避免，特別是反映在曲線上的問題。從長遠來看，即便是年度電量在規(guī)模上形成了匹配，但是時段上的不匹配將是全國各地都有可能出現(xiàn)的共性問題?！痹撊耸扛嬖V記者，隨著風電、光伏裝機的大量投運，在新能源大發(fā)時段，市場化的火電機組往往處于最低技術出力的狀態(tài)。在這種情況下，非市場化發(fā)電往往高于非市場化用電，且由于發(fā)電與用電的成分及其價格的差異性，直接導致了曲線不匹配投射在結算階段資金上的不平衡。
誠如業(yè)內的普遍共識，在完全計劃的時代，通過經(jīng)信委調整電量計劃和調度控制兌現(xiàn)率，實現(xiàn)基數(shù)電量計劃與社會用電量的匹配，并沒有過出現(xiàn)過不平衡資金分攤的問題；在國外完全市場化的情境下，通過嚴格的“以用定發(fā)”合同兌現(xiàn)和偏差管理手段，只見電價飛漲，卻很少聽聞大規(guī)模不平衡資金的“暴雷”，即便產(chǎn)生了不平衡資金，也由所有消費者集體分攤。只有在施行“優(yōu)發(fā)優(yōu)購”與電力市場并行的雙軌制結構“過渡期”內，滿足國情需要的市場機制，難以避免地連帶產(chǎn)生了具有國情色彩的不平衡資金。
在前路并無他山之石可循的境況下，業(yè)內貢獻了多個對于不平衡資金來源修正和規(guī)避的路徑——若要實現(xiàn)“優(yōu)發(fā)”與“優(yōu)購”相對應、市場化機組與用戶相匹配，要么讓新能源和外來電進入市場，增加市場化電量的規(guī)模和流動性；要么提高市場機組發(fā)電負荷，棄風棄光、減少外送；要么大幅壓縮市場用戶規(guī)模，讓市場用戶用電負荷與市場機組最低負荷相匹配。
“無論是棄風棄光，還是通過縮減市場化用戶規(guī)模，以此達到市場化用戶用電量與市場化機組發(fā)電量大體相當，顯然都是與國家的政策導向相違背。山東雙軌制不平衡資金存在的核心問題就是‘優(yōu)發(fā)優(yōu)購’的存在并凌駕于市場之上。但計劃體系已經(jīng)在我國盤踞多年，解決問題也不可能一蹴而就，關鍵在于如何區(qū)分優(yōu)先發(fā)電量中的‘真假計劃’，別頭疼醫(yī)了頭，藥卻都去了腳上?！睒I(yè)內人士告訴記者。
在山東省呈請相關部委的材料中顯示，以5月18日為例，外來電日前計劃高峰送電1808萬千瓦時，中午低谷時段送電1547萬千瓦時；新能源中午時段出力約1300萬千瓦時。此時，火電機組開機容量已達到特高壓入魯外電安全穩(wěn)定約束下限，且運行火電機組均達到其出力下限。由此，該日中午12時，市場機組上網(wǎng)電量僅1181.41萬千瓦時，實時市場出清電價已達零價，市場用戶用電負荷2107.51萬千瓦時，市場用電量比市場機組發(fā)電量高出926.1萬千瓦時。
“山東省外電的兩大來源，一個是國家指令性計劃，另外一個是省間政府框架協(xié)議?！睒I(yè)內人士向記者分析道，“國家指令性計劃實際上是為了完成國家戰(zhàn)略，比如新能源戰(zhàn)略，這與省間對口支援的電量從性質上來說具有天然的不同。國家戰(zhàn)略屬于長期性的計劃安排，無論是從電源的經(jīng)濟性，還是市場建設階段來看，把諸如新能源電量這樣的戰(zhàn)略性計劃完全交由市場，在現(xiàn)階段是不妥當?shù)?，也難以實現(xiàn)國家能源轉型的戰(zhàn)略目標。而對于短期內相對細節(jié)的電量，還是應該盡快交由市場去解決。畢竟供需關系需要準確的市場信號來反映，而如果設置了過多的邊界條件，很難評價或評估試出來的結果，現(xiàn)貨市場建設的效果也會大打折扣。只放10%的市場化電量進去，卻滿心期待100%放開后的價格，也許只能稱其為一個美好的愿望。”
正如一位長期跟蹤電力體制改革的專業(yè)人士所述，在判斷不平衡資金是否會引發(fā)顛覆性后果之前，首先需要剝離與市場制度本身無關的原因，這對于市場化改革和現(xiàn)貨市場建設的方向將會起到?jīng)Q定性的影響。
如果與16年前東北區(qū)域市場的劇烈虧損相比照，確實存在著某些種關聯(lián)性可循，這些相同之處無外乎市場之外的客觀影響往往盛于市場安排本身的瑕疵。我國的計劃體制既有縱向的歷史積淀，也有橫向的非市場成因，再加上計劃與市場兩者相互交織，使不平衡資金的來源比現(xiàn)貨市場建設前只多不少，但與之對應的調解手段卻寥寥可數(shù)。
“但是，正如我們不能因為供需反轉和煤價飆升等外部因素來否定當年東北區(qū)域市場建設的經(jīng)驗一樣，如今，我們也不能因為不平衡資金的出現(xiàn)來否定現(xiàn)貨市場試運行的成果和市場的建設方向。不平衡資金是可以通過規(guī)則調整予以解決的，并不是不可逾越的鴻溝。重要的是，如何在實現(xiàn)確保穩(wěn)定供應、確保電價水平、確保能源轉型等多重目標下，通過改變現(xiàn)有規(guī)則達到利益分配的再平衡，這是非?？简灢俚墩叩恼咚降摹！痹摌I(yè)內人士補充道。
多次的市場運行經(jīng)驗似乎早有提醒，隨著模擬試運行的推進，預料到的，和未曾預料的問題都會接踵而來。眼下，是以“打補丁”的方式加以修正，還是從源頭上厘清“不平衡”攪局的根源并加以調整？鑒史通今，我們總能在特殊的歷史事件中尋找到可供參考的依據(jù)。
在盤點長周期試運行成果之外，市場是否如約回歸本真，或許是日后留給歷史記錄者著重下筆的段落。
轉軌中的模式大討論
隨著電力市場化改革的推進，雙軌制運行的弊端通過模擬、推演和長周期試運行逐漸浮上水面，山東現(xiàn)貨試點試運行的情況，也將外來電參與市場的緊迫性和必要性表露無遺。
事實上，解決甚至避免雙軌制問題的思路和方法在業(yè)內早有討論，在國家發(fā)改委于2019年印發(fā)《關于全面放開經(jīng)營性電力用戶發(fā)用電計劃的通知》中也曾明確提出對于外來電市場化加速推進的要求。然而，文件印發(fā)已一年有余，對于外來電參與市場的方式，業(yè)內卻依然爭論不休。
有學者站在宏觀角度認為，改革現(xiàn)有“優(yōu)發(fā)優(yōu)購”政策，建設全國統(tǒng)一電力市場是破題行之有效的方法。各省用戶可委托省級電網(wǎng)公司參與全國統(tǒng)一市場，也可以直接交易，通過市場競爭的方式解決跨省區(qū)發(fā)電與輸電資源的優(yōu)化配置問題。但其中外來電不參與省級現(xiàn)貨市場交易，在現(xiàn)貨市場中作為邊界條件優(yōu)先出清，并配套建立實際送電與中長期曲線之間的偏差機制。
其中，外來電作為“邊界條件”的理由，則是因為“如果外來電直接參與到省級市場，將會存在跨省區(qū)輸電通道協(xié)同、資源公平競爭的難題，甚至出現(xiàn)‘尋租’交易。”
出于對市場運行邏輯的不同理解，改革先鋒派的著眼點則更為務實——“山東由外來電引發(fā)的不平衡資金，根源在于省內和省間兩級市場造成，因為省間市場的價格不能保證低于省內市場的現(xiàn)貨價格，如果全國統(tǒng)一市場不能實現(xiàn)‘一次報價、聯(lián)合出清’，全國統(tǒng)一市場同樣會造成各地的不平衡費用。外來電應該與省內機組一樣等比例放開發(fā)用電計劃，與省內市場化用戶簽訂帶有曲線的購售電合同，參與全電量出清。與省級電網(wǎng)簽訂的合同中約定的曲線形狀應當與山東未放開用戶的負荷曲線形狀保持一致，由國調按照外來電全部合同曲線疊加形成日前送電曲線?！?
看似從學術角度出發(fā)的爭論，背后卻難掩對于外來電主導權的爭奪，對于主導權“角力”背后的利益紛爭，場外“看客”的描述則更為言簡意賅——“市場本應一視同仁，建設市場就應該尊重市場的基本規(guī)律和原理。市場最主要的功能就是調節(jié)供需、反映供需，通過市場形成正確的價格信號配置資源?？缡^(qū)送電是符合我國國情的必要手段，但前提是外來電與省級電網(wǎng)簽訂的中長期交易本應與省級現(xiàn)貨市場形成曲線上的銜接，否則供需關系的割裂依然會造成價格信號的扭曲，僵直送電和計劃電的區(qū)別又體現(xiàn)在哪里？不能秉承‘技術中性’的方案，實在難以評判它的優(yōu)劣。”
立場不同，觀感和結論往往大相徑庭。利益多元化的時代，打破現(xiàn)有平衡制造“再平衡”，本身就很難形成令所有人都滿意的方案。在難以達成共識的僵持階段，改革主導方除了表明不帶有明顯傾向的態(tài)度之外，還顯示出了與前述以往“全面放開各類電源”精神的明顯差異。這樣的不同，一半歸因于對改革如履薄冰般的謹慎，一半斡旋于改革理想與現(xiàn)實國情。
在近期召開的一次現(xiàn)貨市場聯(lián)席會議上，相關部門對于外來電進入市場的方式予以了權衡之后的最終定奪：“對于歷史性的跨區(qū)送電，原來由政府間簽訂的協(xié)議電量，需由政府牽頭協(xié)商解決，力爭在5年時間內，以每年遞減20%的方式，由原來的保量保價固定協(xié)議，逐步轉為以市場化方式解決；對于增量部分，全部由市場主體自主協(xié)商。對于放開省內用戶的規(guī)模，需要與跨省區(qū)以及省內放開的電源的規(guī)模相匹配，‘以發(fā)定用’，以此保證電力市場建設中的每一個環(huán)節(jié)與總體設計的同步?！?
“保住底、分步放；慎之又慎、積極穩(wěn)妥”，這是改革主導方反復強調的字眼。
曾有業(yè)內人士反思，不平衡資金的出現(xiàn)并非偶然，外來電和省內電源的矛盾也早已存在，只不過是通過現(xiàn)貨市場把這樣的矛盾暴露和激化出來。從現(xiàn)貨市場推進至今，調度機制、電價形成機制，乃至資源配置的方式都通過市場化改革的推行發(fā)生了巨大的轉變，但當我們著眼于電力市場“硬件調配”的過程時，又是否關注到了政策體系與市場機制的銜接是否順暢？對于所有改革與被改革者的責任，以及與之對等的權利劃分和監(jiān)管是否周全？對于風險的預判是否及時到位？
一位接近電網(wǎng)人士在向記者介紹看待雙軌制運行的看法時，道出了他眼中的癥結所在?！半S著電力市場化改革和輸配電價改革的推進，電網(wǎng)企業(yè)的營收渠道由以往的統(tǒng)購統(tǒng)銷價差轉為以過網(wǎng)費為主的經(jīng)營模式；同時，普遍服務的對象卻從傳統(tǒng)用戶側拓展至新能源全額消納等供給側。更為重要的是，在補償機制不明的前提下，實現(xiàn)非商業(yè)化目標的支出來源正在減少。電網(wǎng)企業(yè)作為市場主體，本身就與普遍服務的社會責任存在沖突。”
“事實上，電網(wǎng)的統(tǒng)購統(tǒng)銷價差承擔了很多內容，包括以往的輔助服務，包括電源側和用戶側的交叉補貼，包括不平衡資金的消化分解。隨著市場化程度的提高，彌補電力系統(tǒng)交叉補貼的來源在減少，電網(wǎng)企業(yè)仍需要承擔非市場部分的統(tǒng)購統(tǒng)銷。在售電側，優(yōu)先購電部分的價格低于供電成本，這部分交叉補貼的需求在以每年1%的水平遞增；在購電側，低價電源出于競爭優(yōu)勢，天然具有進入市場的沖動，剩下的高價電源則心甘情愿躺在優(yōu)先發(fā)電計劃里。隨著市場放開程度的不斷提高，電網(wǎng)的平均購電價格逐年升高，在居民和農(nóng)業(yè)銷售電價保持不變的情況下，購售價差的空間逐年縮小，電網(wǎng)企業(yè)卻還要承擔新能源全額消納和保民生等社會責任。如果雙軌制運行下去，最后很有可能是用自己的利潤空間去背負交叉補貼的需求，現(xiàn)在看來這很有可能會成為電網(wǎng)企業(yè)唯一的選擇?！痹撊耸垦a充道。
眼下，雙軌制將部分發(fā)電和電網(wǎng)企業(yè)置于極大的困境，其與行業(yè)發(fā)展和電力體制改革的碰撞時刻都在發(fā)生。讓一個市場真正長期、穩(wěn)定、有序地運行下來，既需要既有政策的退出和再設計，也需要有新機制的建立和補充。在對被改革對象充滿負面觀感的同時，若要通過市場機制來完成改革目標的推進，迫切需要轉入和構建新的制度設計，使包括計劃體制、新能源體系，以及用戶側目錄電價體系與新的市場機制和構想銜接更為順暢。
時至今日，如何測算、評估實現(xiàn)非商業(yè)化社會目標的投入和收益，使“優(yōu)發(fā)優(yōu)購”不干擾市場價格信號，則是需要改革操刀者繼續(xù)籌謀的更大“一盤棋”了。
決勝正式運行的籌碼
關于現(xiàn)貨市場推進的時間表，首次完整見諸于“十三五”電力發(fā)展規(guī)劃——“2018年底啟動現(xiàn)貨交易試點，2020年全面啟動現(xiàn)貨市場”，盡管對推進節(jié)奏持觀察態(tài)度的人不在少數(shù)，但隨著時間節(jié)點的臨近，8個現(xiàn)貨試點也陸續(xù)完成了實戰(zhàn)演練，高舉發(fā)令槍——這一極具儀式感的動作，隨時都有可能將改革試點入圍者們送入正式賽道。
“盡管是開卷考試，也并不是全無難度。比如現(xiàn)貨市場的價格出來以后，對于未放開的優(yōu)先購電部分，它的價格如何與現(xiàn)貨市場的價格接軌，需要在從過渡期向正式運行邁進的空檔期里盡快加以解決，否則計劃價格和市場價格很有可能越走越遠。”業(yè)內人士告訴記者。
在走向市場化的道路上，我國曾多次對電價體系進行再梳理，從峰谷電價的施行和調整，到煤電上網(wǎng)標桿電價的全面取消，改革者們不僅關心電價體系與市場效率的正相關效應，也緊盯著電價水平對社會經(jīng)濟發(fā)展的貢獻程度。但無論是競爭環(huán)節(jié)還是管制定價夾雜的行政因素，目錄電價這樣的電價體系依然是許多用戶心中的重要參照?，F(xiàn)貨市場的出現(xiàn)，也讓新舊電價體系的沖突更為明顯。
“因為目錄電價的存在，使本應進入市場，但又不愿意進入市場的部分用戶手握著進出市場的自由裁量權。當現(xiàn)貨市場價格比較低的時候，這部分用戶就選擇進入市場，當市場價格向上波動時，他們就選擇退出來吃峰谷價差。實際上，一般工商業(yè)目錄電價應該逐步取消，如果沒有了這些經(jīng)營性用戶的目錄電價，也就相當于減少了一部分電網(wǎng)的購銷價差，否則這部分優(yōu)先購電用戶將被長期隔離在電力市場之外，這些用戶的價格與電力市場價格將無法協(xié)調?！睒I(yè)內人士建議。
對于不能參與市場，或者不愿意參與市場的用戶設置相應保底價格，并根據(jù)市場電價水平進行定期調整，以實現(xiàn)計劃電價與市場電價的聯(lián)動——業(yè)內對現(xiàn)貨市場“完整性”的關注和諫言已久，因為這不僅涉及到雙軌制價格體系的蛻變，同時還關系到提升市場效率這一改革成效的實現(xiàn)。但當市場價格體系并不完備時，對于調價的基準和方式，業(yè)界也持有不同的思路。
一種方式是沿循“順價”模式——用戶的終端價格不僅包括電能量通過市場發(fā)現(xiàn)的價格，同時還需包括輔助服務費、輸電費等其他費用；按照目前的發(fā)用比例，通過參照市場的定價規(guī)律形成一個體現(xiàn)綜合用電成本的“綜合價格”，依照市場價格的浮動規(guī)律，以半年或一年為周期進行調價?！罢{整后的價格需要保持與市場價格一致，或略高于市場的平均價格，以此來鼓勵用電主體盡可能多地轉入到市場體系里，同時也能夠把市場價格信號的波動及時傳導出去。畢竟不參與市場的用戶并不承擔市場競爭的風險，那么在定價上就應該承擔相應的價格損失?！?
另外一種方式，則是遵循“價格接受者”的邏輯。隨著發(fā)用電計劃的逐步放開，在供應端的全部電源進入市場后，未參與市場的用戶都將成為價格接受者。此時由市場競爭形成的價格，則成為用戶側價格的調整依據(jù)，價格的調整和浮動也都遵循市場價格波動的客觀規(guī)律?！爱斎?，運行期間一定會產(chǎn)生一部分調整期內的資金積累，需要在下一次調價周期將盈虧的資金進行覆蓋。以目前國內的情況而言，預判近期的盈虧系數(shù)基本為負，那么這也就需要調整后的用戶價格在一定程度上高于市場價格?！睒I(yè)內人士建議。
從先進的市場理念來看，這兩種調價方式都是嚴格遵循市場價格形成規(guī)律提出，但從降低用能成本的緊迫性出發(fā)，在國內外形勢發(fā)生深刻變化的當下，其實施的難度可見一斑。眼下，是秉持改革的理想與熱情，還是遵從電力公共產(chǎn)品的屬性，在特殊的歷史背景下尋找市場化機制的新突破？審慎迂回中，還需要改革主導層面的定奪。
9月28日，國家發(fā)改委副主任連維良主持召開電力市場化改革暨中長期交易視頻會議，并明確提出，要推動建立中長期合同簽訂，推動電力現(xiàn)貨交易和現(xiàn)貨市場建設；以中長期的總量簽約、分段簽約、聯(lián)合簽約，兌現(xiàn)照付不議、偏差結算、誠信履約、拉大價差、延伸交易、完善監(jiān)管的總目標。在2021年一季度，試點省份要有序啟動電力現(xiàn)貨交易。
“中長期交易以現(xiàn)貨交易為基礎劃分時段，以帶曲線的方式分段簽約，是電力體制改革中的一個重大突破。目前發(fā)電側之所以沒有全面放開，就是因為承擔調峰、儲能服務的氣電和煤電等靈活性機組沒有市場化的盈利模式，高成本的機組沒有對應的成本回收渠道，所以電源側無法全面放開。同時，目前清潔能源的消納在一定程度上是依靠行政手段，并沒有通過真正的市場化方式消納，所謂的優(yōu)發(fā)和優(yōu)購不匹配，所謂的不平衡資金，凡此種種，都是因為發(fā)電側放開不足，使整體市場面臨制約。分時段簽約，是解決目前電力市場化改革種種難題破題的關鍵?！边B維良說。
對于上一輪電力體制改革的成效，業(yè)界分歧巨大，至今亦是如此。但改革留給我們的“遺產(chǎn)”，總能讓我們在繼往開來的道路中鑒史通今。雖然本輪電力市場化改革的難度并不亞于以往，但好在，改革的意志是堅定的，我們所親歷的變化也是喜人的。
除此之外，我們還平添了幾分“要想學會游泳，先跳進水里”的勇氣。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2020年9期，作者系本刊記者
