2020年山東電力現(xiàn)貨市場試結(jié)算運(yùn)行出現(xiàn)不平衡資金引起社會廣泛關(guān)注，并且產(chǎn)生了一種把許多相關(guān)電力市場改革問題都納入不平衡資金解釋，夸大不平衡資金的消極影響的傾向。實(shí)際上，電力市場不平衡資金是電力市場體系和機(jī)制設(shè)計(jì)中為提高競爭效率所做的制度選擇，不具備必然性。我國電力市場不平衡資金有一定的特殊性。正確認(rèn)識電力市場不平衡資金的內(nèi)涵與外延，從形成機(jī)理的角度優(yōu)化管理機(jī)制與對策，在保證市場競爭效率的基礎(chǔ)上盡可能避免和減少不平衡資金的產(chǎn)生，在不可避免的情況下在市場主體之間合理分?jǐn)偛黄胶赓Y金，有利于有效解決不平衡資金問題，進(jìn)一步深化電力市場改革。
電力市場不平衡資金的界定
目前許多專家把電力市場不平衡資金解釋為電力市場運(yùn)行中不能找到確定收益或承擔(dān)主體的收益或損失，這個定義從分?jǐn)偦蛘呓Y(jié)果的角度強(qiáng)調(diào)了不平衡資金的產(chǎn)生原因，但是，卻并不準(zhǔn)確，沒有把不平衡資金的實(shí)質(zhì)揭示出來。對政府決策者和市場主體來說，他們首先希望了解不平衡資金最初是怎么產(chǎn)生的，是否可以避免和控制；然后才是怎么分?jǐn)偂?
阻塞盈余簡單模型及其計(jì)算
阻塞盈余是典型的電力市場不平衡資金，下面我們以阻塞盈余說明不平衡資金概念的實(shí)質(zhì)。參考有關(guān)文獻(xiàn)，假設(shè)有兩個地區(qū)電力市場，每個市場的發(fā)電企業(yè)和用戶都只有一個，用戶作為價格接受者不參與競爭，市場按發(fā)電成本最小統(tǒng)一出清，有關(guān)發(fā)電企業(yè)出力，邊際成本，市場需求和輸電通道容量的信息如圖1所示。
假設(shè)三種情景：（1）兩個地區(qū)沒有輸電線路聯(lián)結(jié)，兩個地區(qū)電力市場獨(dú)立運(yùn)行。（2）兩個地區(qū)市場有輸電通道相聯(lián)，并且沒有輸電容量約束，兩個地區(qū)市場合并為統(tǒng)一市場。（3）兩地區(qū)市場輸電通道存在阻塞，最大輸送容量為400兆瓦。針對以上三種情景，分別計(jì)算市場出清價格，發(fā)電機(jī)組出力，各地區(qū)市場用戶購電費(fèi)、發(fā)電企業(yè)售電收入和兩個地區(qū)市場用戶總購電費(fèi)，發(fā)電企業(yè)總售電收入，兩個地區(qū)市場或統(tǒng)一市場總購電費(fèi)與總售電收入的差，如表1中孤立市場、統(tǒng)一市場和阻塞下的統(tǒng)一市場各列數(shù)據(jù)。
從表1中可以看出，在兩個地區(qū)市場獨(dú)立運(yùn)行和按統(tǒng)一市場運(yùn)行兩種情景下，雖然用戶總購電支出與發(fā)電企業(yè)總售電收入相差很大，但是，兩者相等，沒有產(chǎn)生阻塞盈余。在有阻塞的情況下，用戶總購電支出是每小時62000美元，但是，發(fā)電企業(yè)總售電收入只有每小時55600美元，市場出現(xiàn)了每小時6400美元的盈余。A地區(qū)19美元/兆瓦時的低價電通過400兆瓦輸電容量通道賣到35美元/兆瓦時的高價電B地區(qū)，從而產(chǎn)生了每小時400×（35-19）=6400美元的增量收益。
基于阻塞盈余的不平衡資金特征分析
對上面的阻塞盈余進(jìn)行分析可以發(fā)現(xiàn)，第一，阻塞盈余是有條件發(fā)生的，并不是必然發(fā)生的。在兩個市場獨(dú)立運(yùn)行和沒有輸電堵塞時，就沒有阻塞盈余。第二，阻塞盈余與市場體系有關(guān)。如果兩個市場獨(dú)立運(yùn)行或者無輸電約束情況下統(tǒng)一運(yùn)行，就不會有阻塞盈余。第三，阻塞盈余與交易規(guī)則有關(guān)。阻塞盈余取決于市場價格等于邊際成本的市場價格形成機(jī)制，如果交易價格形成機(jī)制調(diào)整，比如A地區(qū)輸送到B地區(qū)的電能按B地區(qū)的價格成交，即按“落地價”成交，也沒有阻塞盈余。第四，阻塞盈余與結(jié)算規(guī)則有關(guān)。邊際成本定價機(jī)制能夠?qū)崿F(xiàn)最大的競爭效率，但是，卻并不公平，比如在有阻塞的統(tǒng)一市場情況下，A地區(qū)的低價電按低價出清，而B地區(qū)的高價電卻按高價出清，顯然對A地區(qū)電廠不公平。事實(shí)上，在交易規(guī)則不變的情況下，可以調(diào)整結(jié)算規(guī)則，在兼顧效率的基礎(chǔ)上同時實(shí)現(xiàn)公平。比如，結(jié)算規(guī)則規(guī)定發(fā)電側(cè)按統(tǒng)一價格結(jié)算，結(jié)算價格為發(fā)電機(jī)組按發(fā)電量的加權(quán)平均價格。如表1最后一列“發(fā)電側(cè)加權(quán)平均價格結(jié)算下有阻塞的統(tǒng)一市場”的計(jì)算結(jié)果，統(tǒng)一出清價格為27.8美元/兆瓦時，A地區(qū)低成本電廠得到8.8美元/兆瓦時（27.8-19）的激勵，B地區(qū)高成本電廠受到7.2美元/兆瓦時（35-27.8）的懲罰，這樣的交易規(guī)則和結(jié)算規(guī)組合則顯然更合理。一方面電量按邊際價格規(guī)則出清，低成本機(jī)組出力最大，實(shí)現(xiàn)了最大效率生產(chǎn)；另一方面，按加權(quán)平均價格結(jié)算，不同效率的發(fā)電機(jī)組分別得到了經(jīng)濟(jì)激勵和懲罰。第五，發(fā)電側(cè)按加權(quán)平均價格結(jié)算比按邊際成本結(jié)算實(shí)際上有更高的效率。表中數(shù)據(jù)顯示，發(fā)電側(cè)按加權(quán)平均價格結(jié)算與按邊際成本結(jié)算的發(fā)電企業(yè)總售電收入相等，但是，用戶總購電支出每小時節(jié)約了6400美元，即原來的市場阻塞盈余全部轉(zhuǎn)移給了用戶。第六，阻塞盈余與國家相關(guān)政策有關(guān)。阻塞盈余作為美國電力市場中的一個重要部分，與美國電力市場設(shè)計(jì)者或政府相關(guān)部門試圖利用阻塞盈余政策工具在電網(wǎng)環(huán)節(jié)引入私人投資機(jī)制的政策選擇有關(guān)。因此，阻塞盈余與輸電金融權(quán)兩者作為一個政策組合存在于美國電力市場中，如果不需要輸電金融權(quán)，就可以通過市場機(jī)制設(shè)計(jì)消除阻塞盈余。
電力市場不平衡資金的概念界定
總結(jié)和概括上面的分析，我們可以提出與目前電力市場下不平衡資金的概念有些不同的定義，主要體現(xiàn)在：其一，不平衡資金是電力市場體系與機(jī)制設(shè)計(jì)中的制度或政策選擇的結(jié)果，不具備必然性。市場體系、交易規(guī)則和結(jié)算規(guī)則的調(diào)整可以減少或者避免不平衡資金發(fā)生。其二，不平衡資金由橫向和縱向交易的價格差異產(chǎn)生，交易電量決定規(guī)模大小。橫向交易指發(fā)電企業(yè)售電交易或者用戶（售電公司）購電交易，縱向交易指發(fā)電企業(yè)與用戶（售電公司）之間的購售電交易。其三，由于價格差異和交易電量有記錄可以溯源，不平衡資金的承擔(dān)或受益主體是明確的。有些不平衡資金如備用補(bǔ)償?shù)氖芤嬷黧w很多，但很明確。
電力市場下不平衡資金的分類及其形成機(jī)理
電力市場中不平衡資金發(fā)生的情況很多很復(fù)雜。綜合目前國內(nèi)外學(xué)者關(guān)于電力市場中不平衡資金的分類研究成果，根據(jù)上面對不平衡資金的定義，可以從不平衡資金發(fā)生的場景和機(jī)理兩個角度對不平衡資金問題進(jìn)行分類研究。
分類
電力市場不平衡資金可以根據(jù)驅(qū)動因素和發(fā)生場景進(jìn)行分類。表2列出了目前我國電力市場中不平衡資金分類。總體上，電力市場不平衡資金來源于市場、政策和技術(shù)與管理三個方面。每個方面還可以進(jìn)一步細(xì)分為三個層次，由此形成一個不平衡資金體系。其中，市場與政策因素產(chǎn)生的不平衡資金是當(dāng)前不平衡資金關(guān)注的重點(diǎn)。
不平衡資金的形成機(jī)理分析
現(xiàn)貨市場負(fù)阻塞盈余的形成機(jī)理。2019 年 5 月廣東電力現(xiàn)貨市場按日試結(jié)算時出現(xiàn)了負(fù)阻塞盈余現(xiàn)象。阻塞盈余為負(fù)與理論不符，實(shí)際操作中也難以被市場主體理解和接受。有些分析把這個問題解釋得過于復(fù)雜難懂。實(shí)際上，這個問題很簡單，由計(jì)劃與市場雙軌制造成，電網(wǎng)企業(yè)無意中以較大的購銷差價分享了市場電的利益。以圖1所示問題為例，其中計(jì)劃電與市場電見圖下虛線框內(nèi)數(shù)據(jù)。首先，市場阻塞盈余與雙軌制無關(guān)，只與電力現(xiàn)貨市場節(jié)點(diǎn)電價模式有關(guān)，即雙軌制下仍然存在每小時6400美元的盈余。其次，根據(jù)目前的交易和結(jié)算規(guī)則，當(dāng)市場機(jī)組更多地分布在高價節(jié)點(diǎn)時，市場用戶按照全負(fù)荷加權(quán)計(jì)算得到的用戶側(cè)統(tǒng)一價格結(jié)算的購電支出，可能無法覆蓋市場機(jī)組需要的售電收入，結(jié)果產(chǎn)生市場電量的負(fù)阻塞盈余。A地區(qū)發(fā)電機(jī)組計(jì)劃負(fù)荷為600兆瓦，市場負(fù)荷300兆瓦，用戶需求為500兆瓦；B地區(qū)發(fā)電機(jī)組計(jì)劃負(fù)荷為400兆瓦，市場負(fù)荷700兆瓦，用戶需求為1500兆瓦；輸電通道有限制仍然為400兆瓦。用戶側(cè)的統(tǒng)一結(jié)算電價為（900×19+1100×35）/2000=27.8，市場電量的阻塞盈余=1000×27.8-（300×19+700×35）=-2400，即產(chǎn)生了負(fù)盈余。A地區(qū)低成本發(fā)電機(jī)組滿發(fā)輸送了400兆瓦的電能到B地區(qū)替代相應(yīng)容量的高成本機(jī)組，產(chǎn)生了400×（35-19）=6400的阻塞盈余。如果市場用電沒有分享，計(jì)劃用電因?yàn)閳?zhí)行固定的上網(wǎng)電價和銷售電價，發(fā)電企業(yè)和用戶也沒有分享，市場阻塞盈余就以購銷差價的形式留在了電網(wǎng)環(huán)節(jié)；而且在市場電量阻塞盈余為負(fù)情況下，還無意之中占有了市場電量的部分收益。在上面的例子中，如果兩地市場化電量比例相同，市場機(jī)組的阻塞盈余為零；如果A地區(qū)的市場負(fù)荷比例相對較大，則能夠分享到部分阻塞盈余。因此，在雙軌制下，低價電在計(jì)劃電或市場電中的相對比例對阻塞盈余在兩者之間的分配結(jié)果有決定作用。
雙軌制下“體制盈余”的形成機(jī)理。山東電力現(xiàn)貨市場發(fā)電側(cè)電價沒有采用節(jié)點(diǎn)電價而是采用發(fā)電側(cè)加權(quán)平均價格結(jié)算,如表1中最后一列所示，這種結(jié)算規(guī)則不會產(chǎn)生市場電量的不平衡資金。但是，2020年5月16~19日連續(xù)結(jié)算試運(yùn)行期間，山東電力現(xiàn)貨市場也產(chǎn)生較大規(guī)模的不平衡資金,并產(chǎn)生了較大的社會影響。根據(jù)2020年10月山東省能源局發(fā)布的《關(guān)于做好我省第三次電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運(yùn)行結(jié)算工作的通知》，市場用戶用電量超出山東省內(nèi)市場機(jī)組上網(wǎng)電量產(chǎn)生的不平衡資金為6158.53萬元，市場發(fā)用電量分時段不匹配產(chǎn)生的不平衡資金為3349.66萬元。在市場用電量超過省內(nèi)市場機(jī)組上網(wǎng)電量的情況下，電網(wǎng)企業(yè)不得不“高買低賣”滿足市場用戶需求，絕大多數(shù)用戶側(cè)按照中長期市場交易價格（382元/兆瓦時）結(jié)算，而發(fā)電側(cè)按照非市場化機(jī)組標(biāo)桿電價（395元/兆瓦時）結(jié)算。由于以清潔能源為主的優(yōu)先發(fā)電與以居民用戶為代表的優(yōu)先購電曲線難以形成匹配平衡關(guān)系。當(dāng)清潔能源大發(fā)時，優(yōu)先發(fā)電多于優(yōu)先購電，市場化火電機(jī)組需要相應(yīng)調(diào)減出力，調(diào)減的偏差電量按照現(xiàn)貨價格進(jìn)行結(jié)算，而清潔能源增發(fā)部分的偏差電量卻按照其批復(fù)電價進(jìn)行結(jié)算。由于現(xiàn)貨市場價格（日前均價198元/兆瓦時，實(shí)時均價182元/兆瓦時）比省內(nèi)清潔能源批復(fù)電價（395元/兆瓦時）低，這部分偏差電量又形成了“高買低賣”的格局。綜合有關(guān)資料分析，山東“高買低賣”不平衡資金的受益方主要是省內(nèi)市場機(jī)組和市場用戶。當(dāng)市場發(fā)用電電量和時段分布不匹配時，市場“高買低賣”會產(chǎn)生負(fù)的不平衡資金。當(dāng)不匹配的方向發(fā)生變化，市場可能存在“低買高賣”的情景，這時市場會形成正的不平衡資金。山東電力現(xiàn)貨市場沒有出現(xiàn)正的“體制盈余”與山東省市場用電規(guī)模明顯大于市場機(jī)組發(fā)電規(guī)模有關(guān)。
成本補(bǔ)償不平衡資金的形成機(jī)理。表2中列出了許多發(fā)電企業(yè)成本補(bǔ)償項(xiàng)目，其中最典型的是電力現(xiàn)貨市場條件下發(fā)電企業(yè)的容量成本補(bǔ)償。由于燃煤機(jī)組在現(xiàn)貨市場要求按邊際成本報(bào)價，燃煤機(jī)組的固定成本需要有補(bǔ)償機(jī)制。國外通過容量市場補(bǔ)償，目前我國電力現(xiàn)貨市場試點(diǎn)省暫時采用固定成本補(bǔ)償，如山東省發(fā)改委《關(guān)于電力現(xiàn)貨市場燃煤機(jī)組試行容量補(bǔ)償電價有關(guān)事項(xiàng)的通知》規(guī)定，對參與電力現(xiàn)貨市場的燃煤機(jī)組按照99.1元/兆瓦時的標(biāo)準(zhǔn),由市場用戶根據(jù)實(shí)際用電量繳納容量補(bǔ)償費(fèi)用。如果省內(nèi)市場用戶用電量與省內(nèi)市場機(jī)組發(fā)電量相等，不會產(chǎn)生不平衡資金；如果兩者不等，就可能產(chǎn)生多收或者少收容量補(bǔ)償資金的不平衡資金問題。如果把省外電考慮進(jìn)來，在省外電替代省內(nèi)市場機(jī)組電量的情況下，容量補(bǔ)償平衡問題就更加復(fù)雜。不過，幾乎所有的成本補(bǔ)償產(chǎn)生的不平衡資金問題都可以通過事前精巧的方案設(shè)計(jì)解決；如果不能事前解決，由于成本發(fā)生與支付都很明確，最后還可以事后補(bǔ)償實(shí)現(xiàn)平衡。
對于承擔(dān)或受益主體較多的成本補(bǔ)償所形成的不平衡資金問題，只能作為經(jīng)濟(jì)學(xué)中的公共成本或者會計(jì)中的制造費(fèi)用在相關(guān)利益主體中分?jǐn)?。比如機(jī)組備用補(bǔ)償，發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)和用戶都是受益主體，承擔(dān)主體就是提供備用容量的發(fā)電企業(yè)。另外，成本補(bǔ)償客觀存在，可以通過多種方式傳導(dǎo)，可以不通過不平衡資金傳導(dǎo)。比如美國PJM電力市場中許多成本如輔助服務(wù)補(bǔ)償，運(yùn)行成本補(bǔ)償?shù)韧ㄟ^不平衡資金渠道平衡或傳導(dǎo)，而英國電力市場則要求發(fā)電企業(yè)把這些成本包括在報(bào)價中，只允許通過“能量塊”報(bào)價形式補(bǔ)償機(jī)組啟動和空載成本。兩種做法對不平衡資金的承擔(dān)和受益主體來說在結(jié)果上其實(shí)完全相同，但是，通過不平衡資金傳導(dǎo)在心理上容易引起誤解甚至反感。2005年東北區(qū)域電力市場主要因?yàn)槿剂蟽r格上漲平衡賬戶出現(xiàn)32億元虧空，當(dāng)時有煤電聯(lián)動政策，非市場機(jī)組可以通過這個政策消化燃料價格上漲，市場機(jī)組只能通過提高報(bào)價向區(qū)域市場，然后再由區(qū)域市場向用戶傳導(dǎo)成本上漲。但是，巨額的不平衡資金還是對市場產(chǎn)生消極的影響。
輔助服務(wù)不平衡資金的形成機(jī)理。2006年原國家電力監(jiān)管委員會頒布《發(fā)電廠并網(wǎng)運(yùn)行管理規(guī)定》（電監(jiān)市場〔2006〕42號）和《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理暫行辦法》（（電監(jiān)市場〔2006〕43號）兩個文件后，2008年各區(qū)域電網(wǎng)制定和實(shí)施“兩個細(xì)則”，從此我國電力系統(tǒng)輔助服務(wù)由過去無償征用方式進(jìn)入可計(jì)量、可監(jiān)管的有償調(diào)用模式。“兩個細(xì)則”以行政方式初步建立了電力系統(tǒng)輔助服務(wù)的供給與使用機(jī)制，而且不產(chǎn)生不平衡資金，長期使用效果好，是我國電力市場監(jiān)管制度的創(chuàng)舉。但是，“兩個細(xì)則”強(qiáng)調(diào)了輔助服務(wù)的公平性，卻不利于提高輔助服務(wù)的效率。輔助服務(wù)市場取代“兩個細(xì)則”，以市場競爭機(jī)制提供調(diào)頻等輔助服務(wù)，能夠刺激低調(diào)頻成本的發(fā)電機(jī)組多提供調(diào)頻服務(wù)，替代高調(diào)頻成本的發(fā)電機(jī)組，從而增加社會福利。從這個角度理解輔助服務(wù)不平衡資金的形成機(jī)理，一方面，電力系統(tǒng)運(yùn)行對輔助服務(wù)的需求數(shù)量，輔助服務(wù)技術(shù)進(jìn)步和輔助服務(wù)供給成本通過市場競爭機(jī)制確定等因素使輔助服務(wù)的供給成本具有較大的不確定性；另一方面，雖然輔助服務(wù)的受益者相對較多，但支付標(biāo)準(zhǔn)事先確定后，輔助服務(wù)的補(bǔ)償費(fèi)用相對穩(wěn)定。不確定的輔助服務(wù)需求及供給成本與相對穩(wěn)定的補(bǔ)償資金可能會形成不平衡資金。
電力市場不平衡資金的管理對策
管理目標(biāo)
盡量避免和減少不平衡資金發(fā)生。除表1中技術(shù)與管理因素產(chǎn)生的不平衡資金外，其他不平衡資金其實(shí)都可以避免和減少?？紤]到不平衡資金是市場或政策選擇的結(jié)果，同時吸取東北電力市場平衡賬戶虧空導(dǎo)致市場中止的教訓(xùn)，在當(dāng)前電力市場改革中，過多地設(shè)計(jì)和提出不平衡資金問題，只會引起誤解和增加改革的阻力。電力市場不平衡資金來源于電力市場復(fù)雜性和特殊性，孤立地分析不平衡資金的計(jì)算與分?jǐn)倢?shí)際上沒有意義，應(yīng)該在電力市場體系、交易規(guī)則和結(jié)算規(guī)則設(shè)計(jì)中整體考慮不平衡資金問題，盡可能地避免和減少不平衡資金，增強(qiáng)電力市場建設(shè)的整體性、自主性和政策性。比如比如美國PJM電力市場中節(jié)點(diǎn)電價、阻塞盈余、輸電金融權(quán)和輸電網(wǎng)投資政策是一個整體。在這個體系中，阻塞盈余不用分?jǐn)?，而是用來引?dǎo)電網(wǎng)投資。如果我國電網(wǎng)投資暫時沒有考慮引入市場機(jī)制，就沒有必要形成阻塞盈余。另外，現(xiàn)貨市場下的固定成本補(bǔ)償也可以避免。國外普遍實(shí)行兩部制電價，這種機(jī)制延伸到電力市場中，分別形成了以邊際成本為基礎(chǔ)的節(jié)點(diǎn)電價和容量市場或固定成本補(bǔ)償機(jī)制。我國政府管制電價長期以來以單一電量電價為主，政府和社會公眾習(xí)慣單一電量電價，難以理解在市場定價以外還要固定成本補(bǔ)償。斯威普（F.C.Schweppe）1980年提出的實(shí)時電價雖然也以邊際成本定價為基礎(chǔ)，但是包括邊際發(fā)電運(yùn)行成本，反映整個系統(tǒng)發(fā)電容量的充裕程度的發(fā)電質(zhì)量成本，邊際網(wǎng)損成本和邊際網(wǎng)絡(luò)維護(hù)成本，反映電網(wǎng)各支路輸送容量的充裕程度的網(wǎng)絡(luò)供電質(zhì)量成本，考慮固定成本回收的收支平衡調(diào)整專項(xiàng)五個方面，幾乎把目前所有的發(fā)供電成本都包括在內(nèi)，并不只是短期邊際成本如燃料成本。因此，現(xiàn)貨市場按平均成本報(bào)價不僅有理論依據(jù)，也更適合國情，同時不會產(chǎn)生固定成本補(bǔ)償這項(xiàng)不平衡資金。
對必須產(chǎn)生的不平衡資金按兼顧效率與公平的原則進(jìn)行合理分配。有些不平衡資金必然會產(chǎn)生，如雙軌制下不同價格的計(jì)劃電與市場電替代后在發(fā)電側(cè)和售電側(cè)所產(chǎn)生的電費(fèi)差異等。對于不平衡資金的分?jǐn)?，目前有“誰受益，誰承擔(dān)”原則，這就是效率原則。效率原則以社會福利最大化為目標(biāo)，但整體最優(yōu)不等于個體最優(yōu)。如同表1所分析的一樣，不同邊際成本水平的發(fā)電機(jī)組按各自邊際成本成交市場整體效率最大，但這種規(guī)則顯然對于低邊際成本發(fā)電機(jī)組而言不公平，不僅不利于發(fā)電機(jī)組不斷降低成本提高效率，也會增加執(zhí)行的難度。如果采用加權(quán)平均電價出清，或者按照目前集中競價市場的邊際統(tǒng)一出清價格機(jī)制，低邊際成本機(jī)組就可以分享經(jīng)濟(jì)激勵，加權(quán)平均電價或統(tǒng)一出清價格機(jī)制相比節(jié)點(diǎn)電價就是一種兼顧效率與公平的制度。進(jìn)一步分析，從產(chǎn)權(quán)經(jīng)濟(jì)學(xué)的角度，上面的阻塞盈余是界定給A地區(qū)低邊際成本發(fā)電機(jī)組，還給界定給B地區(qū)用戶，也是非常復(fù)雜甚至有爭議的問題。表面上看，應(yīng)該界定給A地區(qū)的低邊際發(fā)電機(jī)組，但是，B地區(qū)用戶提供了市場也是阻塞盈余產(chǎn)生的重要原因。
不同類型不平衡資金管理的具體對策
現(xiàn)貨市場阻塞盈余的管理對策。目前我國在處理現(xiàn)貨市場阻塞盈余問題上就有兩種選擇，廣東現(xiàn)貨市場設(shè)計(jì)中保留了阻塞盈余，同時，由于雙軌制原因產(chǎn)生了負(fù)阻塞盈余。山東電力現(xiàn)貨市場設(shè)計(jì)中則沒有選擇阻塞盈余，從而避免了相應(yīng)的負(fù)阻塞盈余分配等問題。根據(jù)上面的分析，由于我國電力市場改革暫時沒有利用阻塞盈余的政策設(shè)計(jì)，阻塞盈余增加了電力現(xiàn)貨市場的復(fù)雜性和利益矛盾，我國電力現(xiàn)貨市場完全沒有必要選擇阻塞盈余。如表1“發(fā)電側(cè)加權(quán)平均價格結(jié)算下有阻塞的統(tǒng)一市場”的計(jì)算結(jié)果所示，發(fā)電側(cè)采用加權(quán)平均電價結(jié)算不僅不會產(chǎn)生不平衡資金，而且相比于節(jié)點(diǎn)電價結(jié)算機(jī)制，在不降低發(fā)電機(jī)組收入的前提下，還降低了用戶的總購電支出。英國電力市場中就沒有阻塞盈余；相反，在發(fā)電企業(yè)也支付輸配電價的基礎(chǔ)上，英國電力市場設(shè)計(jì)把權(quán)益界定給了發(fā)電企業(yè)，一旦發(fā)生輸電阻塞，電網(wǎng)企業(yè)必須支付發(fā)電企業(yè)阻塞費(fèi)用；這種阻塞費(fèi)用制度建立了一種從發(fā)電側(cè)促進(jìn)電網(wǎng)投資的機(jī)制，與阻塞盈余相比可能更適合我國。總之，阻塞盈余在目前我國電力現(xiàn)貨市場是典型的“費(fèi)力不討好”的制度選擇。
雙軌制不平衡資金的管理對策。雙軌制下不平衡資金的表現(xiàn)形式很多，但是，結(jié)果上看，無非是計(jì)劃電與市場電結(jié)合情形下發(fā)電側(cè)“高買”（“低買”）和用電側(cè)“低賣”（“高賣”）等電量電價的組合。如果考慮現(xiàn)貨市場全電量競爭和差價合同，這種組合會相對復(fù)雜。但是，由于電價和電量都有交易記錄，雙軌制下不平衡資金的承擔(dān)主體和受益主體完全可以清楚地界定出來，然后可按照“誰受益，誰承擔(dān)”的原則分?jǐn)偂１热缟綎|省針對雙軌制產(chǎn)生的不平衡資金問題，明確了發(fā)用電量分時段不匹配產(chǎn)生的不平衡資金的分?jǐn)偡绞剑寒?dāng)現(xiàn)貨市場中市場化發(fā)電量小于該時段市場化用電量時，少發(fā)電量由外來電（優(yōu)先計(jì)劃部分）、省內(nèi)優(yōu)先發(fā)電量（新能源、核電、火電優(yōu)先）等比例按時段以現(xiàn)貨市場價格結(jié)算承擔(dān)。在不平衡資金特別是成本或損失的分?jǐn)偡较蛏?，國外不平衡資金分?jǐn)傄话氵x擇用戶，比如2019年加拿大安大略省“安省能源局”（Ontario Power Authority）以固定價格向核電、水電、可再生能源和天然氣電廠購電產(chǎn)生的“不平衡資金”高達(dá)650億元，是同年市場電費(fèi)的6倍以上，最后選擇分兩個階段完全由用戶分?jǐn)?；其?011年以前的不平衡資金按所有用戶的用電量分?jǐn)?，?011年以后產(chǎn)生的不平衡資金分A類（大用戶）和B類（小用戶）分別按高峰用電量的比例計(jì)算和實(shí)際用電量分?jǐn)?。但是，我國卻更傾向于選擇發(fā)電企業(yè)和電網(wǎng)企業(yè)，即使受益主體是用戶。由于電力企業(yè)是國有企業(yè)，國有企業(yè)承擔(dān)本質(zhì)上相當(dāng)于國家財(cái)政承擔(dān)，更容易操作。
固定成本補(bǔ)償?shù)炔黄胶赓Y金管理對策。如上所述，固定成本補(bǔ)償?shù)炔黄胶赓Y金本身也是一種不明智的選擇，基本的管理對策是盡可能將這些成本納入市場競爭報(bào)價中。以現(xiàn)貨市場價格形成機(jī)制為例，理論上，市場采用邊際成本報(bào)價，固定成本獨(dú)立補(bǔ)償，由此所形成的兩部制電價結(jié)構(gòu)更有效率，更有利于促進(jìn)生產(chǎn)。但是，如同目前目錄電價中兩部制電價執(zhí)行范圍小，適用于大工業(yè)用戶的兩部制電價也通過計(jì)價執(zhí)行方式調(diào)整大打折扣一樣，分離和累積的成本補(bǔ)償不僅操作起來難度大，在心理上也不容易被接受。另外，固定成本補(bǔ)償和輔助服務(wù)補(bǔ)償在承擔(dān)主體上可以采取排除原則，在分?jǐn)傊芷谏弦Y(jié)合物理功能的作用時間，在分?jǐn)偡较蛏线€是要以用戶為主。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2021年07期，作者葉澤供職于東北財(cái)經(jīng)大學(xué)產(chǎn)業(yè)組織與企業(yè)組織研究中心、長沙理工大學(xué)電價研究中心，作者陳念斌、謝青供職于湖北電力交易中心有限公司
