清华大学能源互联网智库研究中心主任 夏清

清华大学能源互联网研究院副院长 陈启鑫

清华四川能源互联网研究院能源交易与运筹中心副主任 陈雨果

近两年来，我国电力现货市场建设提速,试点省区市场建设取得阶段性进展,均开展了连续结算试运行。山东作为试点之一，于5月16-19日开展了为期四天的现货市场连续结算试运行，试运行期间电网运行整体平稳，市场出清价格基本合理。但由于市场化发电、用电的电量规模不对等、优先发购电曲线不匹配、容量补偿机制不完善等因素影响，试结算期间共产生9508.19万元的不平衡资金，引起了业内广泛关注。本文主要分析不平衡资金的形成原因，并提出后续完善建议。

一、 山东电力市场基本情况

山东电网是典型的受入型大电网，接纳省外来电能力达到3000万千瓦以上，年度受入外电约占全省用电需求的20%。省内形成了以直调火电机组为主、风光等新能源蓬勃发展的电源结构，是目前国内光伏装机容量最大的省份，可再生能源发电量约占全省用电需求的10%。

山东电力市场采用中长期差价合约锁定收益、现货全电量竞价的市场模式。中长期市场采用双边协商、集中竞价和挂牌交易等方式组织开展；现货市场以跨省区送电、省内清洁能源出力作为边界条件，火电机组全电量参与市场竞争，基于节点边际电价出清方式形成现货市场价格。

本次结算试运行中，直调公用电厂的市场化火电机组根据典型日实发曲线形状分解中长期市场合约，以报量报价方式参与现货市场交易。用户侧以自愿原则参与现货交易，仅有6%的市场用户参与，以其实际用电曲线的95%作为中长期市场合约分解曲线，按照日前、实时偏差结算规则进行结算；其余用户未参与现货市场交易，仍沿用中长期市场结算机制，现货市场中的用电偏差按照中长期合约价格结算。

二、 不平衡资金产生的主要原因分析

总体来看，山东电力现货市场不平衡资金主要由市场化发、用的电量规模不对等、优先发用电曲线不匹配、容量补偿机制不合理三方面因素共同造成。

1. 市场化发、用的电量规模不对等

2020年，山东省市场化用户用电规模约为1900亿千瓦时。发电侧参与市场主体为省内直调火电机组，发电侧市场电量规模约为1200亿千瓦时。针对约700亿千瓦时的电量偏差，一方面将宁东直流100亿千瓦时的电量纳入省内市场，一方面由电网公司将600亿千瓦时的电量转卖给市场用户，在年度电量上基本保证平衡，但这种年度平衡、年度清算的机制与现货市场按时段出清、按日清算的要求未能有效衔接。

本次结算试运行中，未考虑将电网公司转卖的这一部分中长期电量进行分解，就这四天来看，市场化发用电量规模并不对等。对于优先发电超出优先购电部分的电量，市场结算机构需要用高价购买并卖给低价市场用户，产生了“高买低卖”现象。市场机组实际上网电量15.43亿千瓦时，市场用户实际用电量21.26亿千瓦时，比市场机组上网电量多出了5.83亿千瓦时。因此，市场化用户需要购买5.83亿千瓦时的非市场化电量，才能满足电量平衡。对于这部分缺额电量，绝大多数用户侧按照中长期市场交易价格（382元/MWh）结算，而发电侧按照非市场化机组标杆电价（395元/MWh）结算，由此造成不平衡资金约739万元。

2. 优先发购电曲线不匹配

以清洁能源为代表的优先发电与以居民用户为代表的优先购电的曲线差异是产生不平衡资金的另一个主要原因。受清洁能源出力波动性影响，优先发电与购电难以在曲线上形成匹配平衡关系。当清洁能源大发时，优先发电多于优先购电，市场化火电机组需要相应调减出力，调减的偏差电量按照现货价格进行结算，而清洁能源增发部分的偏差电量却按照其批复电价进行结算。由于现货市场价格（日前均价198元/MWh，实时均价182元/MWh）比省内清洁能源批复电价（395元/MWh）低，该部分偏差电量在发电侧结算时形成了“高买低卖”格局，高价买入新能源增发电量，低价卖出中长期市场化合同的欠发电量，由此造成不平衡资金约2993万元。

3. 容量补偿机制不合理造成不平衡资金规模进一步扩大

根据山东省发改委印发《关于电力现货市场燃煤机组试行容量补偿电价有关事项的通知》，市场用户根据实际用电量，按照99.1元/MWh的标准缴纳容量补偿费用，对发电侧容量成本予以补偿，容量电费在电能量市场之外单独结算。

本次试运行中，由于容量补偿标准是事前核定的，未考虑实际的市场发用电不对等情况。在市场化用电大于市场化发电的情况下，优先发电、外来电仍按照标杆电价结算，未纳入容量电价补偿范围，本质上造成了对市场化机组的过补偿，由此造成不平衡资金约5777万元，占整个不平衡资金的50%以上。

事实上，市场化机组通过现货市场偏差结算、容量电费过补偿等因素获得了额外收益，其在结算试运行过程中度电平均价格达到了434元/MWh，较中长期合约价格高出52元/MWh；另一方面，由于用户侧仅有很少一部分参与了现货市场交易，其度电平均价格基本与中长期合约价格382元/MWh持平。这就形成了对于市场化机组的过补偿，必然加大了市场结算资金的不平衡。

三、 后续完善建议

不平衡资金在电力市场运行、结算中不可避免，不需“大惊小怪”，但需厘清其形成机理，并对不合理的形成途径进行修正规避，逐步完善市场交易规则。尽管电力电量平衡了，但由于发电与用电的成分及其价格的差异性，就可能在结算阶段出现资金上的不平衡。这一点是我国当前电力市场建设所特有的现象，有别于国外市场的运行经验。在我国电力市场起步初期，市场交易规模逐步放开、计划与市场常态化并轨运行的情况下，更加需要通过结算试运行发现问题，实现对市场运行规律由浅入深的认识，保障电力市场健康有序发展。

针对本次结算试运行中不平衡资金产生的原因，建议后续从如下几个方面完善。

1. 解决发、用两侧市场化电量的对等问题

市场化发用电规模不对等是造成本次现货市场试运行资金不平衡的核心原因。当发电侧放开规模明显小于用户侧放开规模时，意味着市场用户所用电量中，有相当一部分实际上为非市场化机组所发，该部分电量在发用两侧分别按照基准电价和市场电价结算，势必产生大量不平衡资金。

怎么解决这一问题？在目前新能源暂时缺少政策支持参与市场的情况下，一是考虑进一步放开省内其他优先发电计划，如核电、“以热定电”的电量等；二是考虑省外来电的市场化。对此，有一种观点认为：让省外来电直接参与省级市场。但如果外来电直接到各省级市场交易，则存在着跨区跨省输电通道协同、资源公平竞争的难题，甚至“寻租”交易。解决这一难题的最有效的方法是建设全国统一电力市场，各省的用户可委托省级电网公司参与全国统一市场，也可以直接参与交易，通过市场竞争的方式解决跨区跨省发电与输电资源的优化配置问题。各省在获得了跨省区中长期交易合同后，根据标准负荷曲线或事先约定的曲线进行分解，物理交割；外来电不参与现货市场交易，在现货市场中作为边界条件优先出清，并配套建立实际送电与中长期曲线之间的偏差处理机制。

在发用两侧市场化电量暂时未能平衡的过渡阶段，由于市场化用户通过电网公司代理购买了非市场发电，可将电网公司转卖非市场发电量所形成的不平衡资金按月向市场化用户进行分摊。一方面实现对市场不平衡成本的合理疏导，一方面市场化用户仍可通过市场化发电的降价享受相应市场红利，市场初期能保障各方利益格局平稳过渡。

2. 完善可再生能源参与现货市场交易机制

可再生能源出力波动将对现货市场的交易空间、市场价格造成影响，应进一步完善可再生能源参与现货市场交易机制。随着市场化用电规模的逐渐扩大，应对应的逐步降低可再生能源保障性利用小时，保障性利用小时之外的发电量以及允许偏差范围之外的超发电量，应按照现货市场价格结算，保量不保价。这一方面可激励新能源企业提升预测精度，另一方面能够给予火电机组出让发电权的公平补偿，降低产生不平衡资金的风险。

3. 完善容量电价补偿机制

在火电机组利用小时数大幅降低的情况下，应该考虑对火电机组的容量补偿，但应进一步完善补偿机制。建议首先测算发电侧市场化机组应予以容量补偿的总电费，然后再向用户侧进行分摊，避免出现对市场化机组的过补偿问题。或者，仍然按照99.1元/MWh的标准收取容量费用，从用户侧多收的容量补偿费直接用于支付由于购买非市场化电量而产生的不平衡资金。事实上，通过对容量补偿规则的合理调整，可消除大部分不平衡资金。

4. 实现全部市场化用户参与现货市场交易

将全部市场化用户纳入现货市场交易范围，将发电侧竞争形成的现货市场价格传导至用户侧，一方面实现发用两侧现货偏差结算价格匹配，规避不平衡资金问题；一方面通过现货市场形成的分时价格信号激励用户侧有效提升用电负荷曲线预测准确性、合理管控用电偏差，为未来需求侧响应、虚拟电厂等新兴市场主体的引入做好储备。

5. 完善市场模拟与运行分析机制

进一步完善市场模拟机制，针对市场交易品种、市场交易规则、市场交易参数的新增或调整以及相关政策的变化，通过全面、充分的市场模拟进行论证分析，提前识别市场在组织和结算环节可能出现的风险或问题，及时进行反馈调整、指导规则修订，确保市场平稳有序运行。

四、 对我国电力市场建设的思考

一是要合理把握电力市场建设节奏。

电力市场的建设运行与政策环境、能源资源禀赋、电网运行条件、市场主体意识等因素密切相关，并没有放之四海而皆准的通用模板。尤其在我国市场交易规模逐步放开的背景下，电力市场建设将面临若干中国国情下的特有问题，国际上并没有成熟经验可以借鉴。

山东的这次问题表明，在我国电力市场建设进程中，应通过全面的市场模拟、推演、分析、论证，将相关问题研究清楚，完善市场方案和规则，再统筹推进市场建设进度，避免因为一些重要问题没有研究清楚造成市场运行出现颠覆性的后果，对市场改革造成不利影响。

二是要厘清计划与市场各自的定位。

“有形的手”与“无形的手”都是现代市场经济条件下实现资源优化配置的手段，二者相互联系、相互补充、缺一不可。但在我国目前的电力市场体系下，计划与市场两者相互交织，不仅使得市场交易、结算机制变得复杂，带来不平衡资金等问题，还进一步增加了市场监管难度，增大了市场交易成本。因此，亟需政府发挥好宏观调控职能，为市场运行提供与之匹配的政策边界，实现政策和机制协同，赋予市场更大的活力和空间。

计划手段与市场手段的核心逻辑不同。计划手段主要解决公平问题，市场手段主要解决效率问题。在市场体系内应重点突出市场的资源优化配置作用，尊重市场运行客观规律；公平性相关的问题应通过市场之外的计划手段解决，避免计划安排对市场运行造成影响。让计划与市场交织在一起，可能导致以计划的思维方式搞市场。

基于这一思路，本文建议：应按照市场提升效率、政府解决公平的原则，改革现有的“优先发购电”政策。市场提升效率就是尽快实现全部发电、用户按照统一、公平的交易规则参与市场，简化市场机制，激活市场动力。对于优先发购电，如可再生能源,在市场上可申报零价或以“报量不报价”方式参与市场，确保其优先消纳；对享受特殊电价优惠政策的用户，也同样按照市场方式参加竞争。政府解决公平则是对成本不能通过市场回收的发电企业和享受电价优惠的企业给予市场外的补贴，变事先定价定量的“暗补”为基于市场价格为基准、公开透明、动态的“明补”，补贴来源于所有用户的均衡分摊。通过“有形之手”形成的补贴，则需要严格监管，加强对相关主体的成本审计，综合考虑市场价格以及成本变化情况动态调整补贴标准；同时应完善相关补贴政策、补贴参数、成本数据的信息披露机制，接受全社会监督。这样的计划与市场的协同方式既简化了市场，降低了市场组织的复杂度，同时又提升了补贴的透明度，防止补贴的寻租。政府的作用就是要解决市场失灵的难题，政府有形的手应该让市场无形的手变得更加有力，而不是各行其道！

三是要加快推进全国统一电力市场建设。

山东现货市场试点运行情况，表明了加快省外来电市场化交易的紧迫性与重要性。国家发展改革委《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》文件其实已要求对外来电市场化的加速。但外来电市场化不代表“外来电直接参与各省级市场”，而是应加快推进全国统一电力市场建设，将跨省跨区送电纳入市场交易范围，带动各省的市场化电量比重进一步增加，促进省间和省内市场融合，打破省间壁垒，实现电力资源在全国范围内的自由流通和优化配置。当前“国内大循环”的新局面就是要求打破省间的产品和要素流动的壁垒，促进国内统一市场的形成与发展。