电力市场环境下如何更好发挥政府作用？
来源：《中国电业》 时间：2021-08-09 14:08
电力市场环境下如何更好发挥政府作用
——有序放开发用电计划（上）
华南理工大学电力学院 荆朝霞 季天瑶
在电力市场环境下，政府应该如何更好发挥作用是电力市场建设必须深入思考、研究的问题，也是影响我国电力市场能否成功、能否最大程度上发挥市场效益的关键因素之一，相关经验、成果也将成为中国特色社会主义市场经济理论的重要素材。本文结合我国当前现货市场试点地区的经验，针对现阶段计划与市场双轨制情况，探讨政府如何通过有序放开发用电计划协调效率和公平，从而更好发挥作用。
概述
2015年3月，《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）（简称《9号文》）印发，开启了我国新一轮电力体制改革的大幕。六年以来，在输配电价改革、售电侧开放、相对独立的交易机构组建、中长期市场建设、现货市场建设等方面都取得了显著的成果，为社会带来降低电价等红利。但是，随着市场的不断放开，尤其是现货市场试点地区长周期连续结算试运行的开展，在市场规则和配套政策等方面考虑不全面、不协调、缺乏对不同场景适应性等问题也逐渐暴露出来，如：2020年5月，山东在4天内产生9500万元不平衡资金而受到广泛关注；2021年1月8日，已连续运行5个月的甘肃现货市场由于供需紧张出现长期高电价，从而被叫停；2021年4月15日，山西实时现货市场由于新能源出力远低于预测值而实行两小时熔断；2021年3月30日，广东售电公司通过“拉横幅”表达对长协电量不足等安排的不满；2021年5月31日，南方区域（以广东起步）电力现货市场原计划更长周期的结算试运行，由于出现持续高电价而停止。
目前市场建设中面临的多方面问题，都直接或间接与政府管制相关。电力市场建设的目标是，通过市场化机制提高资源优化配置效率，提高社会总福利。但市场不是万能的，一方面，市场可能存在竞争不充分、信息不对称等不完全竞争情况，需要通过政府的力量促进公平的竞争；另一方面，市场化改革可能会造成不同市场主体之间利益的重新分配，产生一些公平性问题，也需要政府在效率和公平目标之间进行协调。无论在哪个国家、哪个地区、哪个市场，政府对市场的干预或者管制都是必不可少的。由于电力系统对国计民生的重要性及其物理特性的复杂性，因此对电力市场进行科学、有效地监管尤其重要。需要注意的是，管制也不是万能的，不合理、与市场机制不协调的管制，不仅无法起到促进竞争、促进公平的作用，反而会带来阻碍市场红利释放、降低资源优化配置效率的弊端，甚至会带来巨大灾难。2001年，美国加州现货市场电价飙升、电力公司破产的电力危机事件，就被认为与不合适的管制有很大关系。
党的十八届三中全会审议通过的《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》（简称《决定》）明确强调，“经济体制改革是全面深化改革的重点，核心问题是处理好政府和市场的关系，使市场在资源配置中起决定性作用和更好发挥政府作用。”能源体制改革、电力市场化改革是经济体制改革的重要组成部分。如何在电力市场环境下让政府更好发挥作用，协调好市场和政府的关系，也是电力市场建设面临的关键挑战之一。相关问题的解决，不仅可以推进电力市场的有序发展，还可以为中国特色经济体制改革做出有益的探索。
本文结合我国发用电计划放开的相关政策，对我国电力市场中政府管制的方式进行梳理，分析存在的问题，提出建议的方案。如前所述，政府对市场的管制主要出于解决市场失灵问题、协调效率和公平两方面的因素，本文主要针对后一种因素进行讨论。
发用电计划放开相关政策分析
长期以来，我们的电力行业规划及运行都采取计划方式。实施电力市场化改革，也很难一下子完全取消相关的计划手段，计划和市场双轨运行的局面将持续较长时间。本轮改革前，电力行业中的计划主要体现在发用电计划上。发用电计划，简单地说就是，政府通过行政方式结合节能减排等目标制订的发电计划和用电计划，即发电企业和用户在一定时期内的发用电量和电价。实际市场中，优先发电、基数电量、优先购电都属于发用电计划的组成部分。《9号文》印发后，国家发改委等发布多个文件，不断放开发用电计划。
有序放开发用电计划的实施意见（2015）
《9号文》提出的本轮电力体制改革的七项任务之一，就是“推进发用电计划改革”，即要“有序缩减发用电计划”。2015年11月30日，国家发改委、能源局公布《9号文》的配套文件《关于有序放开发用电计划的实施意见》（简称《意见》），提出发用电计划放开的一些基本原则：在安排优先发电后组织直接交易，然后在发电总容量中扣除直接交易的折算容量，剩余容量按市场化前的方法确定发电计划。可以将这个发电计划安排过程简单描述为：优先发电-直接交易-容量扣除-计划发电。比如，某地区年总发用电量为100亿千瓦时，市场化用户为30亿千瓦时，优先发电为10亿千瓦时，则发用电计划的制定过程如下：1）安排10亿千瓦时优先发电；2）组织市场化交易，额度为30亿千瓦时；3）根据市场化交易成交情况对各发电机组的容量进行扣除；4）将剩余的60亿千瓦时非市场用户用电按相关的发电计划分配规则及各机组扣除后的容量进行分配。
这种方法将一部分电力需求通过市场化方式分配，优化了资源配置：成本低、能耗低的机组可以在市场中申报更低的价格，获得更多的市场份额，达到优化发电调度方案的目的。各地在组织市场化交易的过程中，结合各地区的实际情况，在交易品种设计、交易组织、市场出清结算等方面进行了很多探索，如价差交易、容量扣除机制、供需比限制、特殊出清机制等。这里进行简要的分析。
1）基于价差的竞争。
一些地区的直接交易中，发电间的竞争不是按绝对价格高低，而是按相对上网电价降价幅度（即价差）的大小，在供大于求的情况下通过市场化交易实现降低电价的目标，但在降低整体发电成本方面的潜力被大大降低。如果发电成本没有变化或变化很小，单纯地降低电价仅仅是社会福利在不同市场主体之间的转移，实际上完全可以通过计划体制下调整电价的方式实现，而且成本更低。
有些地区参与市场的发电机组的成本、上网电价差别不是很大，直接采用绝对价竞争的方式，就解决了该问题，但一些地区直到当前还是采用基于价差的竞争模式。
2）容量扣除机制。
对通过竞争获得较多市场份额的发电机组，在之后的计划电分配中，也需要扣除更多的发电容量，使得其在市场竞争中获得的优势大打折扣，在容量扣除机制下还可能因此处于劣势，导致总发电量的减少。这样，发电机组参与市场竞争的积极性会受到很大的影响。
不同地区探索了不同的容量扣除机制，如根据用户负荷率扣除，根据发电机组上年利用小时数扣除等，并没有被广泛认可的机制。也有少数地区如广东采用不进行容量扣除的方式，就是说计划电量的分配与市场化交易的结果无关。这种方式下市场竞争更加充分。
3）限定参与市场交易的机组容量。
在进行市场化交易时，一般会限定能够参与市场的机组类型，以及每类或每台机组可以参与市场竞争的容量。典型的机制如设定供需比的方式：根据市场化用户的需求量，设定每台机组可以参与竞价的容量。这样，通过设定供需比，就控制了市场竞争的激烈程度，进而可以从一定程度上控制市场的出清价格。这种方式可缩小价格变动幅度，使得市场可以平稳过渡、平稳发展，但代价是降低了市场可能带来的社会福利。
4）特殊的市场和出清机制。
不考虑线路输电容量等安全约束的情况下，电力市场的出清与一般商品一样，应遵循高低匹配的原则：生产者中报价低的优先出清，消费者中报价高的优先出清。但是，我国电力市场在发展中，部分地区曾探索了一些其他的市场机制，使得报价高的发电、报价低的用户可能会优先出清或中标。比如，对某一类发电或用户设立单独的市场优先级进行交易；市场出清采用低低匹配的方式使报价低的用户优先出清。这些方式短期内或可实现增加某类市场主体的中标量和社会福利的效果，但长期看由于其影响整体市场资源配置的效率，会损害全体市场主体的利益。
有序放开发用电计划（2017）
在2015年《意见》的指引下，各地制订了具体的实施方案，计划性的发用电计划逐渐减少，市场性的电量不断增加。2017年3月，国家发改委、能源局联合发布《关于有序放开发用电计划的通知》（发改运行〔2017〕294号）（简称《通知》），对燃煤机组的计划电量、发用电计划放开不同步产生的电费结算盈亏的处理、市场化交易电量价格调整机制、跨省跨区送受电计划的有序放开、优先发电的界定及其定价机制、优先发电计划的转让、市场化用户退出市场、全国发用电计划协调等方面做出了规定。这里对文件的几个关键内容进行讨论。
1）逐步减少计划电量。
《通知》对已有煤机及新核准机组的计划电量做出具体规定，保证计划电量逐步降低。如：2017年，在优先支持已实行市场交易电量的基础上，其他煤电机组安排计划电量不高于上年火电计划小时数的80%；2018年以后的计划电量比例，配合用电量放开情况逐年减小；对《9号文》印发后核准的煤电机组，原则上不再安排发电计划，不再执行政府定价，但交易签约电量亦不应超过当地年度燃煤机组发电利用小时数最高上限。
这些条款主要是从推动市场化程度、加快市场化进程的角度，保证计划电量逐步减少。但是，由于市场化交易的电量分配、价格机制都与计划体制有很大不同，必然造成发电主体和用户之间、不同发电主体之间的利益调整。在一些历史问题未解决、市场机制不完善的情况下，单纯、强制地减少计划电量，可能会遇到一些阻力。比如，一些历史上承担了区域发展等社会责任的机组，以及在市场中承担调节功能的机组，由于缺乏解决搁浅成本的手段及缺乏市场化的辅助服务补偿机制，计划电量的减少会对他们的生存造成较大的影响。地方政府为了既达到《通知》的要求，又避免前述机组间过大的利益调整，会在市场交易机制方面增加一些限制性、管制性措施，如：按要求放开发用电计划，但同时对市场化交易中各机组的申报量、交易量做比较严格的限制（如根据设定的供需比测算各机组的最大交易量）；对市场的报价、成交价做比较严格的限制，保证其相对计划电价的波动保持在一定范围内。这样，虽然看起来市场化交易的比例增高了，但实际的效果、发电成本的降低、市场红利的释放却被大打折扣。
2）发用电放开不同步造成盈亏的处理。
优先发电主要考虑可再生能源、跨省跨区交易、民生供热、核电等一些特殊发电主体的消纳需求，优先用电主要考虑第一产业、居民生活、重要公用事业和公益性服务业等一些特殊用户的用电需求。这两部分电量不一定匹配。在发用电计划放开幅度较小时，优先用电一般大于优先发电，差额部分作为计划发电在优先发电外的机组间按相关原则进行分配。在发用电计划放开幅度较大，或者优先发电比例较大的情况下，可能会出现优先发电大于优先用电的情况。无法与优先用电匹配的优先发电需要以市场价格卖给市场化用户，造成市场总结算资金的不平衡。《通知》中，对这部分不平衡资金的处理做出了明确规定：“因发用电计划放开不同步产生电费结算盈亏，计入本地输配电价平衡账户。”实际上，即使发用电计划放开的量是匹配的，其价格的不匹配也会造成结算盈亏。
这是一种比较合理的处理方法。发用电计划放开不同步造成的盈亏，是在市场建设中的双轨制造成的，是整个市场的问题，并不是哪个特定市场主体造成的，因此相关盈亏通过输配电价消纳是比较合理的。但在实行中，由于相关政策的不确定性，电网公司倾向于通过市场规则的设计，尽量消除、减少不平衡资金，或者在当期市场中就将相关不平衡资金消纳掉。实际上，不平衡资金的问题在2019年要求全面放开经营性用户发用电计划后显得更加突出，对不平衡资金的处理成为市场机制设计中的一个焦点问题。
3）市场化交易电量调整机制。
《通知》中要求“规范和完善市场化交易电量价格调整机制”，鼓励发用之间签订的中长期合同中约定价格调整机制。具体包括：煤电的合同期限应与电煤中长期合同挂钩，发售电价格建立与电煤价格联动的调整机制，调整周期充分考虑电煤中长期合同的周期等。这些规则其实是，结合发用电计划放开后用于降低发用两侧价格波动风险的非常好的要求或建议。
但实际市场运行中，这条规则并未很好地执行。由于市场化电价总体上一直处于下行通道，大多发用电合同周期未考虑电煤合同周期，电价也未与电煤价格挂钩，这带来一些潜在风险。2021年以来，由于供需形势趋紧，电煤价格大幅上涨，造成电力市场化交易价格也随着上涨，在不同地区造成了不同的结果：单边参与的市场（如甘肃）多数采取了暂停市场的处理方式，双边参与的市场（如广东）由于售电公司签订零售合同时大多未考虑这种情况（签订固定价差合同），造成大批售电公司的亏损。
本轮电力市场化改革中，现货市场是在2017年8月国家发改委、能源局颁布《开展电力现货市场建设试点工作的通知》以后正式启动的。虽然《通知》的颁布时间是在现货市场试点启动以前，但其中的多个原则其实在现货市场启动以后也是适用的。
全面放开经营性用户发用电计划（2019）
2019年6月，国家发改委发布《全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》（发改运行〔2019〕1105号）（简称《全面放开通知》）。主要要点如下。
1）全面放开。
要求经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开。其中，经营性用户是指除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户以及电力生产供应所需的厂用电和线损之外的所有电力用户。
这一条是《全面放开通知》的核心内容，目的是“提高电力交易市场化程度”。从提高市场竞争的角度，确实是放开的越多越好。但是，如前所述，发用电计划放开幅度的加大，也会加大市场主体间利益的调整。在相关市场机制和配套政策尚不完善（如缺乏容量成本回收机制、缺乏竞争性辅助服务市场、搁浅成本未回收）的情况下，为了达到规定的发用电计划放开的比例、数额，各地一般都通过对交易量、交易价格的限制部分解决此问题。现货市场下，由于竞争更加激烈，该问题会更加突出。为了解决现货市场启动后产生的利益调整、公平性问题，各地也纷纷研究了一些不同的做法。以广东为例，具体包括以下手段：①中长期市场交易采用价差模式；②对中长期价差交易的供需比进行设置，限制市场的竞争烈度；③规定售电公司购买价差中长期合同的最小比例（最小95%另加5%免考核）；④对上网电价不同的机组根据实际上网电量和上网电价与基准标杆电价的差进行补贴；⑤对现货市场的报价和出清价设定较为严格的上下限。所有以上手段，主要实现以下目标：避免市场化后一些机组的收入变化过大（收入过低），避免市场价格与改革前的计划电价有太大的偏差。但在实现以上目标的同时，这些措施也会对市场效率造成不利影响，具体与机组成本差异性、负荷的波动性等有关。
2）不参与市场的用户。
《全面放开通知》中对暂不参与市场的用户进行了比较详细的规定。除了居民、农业及重要公用事业和公益服务行业，还包括不符合国家产业政策的电力用户。这相当于将是否能进入电力市场作为一种产业政策。同时，这也是基于对市场价格的一种特定的预测或假设：认为参与市场化交易后电价会降低。在本轮改革的前五年这个假设是成立的，但从2021年开始，已经陆续在不同地区、不同时段出现市场化电价高于计划电价的情况。这将导致一系列问题。市场的规则、政策必须能适应各种不同的供需情况、价格情况，否则当情况发生剧烈变化时，会带来无法接受的结果。国际上曾出现的多个极端事件也与政策的不适应有关。比如2001年美国加州的电力危机，很多专家认为一个重要的原因是一些过渡性的规则、政策未考虑供需变化的情况。
我国当前电力市场建设中的多个政府管制性政策及规则都是基于供大于求、电价下降的场景。但随着“十四五”期间供需形势的变化，以及新型电力系统建设造成的整体成本的增加，市场运营中出现超出预料的高电价、无法接受的结算结果的情况可能会越来越多，市场会面临多方面的风险。随着发用电计划的不断放开，市场建设的相关政策也必须跟着调整，增强适应性。
完善发用电计划放开相关政策的建议
《意见》《通知》《全面放开通知》在发用电计划放开方面提出了很多很好的方案、措施，推动了我国电力市场的发展。各地在这些政策的基础上基于具体地区和省份的特点，也制订了具体的放开路径及市场化建设的方案。经过六年的发展，整体上取得了市场化交易量增加、电价下降等方面的成效，但从进一步推进市场发展、优化资源配置的角度来考量，还存在需要不断完善的地方。
1）研究解决搁浅成本、平稳发展、市场公平等问题的系统方案。
市场化机制的引入、竞争的加强可以提高市场效率，但也必然带来利益的调整。利益调整无法简单地判断其对错，需要结合历史情况、地区发展等综合评判。电力市场推进过程中需要对可能带来的利益调整进行测算，对无法承受，会造成不公平、不协调问题的，需要研究有效的方法予以解决。这里的“有效”是指，在解决相关公平、利益分配问题的同时，尽量减少对市场效率产生的不利影响。
2）明确扩大市场竞争、发用电计划放开的内涵。
党的十八届三中全会审议通过的《决定》指出，要让市场在资源配置中起决定性作用。对应到电力市场建设中，就是需要不断扩大市场竞争、放开发用电计划。但如何更好理解“扩大竞争”的内涵？是否需要将反映一些政策目标的发用电计划完全放开？需要进行更加深入的思考。如前所述，各地在电力市场建设中，为了达到发用电计划放开的目标而又能使市场平稳发展，在市场报价、出清、结算规则方面做了一些限制，这样虽然看起来发用电计划放开的比例增加了，但优化资源配置的目标并未实现或并未完全实现。
3）考虑不同的供需场景增加政策的适应性。
电力市场化改革的目标之一是还原电的商品属性，因此电价应尽量真实反映电的实际价值。市场环境下，电价会随着供需形势的变化而变化，各种政策必须具有在不同供需形势、不同电价场景下的适应性。（敬请期待“下”）
责任编辑：于彤彤 投稿邮箱：网上投稿
