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內早有討論，在國家發改委于2019年印發《關于全面放開經營性電力用戶發用電計劃的通知》中也曾明確提出對于外來電市場化加速推進的要求。然而，文件印發已一年有余，對于外來電參與市場的方式，業內卻依然爭論不休。

有學者站在宏觀角度認為，改革現有“優發優購”政策，建設全國統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公司參與全國統一市場，也可以直接交易，通過市場競爭的方式解決跨省區發電與輸電資源的優化配置問題。但其中外來電不參與省級現貨市場交易，在現貨市場中作為邊界條件優先出清，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，將會存在跨省區輸電通道協同、資源公平競爭的難題，甚至出現‘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貨價格，如果全國統一市場不能實現‘一次報價、聯合出清’，全國統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律和原理。市場最主要的功能就是調節供需、反映供需，通過市場形成正確的價格信號配置資源。跨省區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簽訂的中長期交易本應與省級現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別又體現在哪里？不能秉承‘技術中性’的方案，實在難以評判它的優劣。”

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實國情。

在近期召開的一次現貨市場聯席會議上，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：“對于歷史性的跨區送電，原來由政府間簽訂的協議電量，需由政府牽頭協商解決，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商。對于放開省內用戶的規模，需要與跨省區以及省內放開的電源的規模相匹配，‘以發定用’，以此保證電力市場建設中的每一個環節與總體設計的同步。”

“保住底、分步放；慎之又慎、積極穩妥”，這是改革主導方反復強調的字眼。

曾有業內人士反思，不平衡資金的出現并非偶然，外來電和省內電源的矛盾也早已存在，只不過是通過現貨市場把這樣的矛盾暴露和激化出來。從現貨市場推進至今，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管是否周全？對于風險的預判是否及時到位？

一位接近電網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。“隨著電力市場化改革和輸配電價改革的推進，電網企業的營收渠道由以往的統購統銷價差轉為以過網費為主的經營模式；同時，普遍服務的對象卻從傳統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，實現非商業化目標的支出來源正在減少。電網企業作為市場主體，本身就與普遍服務的社會責任存在沖突。”

“事實上，電網的統購統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，彌補電力系統交叉補貼的來源在減少，電網企業仍需要承擔非市場部分的統購統銷。在售電側，優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先發電計劃里。隨著市場放開程度的不斷提高，電網的平均購電價格逐年升高，在居民和農業銷售電價保持不變的情況下，購售價差的空間逐年縮小，電網企業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，現在看來這很有可能會成為電網企業唯一的選擇。”該人士補充道。

眼下，雙軌制將部分發電和電網企業置于極大的困境，其與行業發展和電力體制改革的碰撞時刻都在發生。讓一個市場真正長期、穩定、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、評估實現非商業化社會目標的投入和收益，使“優發優購”不干擾市場價格信號，則是需要改革操刀者繼續籌謀的更大“一盤棋”了。

關于現貨市場推進的時間表，首次完整見諸于“十三五”電力發展規劃——“2018年底啟動現貨交易試點，2020年全面啟動現貨市場”，盡管對推進節奏持觀察態度的人不在少數，但隨著時間節點的臨近，8個現貨試點也陸續完成了實戰演練，高舉發令槍——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。比如現貨市場的價格出來以后，對于未放開的優先購電部分，它的價格如何與現貨市場的價格接軌，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濟發展的貢獻程度。但無論是競爭環節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。現貨市場的出現，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，一般工商業目錄電價應該逐步取消，如果沒有了這些經營性用戶的目錄電價，也就相當于減少了一部分電網的購銷價差，否則這部分優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調。”業內人士建議。

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，并根據市場電價水平進行定期調整，以實現計劃電價與市場電價的聯動——業內對現貨市場“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。但當市場價格體系并不完備時，對于調價的基準和方式，業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現的價格，同時還需包括輔助服務費、輸電費等其他費用；按照目前的發用比例，通過參照市場的定價規律形成一個體現綜合用電成本的“綜合價格”，依照市場價格的浮動規律，以半年或一年為周期進行調價。“調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，價格的調整和浮動也都遵循市場價格波動的客觀規律。“當然，運行期間一定會產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。”業內人士建議。

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律提出，但從降低用能成本的緊迫性出發，在國內外形勢發生深刻變化的當下，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，推動電力現貨交易和現貨市場建設；以中長期的總量簽約、分段簽約、聯合簽約，兌現照付不議、偏差結算、誠信履約、拉大價差、延伸交易、完善監管的總目標。在2021年一季度，試點省份要有序啟動電力現貨交易。

“中長期交易以現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，所謂的優發和優購不匹配，所謂的不平衡資金，凡此種種，都是因為發電側放開不足，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。”連維良說。

對于上一輪電力體制改革的成效，業界分歧巨大，至今亦是如此。但改革留給我們的“遺產”，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。

原標題：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內早有討論，在國家發改委于2019年印發《關于全面放開經營性電力用戶發用電計劃的通知》中也曾明確提出對于外來電市場化加速推進的要求。然而，文件印發已一年有余，對于外來電參與市場的方式，業內卻依然爭論不休。

有學者站在宏觀角度認為，改革現有“優發優購”政策，建設全國統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公司參與全國統一市場，也可以直接交易，通過市場競爭的方式解決跨省區發電與輸電資源的優化配置問題。但其中外來電不參與省級現貨市場交易，在現貨市場中作為邊界條件優先出清，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，將會存在跨省區輸電通道協同、資源公平競爭的難題，甚至出現‘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貨價格，如果全國統一市場不能實現‘一次報價、聯合出清’，全國統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律和原理。市場最主要的功能就是調節供需、反映供需，通過市場形成正確的價格信號配置資源。跨省區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簽訂的中長期交易本應與省級現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別又體現在哪里？不能秉承‘技術中性’的方案，實在難以評判它的優劣。”

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實國情。

在近期召開的一次現貨市場聯席會議上，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：“對于歷史性的跨區送電，原來由政府間簽訂的協議電量，需由政府牽頭協商解決，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商。對于放開省內用戶的規模，需要與跨省區以及省內放開的電源的規模相匹配，‘以發定用’，以此保證電力市場建設中的每一個環節與總體設計的同步。”

“保住底、分步放；慎之又慎、積極穩妥”，這是改革主導方反復強調的字眼。

曾有業內人士反思，不平衡資金的出現并非偶然，外來電和省內電源的矛盾也早已存在，只不過是通過現貨市場把這樣的矛盾暴露和激化出來。從現貨市場推進至今，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管是否周全？對于風險的預判是否及時到位？

一位接近電網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。“隨著電力市場化改革和輸配電價改革的推進，電網企業的營收渠道由以往的統購統銷價差轉為以過網費為主的經營模式；同時，普遍服務的對象卻從傳統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，實現非商業化目標的支出來源正在減少。電網企業作為市場主體，本身就與普遍服務的社會責任存在沖突。”

“事實上，電網的統購統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，彌補電力系統交叉補貼的來源在減少，電網企業仍需要承擔非市場部分的統購統銷。在售電側，優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先發電計劃里。隨著市場放開程度的不斷提高，電網的平均購電價格逐年升高，在居民和農業銷售電價保持不變的情況下，購售價差的空間逐年縮小，電網企業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，現在看來這很有可能會成為電網企業唯一的選擇。”該人士補充道。

眼下，雙軌制將部分發電和電網企業置于極大的困境，其與行業發展和電力體制改革的碰撞時刻都在發生。讓一個市場真正長期、穩定、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、評估實現非商業化社會目標的投入和收益，使“優發優購”不干擾市場價格信號，則是需要改革操刀者繼續籌謀的更大“一盤棋”了。

關于現貨市場推進的時間表，首次完整見諸于“十三五”電力發展規劃——“2018年底啟動現貨交易試點，2020年全面啟動現貨市場”，盡管對推進節奏持觀察態度的人不在少數，但隨著時間節點的臨近，8個現貨試點也陸續完成了實戰演練，高舉發令槍——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。比如現貨市場的價格出來以后，對于未放開的優先購電部分，它的價格如何與現貨市場的價格接軌，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濟發展的貢獻程度。但無論是競爭環節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。現貨市場的出現，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，一般工商業目錄電價應該逐步取消，如果沒有了這些經營性用戶的目錄電價，也就相當于減少了一部分電網的購銷價差，否則這部分優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調。”業內人士建議。

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，并根據市場電價水平進行定期調整，以實現計劃電價與市場電價的聯動——業內對現貨市場“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。但當市場價格體系并不完備時，對于調價的基準和方式，業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現的價格，同時還需包括輔助服務費、輸電費等其他費用；按照目前的發用比例，通過參照市場的定價規律形成一個體現綜合用電成本的“綜合價格”，依照市場價格的浮動規律，以半年或一年為周期進行調價。“調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，價格的調整和浮動也都遵循市場價格波動的客觀規律。“當然，運行期間一定會產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。”業內人士建議。

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律提出，但從降低用能成本的緊迫性出發，在國內外形勢發生深刻變化的當下，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，推動電力現貨交易和現貨市場建設；以中長期的總量簽約、分段簽約、聯合簽約，兌現照付不議、偏差結算、誠信履約、拉大價差、延伸交易、完善監管的總目標。在2021年一季度，試點省份要有序啟動電力現貨交易。

“中長期交易以現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，所謂的優發和優購不匹配，所謂的不平衡資金，凡此種種，都是因為發電側放開不足，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。”連維良說。

對于上一輪電力體制改革的成效，業界分歧巨大，至今亦是如此。但改革留給我們的“遺產”，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。

原標題：透視“不平衡資金”

本文刊載于《中國電力企業管理》2020年9期，作者系本刊記者/執行主編。

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