2019年，我國電力市場建設工作進展較快，特別是電力現貨市場的方案設計逐步清晰。到6月底，8個電力現貨試點省份均能夠完成初步方案的設計和規則征求意見稿的編制工作，并以此為標志進入電力現貨市場的模擬試運行階段。其中2018年8月已經進入模擬試運行的廣東省，在今年5月開始抽取合適時間進行試結算調電工作。實際上，以電力現貨市場試點地區完成詳細方案設計為門檻，我國的電力市場化改革進入了實質階段，現行規則體系基于國家發改委、國家能源局2016年印發《電力中長期交易基本規則（暫行）》和原國家電監會建立的輔助服務補償機制，隨著電力現貨市場建設的深入，電力市場規則體系的頂層設計必須進行較大幅度的完善。

 

 

 

全國范圍內的輔助服務補償機制建設始于2006年，至本輪改革開始已經基本建立完成。《電力中長期交易基本規則（暫行）》2016年底出臺，其征求意見稿于2015年向社會發布。從當時征求意見文件國能綜監管[2015]670號的內容來看，實際上原本的設計是“兩規則、一辦法、一機制”，即670號文件征求意見的文件有三個：《電力市場運營基本規則（征求意見稿）》《電力市場監管辦法（征求意見稿）》《電力中長期交易基本規則（征求意見稿）》。

 

從四年電力市場化的實踐角度來看670號文件，當時頂層設計團隊市場建設的思路是清晰的，選擇也是切合實際的。其中，《電力市場監管辦法（征求意見稿）》是這個規則體系中用于執行電力市場監管工作的文件。另外兩個文件并非是配合使用，《電力市場運營基本規則（征求意見稿）》和《電力中長期交易基本規則（征求意見稿）》描述的是兩種截然不同的運營機制。670號文件三個附件中的“遣詞造句”小心翼翼地體現出了設計團隊的想法，《電力市場運營基本規則（征求意見稿）》堂堂正正地使用“電力市場”的說法，而在《電力中長期交易基本規則（征求意見稿）》中則竭力避免出現“電力市場”這個名詞，代之的是“電力市場化交易”。這種文字描述上的區別反映了設計團隊對《電力市場運營基本規則（征求意見稿）》和《電力中長期交易基本規則（征求意見稿）》定位的不同：《電力市場運營基本規則（征求意見稿）》是中發9號文配套文件二《電力市場建設實施意見》的具體操作規則，描述的是現代電力市場模式，是要采用電力現貨市場代替長期以來我國執行的計劃調度制度，用中長期交易代替政府分配發用電指標制度，即以電力現貨市場為核心，通過電力現貨市場發現價格、維持系統平衡，輔以能夠與電力現貨市場相配合的電力中長期交易機制，規避電力現貨市場價格波動風險或者鎖定收益；《電力中長期交易基本規則（征求意見稿）》描述的并非“電力中長期交易+電力現貨交易”的市場模式，而是“電力計劃調度+發用電指標交易”的運營模式，即通過電力直接交易形式進行電量交易，代替原有的政府發用電指標分配機制，不改變電力調度組織生產、確定如何執行指標的機制。設計團隊將其定義為“市場化交易”是因為電力直接交易改變了政府分配發用電計劃過程中將用戶側整體視為一個用戶的做法，在財務上明確了發電企業將電量出售給了誰，可以看成是一種將電能量視為一般商品交易的做法，具有市場化的特征，可以稱之為“市場化交易”，但是由于完全沒有考慮電力的物理特性，不能反映實時供需信號和位置信號。

 

回頭再看，《電力市場運營基本規則（征求意見稿）》目標是建立國際通行的現代電力市場體系，同步設計《電力中長期交易基本規則（征求意見稿）》似乎有“闌尾”之嫌。其實不然，多設計這一運營模式顯示了頂層設計團隊對國情社情的清醒認識和對國際電力市場化改革經驗的理智總結，一是除浙江外，我國沒有電力現貨市場運行經驗，電力現貨市場涉及了計劃調度制度的改革，技術含量高，工作量大，矛盾復雜，試點要求時間長，難于快速推廣；二是當時各地方政府對于通過競爭降低用能水平的呼聲強烈，現貨試點不可能數量很大，那么非現貨試點難免推動更為熟悉的“優惠電”，與其走老路搞“優惠電”，不如規范地開展有市場化特征的電力直接交易；三是以電力現貨市場建設為核心的現代電力市場體系，自身是需要建設成本的，我國幅員遼闊，各地經濟發展階段差別很大，在科學的全國電力市場規劃完成前，難以決定電力現貨市場是否適合全部省份。

 

《電力中長期交易基本規則（暫行）》后來的落實情況，充分說明頂層設計團隊預想的正確，但設計團隊應該沒有想到的是，《電力市場運營基本規則（征求意見稿）》和《電力中長期交易基本規則（征求意見稿）》被誤解為兩種“市場”模式，決策過程中因為有觀點提出不要讓地方政府牽頭部門面對太多選擇而“無所適從”，提出先出臺電力中長期交易基本規則，擇機印發電力市場運營規則。《電力市場運營基本規則（征求意見稿）》如同美國的標準化市場設計一樣，雖然沒有推動美國的統一市場建設，但是在美國7個區域市場最終模式設計當中得到體現一樣，雖然始終沒有去掉“征求意見稿”五個字，但是在后來8個電力現貨市場試點方案設計過程中，均體現了其基本的思想、原則和內容。

 

 

“一規則、一機制”的現行規則體系頂層設計在新一輪電改的初期發揮了巨大作用，截至2018年，全國29省（市、區）（不包括海南和西藏）的31個交易區域共依據頂層設計編制各類電力市場規則近300個，全國主要省份均開展了電力直接交易，多省開展了以調峰、調頻為主的市場化輔助服務交易。隨著市場化的深入，現行規則機制頂層設計待完善之處逐漸明顯。

 

一是《電力中長期交易基本規則（暫行）》不能夠適應電力現貨市場建設試點的需要。《電力中長期交易基本規則（暫行）》總則中開宗明義指出其不適用于電力現貨市場建設地區，僅適用于電力現貨市場啟動之前。一方面，電力現貨市場中交易的電力商品帶有時標信號，因此，作為鎖定收益和避險功能的電力中長期交易，合同中必須要相應的約定交割功率曲線，以約定雙方在時標價格上的經濟責任；另一方面集中進行的中長期交易要采用標準曲線，由于中長期交易要適應現貨約定交割功率曲線，集中進行的中長期交易就不能執行現行定價方式，僅考慮以量定價，要明確集中交易標的的電量交割的標準曲線，如電力現貨試點地區選擇了集中式市場，則集中交易標準曲線的差價合約金融交易屬性明顯，不在電力監管職能范圍當中，還需要金融監管機構介入，其未來的中長期電力交易規則不應包括標準曲線差價合約的集中交易。

 

二是《電力中長期交易基本規則（暫行）》沒有重點考慮市場間電力交易。《電力中長期交易基本規則（暫行）》制定過程，將內容重點放在了同一市場內的電力交易，方方面面考慮比較細致系統，但是對市場間交易（跨省跨區）僅做了原則描述，特別是缺乏了市場內交易和市場間交易的邏輯關系闡述，僅模糊地指出應是平行市場（不分大小、高低）。因此，實際操作中出現了兩級市場，即省外來電和省外送電均不參加省（區）內市場，省間交易的結果無條件地作為省市場交易的邊界條件，甚至省間現貨交易的結果也要作為省內市場的邊界條件。這樣的兩級市場或雙軌制，會造成供給側人為的撕裂，使“兩級市場”中的供需關系均變得人為扭曲。

 

三是《電力中長期交易基本規則（暫行）》對可再生能源參與電力交易考慮不足。《電力中長期交易基本規則（暫行）》設計之初，可再生能源（特別是非水可再生能源）參與電力直接交易較少，因此《電力中長期交易基本規則（暫行）》內容主要考慮可調節電源參與電力中長期交易。現貨試點地區，未來將通過電力現貨市場體現不同電源的調節能力，統一考慮中長期交易的實物交割和財務交割問題；對于可能長時間不建設電力現貨市場地區，僅按照現行中長期交易規則交易，很容易出現可再生能源簽訂合同卻無法兌現的情況。

 

四是現行輔助服務補償機制（市場）輔助服務品種和定價方式不適應電力現貨市場的需要。電力現貨市場配套的輔助服務機制，通常主要品種為調頻和備用，調頻的價格將包括調頻里程的價格和調頻服務被調用引發的電量變化（按當時現貨價格結算），備用價格將包括備用服務本身以及提供備用時段損失的機會成本（按當時現貨價格計算），沒有電力現貨市場，調頻服務引發的電量變化和備用時段的損失的機會成本無法準確定價，不能準確定價自然調頻和備用服務就無法真正市場化。從這個意義上來講，真正的輔助服務市場化需要以現貨市場建設為前置條件。另外，電力現貨市場條件下，分散式市場要求發用雙方保持發用功率曲線一致，集中式市場如發電機組不愿停機，隨著低谷供大于求，價格一路降低，總有一個低價位讓承受不了損失的機組降到足夠低的功率，因此，與電力現貨市場配套的輔助服務機制不需要調峰輔助服務。換另一句話說，從經濟學上講，電力交易進行過程中，某一主體的貨（電）賣不出去，自然就不被允許生產出來，市場環境就不存在調峰交易。

 

五是現行輔助服務補償機制的費用分攤對象不適應電力市場化交易的需要。雙邊直接交易開展后，發電與用戶之間多對多交易，發電企業出售電量的同時對應出售功率調節能力，不同負荷特性的用戶需要的調節服務不同（對應用戶不需要調峰機組無費用分攤義務），發電企業由于電量結構不同，其交易電量部分應承擔對應用戶的調節責任（自己的孩子自己抱走）。另外，俗話說“羊毛出在羊身上”，不論輔助服務的成本如何、費用高低，在市場化的背景下應當由電力用戶承擔輔助服務費用。不將輔助服務的壓力傳導到用戶，仍然維持用戶側享受輔助服務的“大鍋飯”，會造成用戶不考慮自身用電習慣對電力系統的“友好程度”，甚至可能鼓勵用戶濫用輔助服務。

 

此外，頂層設計長期缺乏電力市場監管辦法，使各地的市場監管缺乏上位文件依據，各部門按照原計劃職能手段采用原行政手段進行電力交易監管，很可能出現“指鹿為馬”和“盲人摸象”現象，“越位”和“缺位”的苗頭已經開始出現。不過，僅僅一個監管文件并不能解決目前電力監管“九龍治水”的格局，這不是機制調整能夠解決的問題，反而是電力監管辦法難產是直接受到監管職能不統一的負面影響。

 

 

8個電力現貨市場試點進入模擬試運行，《電力中長期交易基本規則（暫行）》有效期將至3年，輔助服務市場建設發現的問題，都給面向未來完善電力規則體系的頂層設計帶來契機，可注重以下工作：

 

一是分類完善電力中長期基本規則。《電力中長期交易基本規則（暫行）》有效期即將到期，建議在下一步的修改過程中，針對不同情況分別修訂內容。首先，對于電力現貨試點地區，采用分散式市場模式的，可將雙邊交易的實物合同作為核心內容添加，重點描述分散式市場環境下實物合同的合同要素和必須內容，考慮到標準交割曲線的實物交易往往通過分散式市場的現貨市場中滾動交易解決，可不做重點描述；其次，對于電力現貨試點地區，采用集中式市場模式的，主要描述雙邊交易差價合約的合同要素和結算有關內容，對于標準曲線集中進行的中長期交易不再描述，交由金融監管機構進行監管；最后，對于可預見時間內不開展電力現貨市場建設的地區，適應可再生能源參與電力直接交易的需要，縮短交易時段（例如按峰谷平交易），提高可再生能源簽訂的中長期交易合同可執行性。

 

二是引入市場進出口商解決“兩級市場”撕裂電力市場交易問題。市場機制是以用戶為核心進行工作的，應該怎么便于用戶交易怎么來，所以用戶面對的應當是一級市場。為解決用戶隸屬于某一市場地理范圍，而供給側電源往往來自多個市場地理范圍的矛盾，可以引入市場進出口商，進出口商由所在地政府準入，可以為售電公司、發電企業或電力用戶。在跨省區交易中，送端的進出口商作為負荷通過雙邊或集中交易向省內發電企業買電，送端的進出口商在跨市場平臺上作為電源出售電力；受端的進出口商在跨市場平臺上作為買家購買電力，受端的進出口商在受端市場上可以通過雙邊交易向用戶出售購得的電量，也可以在集中交易中“扮演”電源，與省內發電企業一起出清。

 

三是把握窗口期盡快隨著發用電計劃放開將輔助服務費用疏導到用戶側。隨著無調節能力電源快速發展，居民和三產用電快速上升，輔助服務費用越來越高，但是發電企業卻感覺輔助服務成本沒得到補償，仍在呼吁提高輔助服務付費標準。這種怪現象究其根源是“輔助服務的羊毛（費用）出在了狗（發電）身上”。由于發電側出錢、發電側干活拿錢，類似“朝三暮四”的發電側“零和游戲”，造成全國性的發電集團基本上沒有絕對收益的感覺，因為很可能旗下甲電廠賺的就是自己旗下乙電廠的錢，目前是將輔助服務費用轉移到負荷側的最佳窗口期。輔助服務費用很類似房屋買賣的中介費，買方市場時一定是賣方承擔承擔中介費，賣方市場時一定是買方承擔中介費。今后一段時間，我們的電力市場仍處于買方市場（供大于求），輔助服務費用疏導（向用戶側）后，用戶在絕對電價感受方面，不會感受到電價因計入輔助服務費用而發生上升，可是一旦供需恢復平衡或者局部時段局部地區緊張，則用戶直接感受到的就是漲價，疏導的難度會大大增加。

 

四是非現貨試點地區繼續深入完善已有的輔助服務補償機制。已經印發的相關輔助服務補償機制的文件，總體上看前瞻性、拓展性較好，大部分內容仍然適用，但是深入完善工作必不可少。首先，水火風核等各類型機組、公用和自備多種資產形式機組應都納入輔助服務補償機制，采用各類型、各資產形式電源在同一補償賬戶參與輔助服務補償機制；盡快將外來電全部納入受入電網輔助服務補償機制，外來電享受“特權”實質上也容易增強省間壁壘，通過承擔應承擔的義務，更有益于擴大省間交易，實現遠程來電的“經濟性消納”。其次，將各類型機組中調節能力最差的機組輔助服務水平作為有償輔助服務的起點，實現不同類型機組輔助服務提供能力衡量上的公平，在現貨市場建立前，引入對系統影響效果或性能參數，使發電機組提供的輔助服務能充分反映其每次動作對系統的連續性影響，將對系統影響的好壞的“感性評價”進行量化計算，精確反映提供輔助服務的價值，才能在“干與不干不一樣”的基礎上解決“干好干壞一個樣”的問題。最后，條件合適的前提下可以嘗試目前通過競價選擇輔助服務承擔主體的“類輔助服務市場”模式，這里的條件合適是指通過競價選擇輔助服務承擔主體能夠降低該項目的輔助服務費用，如采用了競價方式大幅增加該項目輔助服務總費用，形成了“市場就是漲價”的結果，易受到社會的詬病。

 

從電監市場43號文印發算起，“一規則、一機制”的規則體系建立歷時13年，彈指一揮間，本輪改革也已開始4年，創業艱難百戰多。至今，管中窺豹仍然可以看到市場化機制建立過程中的不易，看得到設計者、推動者清晰的理念和務實的態度。相信在未來的規則體系頂層完善的過程中，市場設計者們能夠堅持現代電力市場體系的基本設計理念和原則，設計出符合各地特點、符合基本市場理論的方案。千里之行始于足下，不積跬步無以至千里，讓我們拭目以待，關注電力市場化機制，為新時代電力行業的高質量發展保駕護航！