2020年5月16～19日，作为电力现货市场建设试点省份的山东开展了为期4天的现货市场连续结算试运行。在这4天的试运行里，无论是电网运行还是市场出清，都十分顺利，但4天的试运行产生了9508.19万元的不平衡资金，引起业内广泛的关注和讨论。分析原因，新能源、核电、省外来电这类没有市场化用户参与的非市场交易电量(也称为“优先发电电量”)，要按照市场价格和保量保价的双重标准，让电网公司分别与用户和发电企业结算。也就是用户按照较低的市场价格结算，发电侧按照较高的上网电价结算。由于购销出现了价差，不平衡资金也随之产生。

　　电力市场不平衡资金问题的成因分析

　　不平衡资金问题之所以会引起广泛关注，是因为它正是上一轮电改(以2002年国务院5号文件《电力体制改革方案》的印发为标志)停摆的重要原因之一。按当时的《电力体制改革方案》，设立了华北、东北、西北、华东、华中、南方电网公司，建立了电力调度交易中心，着手培育区域电力市场，并按市场规则进行电力调度。东北区域电力市场是全国首个统一的电力市场，率先进行电力市场模拟运行，华东区域电力市场也紧随其后。在两个区域电力市场进行模拟运行时，也启动了电力市场平衡账户的探索模拟。由于当时中国电力市场建设处于起步阶段，销售电价和上网电价没有实行联动，上网电价是由市场竞争形成，而销售电价则受到政府管制相对固定。由此，造成了电网企业实际购电价格的升降，不能及时反映在销售电价上，可能导致电网企业亏损。为了平抑这样的经营风险，妥善处理发电企业、电网企业、电力用户的利益关系，保持销售电价的相对稳定，需要建立专门的平衡账户，将各方多赢和多亏的部分置入该账户，对冲盈亏后的部分资金则成为“蓄水池”，以备在未来的平衡中发挥作用。在这种背景下，财政部和国家电监会联合出台《东北区域电力市场平衡资金监督管理暂行办法》，以规范竞价上网产生的差价资金管理，采取结算过渡账户限额管理和平衡资金专账管理两种方式。

　　2004年1月15日，经过了一年的筹备，东北区域电力市场在沈阳东北电网公司交易大厅启动模拟运行。根据最初的设计，东北区域市场经过模拟运行、试运行后才正式运行，但后来东北区域市场并没有进入实际运行。模拟运行阶段是从2004年1月到当年11月。2004年1月到4月，东北区域市场模拟运行采用的是“单一制电价、有限电量竞争”，6月之后，则采用“两部制电价、全电量竞争”，对比出来的结论是两部制电价更适合东北的情况。但是到了2005年试运行阶段，电煤市场化之后开始涨价，再加上其他一些原因，上网电价升高，但销售电价固定，价差无法传导出去，平衡账户出现亏空，出现了东北电网北部发电高价上网，南部用电低价销售的情况，以致东北电网公司16天亏损了32亿人民币。因此到了2006年5月，上级主管部门下发文件，东北区域电力市场进入学习总结阶段，再无后续动作。

　　此外，当前我国电力市场是以中长期交易为主并且实现月清月结，由于月度电量交易合同大多提前1月按预测电量签订，预测电量与实际用电量必然存在一定的偏差。根据国家发展改革委、国家能源局印发的《电力中长期交易基本规则》(发改能源规〔2020〕889号)，系统月度实际用电需求与月度发电计划存在偏差时，可通过发电侧上下调预挂牌机制进行处理，也可根据各地实际采用偏差电量次月挂牌、合同电量滚动调整等偏差处理机制。月度最后7个自然日，根据电力电量平衡预测，各类合同电量的分解执行无法满足省内供需平衡时，电力调度机构参考上下调机组排序，在满足电网安全约束的前提下，预先安排机组提供上调或者下调电量、调整相应机组后续发电计划，实现供需平衡。月度发电计划执行完毕后，发电侧首先结算机组上调电量或者下调电量，其余电量按照各类合同电量结算顺序以及对应电价结算;用户侧按照当月实际用电量和合同电量加权价结算电费，实际用电量与合同电量的偏差予以考核。从理论上来说，用户侧偏差电量考核电费应用于支付发电侧上下调电量电费，但由于用户侧偏差考核标准是人为确定的，和发电侧上下调电量的结算电费不一定一致，也可能产生不平衡资金问题。

　　此外，在现货环境下的发电成本补偿、阻塞费用等等，也会带来不平衡资金问题。以上种种不平衡资金问题产生的机理是不一样的，但总体来说都是供方和需方电价或电量的差异所导致的。我们通常采用微观经济学中经典的供给与需求分析来说明市场机制及市场价格的决定。在图1中，假定决定供求的因素除商品自身的价格外其余均为已知，因而供求状况确定。图中曲线S表示供给曲线，曲线D表示需求曲线。由图可见，曲线S和D在e点相交，与e点相对应的价格pe就是均衡价格，或者叫市场出清价格。在此价格水平上，买方愿意并能够购买的数量与卖方愿意并能够供给的数量恰好相等，此时不会产生任何不平衡资金。所谓市场机制就是指在一个自由市场里能使价格得以变化一直达到出清(即供给量与需求量相等)的趋势。但实际电力市场远比这更加复杂，这就导致不平衡资金问题的出现。处于现货市场连续结算试运行阶段的山东电力市场的不平衡资金的构成是复杂的，除现货所带来的固有的不平衡资金问题外，发用电计划放开不同步，即优先发电电量与优先购电电量不匹配应属主要原因。而东北区域电力市场不平衡资金问题的成因主要是市场化的发电上网电价和固定的销售电价的价差所导致的。中长期交易偏差考核所产生的产生不平衡资金则是人为设置偏差考核标准、收支没有闭环所致。

　　电力市场不平衡资金问题的对策

　　电力市场交易机制设计应回归价格形成机制这个核心

　　如上分析，不平衡资金问题产生的原因归根到底还是供需双方电量和电价的不匹配。市场机制可以概括为“供需决定价格，价格引导供需”，电价形成机制是电力市场建设的关键，事关国计民生，影响社会各方的切身利益，也会直接影响电力工业本身的发展，必须极其慎重地对待，不能由于不平衡资金的分摊而影响合理的电价水平。由于电价问题的复杂性、电力工业在国民经济中的基础性地位以及电力产品的公共性，电价问题牵一发而动全身，并且与其他能源价格紧密相关，合理电价也难以通过单一途径来形成。在确定电价形成机制时，不仅需要考虑其是否能引导短期电能供需平衡，实现电力系统运行优化;而且还应考虑其是否能引导长期电能供需平衡，实现资源的长期优化配置。当前的电价结构和电价水平(尤其是财务费用)是我国长期以来各种电价政策历史沉淀的产物(作者称之为“电价的历史性”)，存在不合理的成分，但大部分还是合理的，并承担了许多社会功能，并不适合一夜之间彻底颠覆。因此，在电价形成机制设计中，应清晰分辨哪些成分适合由市场竞争形成，哪些成分需暂时保持原样。只有在对各种电能成本(又分为会计学成本和经济学成本)深入分析的基础上，深刻认识电能价值的一般规律和我国的特殊规律，兼顾效率与公平，让市场这只“看不见的手”和政府这只“看得见的手”协同配合、形成合力(因此，我国电力市场将长期采用“计划+市场”双轨制)，精心构建适合我国国情的电价形成机制(包括交易规则、结算规则和补偿原则)，电力市场改革才能顺利推进。此外，改革决策者应该认识到，电力定价权是国家一种非常严肃、非常关键的公共权力，在放开之前要经过详细周密的考虑和测算分析，盲目放开不但无法达到改革目标，还可能导致国有资产流失并产生大量寻租机会。

　　电力市场交易机制设计应适应国情，收支要闭环

　　到底何为“真正的电力市场”?一种理论认为其关键在于形成体现时间和位置特性的电价信号(即“现货市场”)。其实在《电力系统分析》中介绍过电力系统经济调度的经典的等耗量微增率(即每增加单位功率时燃料耗量的变化)准则，是根据高等数学中约束极值问题(即拉格朗日乘子法)推导而得。在不考虑网络损耗的情况下，按耗量微增率相等的原则来分配多台发电机组的功率时，可使系统总的燃料消耗最小。只要把各个时段的系统耗量微增率(或称系统λ)乘以单位耗量的燃料价格，以此作为结算价格，甚至都不需要市场机制，就能得到随负荷波动的时序电价。虽然国外电力现货市场考虑技术约束十分复杂，但却并未脱离这个基本原理，只不过把机组耗量曲线变成自由申报的报价曲线。如果要同时反映电价随时间和位置的不同，也只需采用考虑输电线路传输容量约束的经济调度(SCED)模型计算而得。但是，即便实现了“现货市场”的精致外壳，如果人为地把市场主体报价范围限制得很窄(或施加其他价格操控手段)，就不会出现真正的市场交易行为，只不过是市场外壳包着的计划管理模式(经济调度)，反而掩盖了电力体制改革的实质性矛盾。反而言之，哪怕是再简单粗糙的市场设计(例如不带电力曲线的月度和年度电量交易)，只要出现了自愿、平等、公平、诚实信用的市场交易行为，就具备了真正电力市场的基本特征。因此在市场改革初期，应做到任何一笔款项都有进有出，即收支要闭环而且为市场主体提供自发趋于市场均衡(供需平衡)的正确激励。即便是无法避免的(例如优发优购电量和电价不匹配所导致的)不平衡资金问题，也要找到公平、合理、权责对等的分配方案。但是，由于改革过程中市场化发用电量是逐渐放开的而且进度不同步，在复杂的“现货市场”设计特别是节点电价机制(存在天然的不平衡资金即阻塞盈余问题)下是难以做到这一点的，而在更简单的价格机制下(例如峰谷分时段竞价的电力市场)通过谨慎设计后则更容易实现。

　　此外，类似于东北区域电力市场发电侧单边竞价而锁定销售电价的价格机制应该只是改革过程中的暂时现象，应采取措施防范市场力和价格操控。

　　学习借鉴国外电力市场处理不平衡资金问题的经验教训

　　由不匹配的发用电量和电价导致的不平衡资金问题并非我国电力市场特有的问题，在国外电力市场中也存在，一些经验教训值得借鉴。英国电力市场的平衡机制(BalancingMechanism)和不平衡结算(ImbalanceSettlement)是一种比较具有代表性的设计。在英国电力市场(NETA、BETTA)中中长期物理合同交易占主体，市场成员根据所签订的合同电量自主决定发电出力水平或负荷水平，在向系统操作员通报其所希望的发电出力和负荷水平时，还同时通报在实际运行时是否愿意偏离这些申报的水平，以及针对偏离量所希望得到的补偿。英国电力市场建立了平衡机制单元(BalancingMechanismUnit,BMU)的概念，BMU可以由一组发电机或负荷组成，所有BMU必须在关闸(GateClosure)前向市场运营机构提交最终交易通报(FinalPhysicalNotification，FPN)。通过平衡机制解决电量不平衡及各种网络约束问题。BMU单元申报在FPN基础上的Bid/Offer。其中Offer表示发电机组增加出力或负荷单元降低负荷水平，Bid表示发电机组降低出力或负荷单元提高负荷水平。市场运营机构基于总调节成本最小的目标选择调用哪些Bid/Offer。除了Bid/Offer，市场运营机构还可以事先通过合同方式购买辅助服务以解决电力不平衡和网络约束问题。实际运行结束后，可能出现实际生产或使用电量与交易电量不相等的情况，因此需要进行不平衡结算。不平衡电量等于计量电量减去合同电量和平衡调整量。早期不平衡电量的结算价格采用“双结算”方式，分别基于系统买入价和系统卖出价。发电商超发电或售电商少用电时的不平衡电量按系统卖出价结算，它是被接受的平衡下调量价格的加权平均值;发电商少发电或售电商多用电时的不平衡电量按系统买入价结算，是被接受的平衡上调量价格的加权平均值。不平衡电量的结算费用由不平衡电量与不平衡电价相乘得到。由于英国能源监管机构(Ofgem)认为这种基于平均价格的定价方法扭曲了市场中缺稀资源的价格信号并且减少了灵活性服务提供者的收益，因此近年来对不平衡结算机制进行了改革，使用系统边际成本，即最贵的Bid/Offer报价作为不平衡电量电价。

　　此外，在北欧电力市场，挪威、芬兰和瑞典共同组建了不平衡结算公司eSett作为不平衡结算的负责方，代替三个国家的输电系统运营商(TSO)负责三国的不平衡结算。影响不平衡电价的因素有日前市场价格、调频市场价格和实时频率总的上下调方向。对于发电侧，使用“双结算”方式计算发电不平衡电费;对于用电侧，使用“单结算”方式计算用电不平衡电费。对于不平衡发电量，使用不同价格对多发与少发的电量进行结算。多发电量的结算价格总是等于或小于少发电量的结算价格，二者的结算价格与实时运行时段频率总的上下调方向有关。对于用电不平衡电量，使用相同的价格对多发电量和少发电量进行结算，不平衡用电量的结算价格均为该实时运行时段主调频方向的调频价格。

　　值得注意的是，国外电力市场基本上都是“电力”(power)交易，平衡机制和不平衡结算针对的是电力偏差，而我国中长期交易还是“电量”(energy)交易，平衡机制和不平衡结算针对的是电量偏差。虽然电力偏差和电量偏差有本质的区别，但不平衡结算的基本逻辑是可以借鉴的。《电力中长期交易基本规则》中的发电侧上下调预挂牌机制即在一定程度上借鉴了国外电力市场的经验，其他不平衡资金问题也应该在进一步学习先进经验的基础上结合国情分门别类、对症下药地予以解决。 中国电力企业管理