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“不平衡资金”正在逼停电改？

“不平衡资金”正在逼停电改？
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“保函不收了 ， 前期工作也停了 ， 现在距离长周期试结算推迟 ， 就差一纸‘官宣’ 。 ”在收到山东电力交易中心近日发布的《关于推迟售电公司缴纳履约保函截止日期的通知》后 ， 当地一位不愿具名的售电公司负责人告诉采访人员 ， “山东原计划于今年9月开展连续4个月的电力现货结算试运行 ， 这是今年全国连续结算试运行持续时间最长的现货试点 ， 但目前来看此事很可能已成空谈 。 ”
根据新一轮电改要求 ， 我国将逐步建立以中长期交易规避风险 ， 以现货市场发现价格 ， 交易品种齐全、功能完善的电力市场 。 2017年 ， 国家发改委、国家能源局联合发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》 ， 选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区作为第一批试点 。 去年6月底 ， 8个电力现货市场建设试点全部进入试运行阶段 ， 分别开展了为期3-7天的试结算 。 今年 ， 甘肃电力现货市场在全国率先完成整月结算试运行 。 在此背景下 ， 如果山东为期4个月的长周期结算试运行成功 ， 将标志着本轮电力体制改革取得重要阶段性成果 ， 为我国电力现货市场正式运行打牢地基 。
然而在今年5月第三次调电运行及试结算中 ， 山东现货试点在短短四天内即产生了近亿元“不平衡资金” ， 在“电改圈”内引发高度关注 。 据采访人员了解 ， 不平衡资金“搅局”电改此前已有先例 ， 在2002年启动的上一轮电力体制改革中 ， 东北区域电力市场由于出现32亿元不平衡资金 ， 收到国家有关部门“先暂停 ， 通过总结提高再启动”的指示 ， 东北电力市场相关试点工作此后再无实质性进展 。
多位受访者表示 ， 就当前全国电改形势来看 ， 此次山东不平衡资金问题能否得到妥善解决 ， 已成为左右山东现货市场改革乃至全国电力体制改革成败的关键 。 那么“不平衡资金”究竟是什么？它是如何产生的？它的二次出现暴露出了哪些深层次问题？前车之鉴 ， 后事之师 。 又一次行至“十字路口”的电改如何才能避免重蹈覆辙？
（文丨本报采访人员卢彬实习采访人员赵紫原）
【“不平衡资金”正在逼停电改？】“根本原因在于‘非市场化机组’与现货市场难以协调”
据采访人员了解 ， 不平衡资金是指电力现货市场结算过程中没有明确承担主体 ， 需要向全部市场主体或部分市场主体分摊或返还的款项 。 国外电力市场运行中也存在不平衡资金 ， 不过一年只有大概几百万元 。 那么山东“四天近亿元”的巨额账目从何而来？在中嘉能集团首席交易官张骥看来 ， “根本原因在于‘非市场化机组’与现货市场难以协调 。 ”
据了解 ， 参与山东现货市场的机组主要有两类：一是市场化机组 ， 包括本省统调火电和直调自备电厂（自发自用之外的电量） ， 电量、电价均由市场决定；二是非市场化机组 ， 包括外来电、核电和新能源发电 ， 这三类机组被列入此次电力体制改革确定的“优先发电计划” ， 优先发电价格通常按照“保量保价”和“保量限价”相结合的方式形成 ， 这意味着此类机组在电量、电价方面享有一定的政策保障 。
具体到山东现货市场 ， 张骥告诉采访人员 ， 假设山东电力现货市场试运行中累计用电300亿千瓦时 ， 市场化电价平均0.2元/千瓦时 ， 市场化用户需向电网企业缴纳电费60亿元 。 但当电网与发电企业结算电费时 ， 假设其中200亿千瓦时为市场化机组提供 ， 按市场价格0.2元/千瓦时结算为40亿元；剩余100亿千瓦时由外来电、新能源等非市场化机组提供 ， 按平均0.3元/千瓦时“保价”结算 ， 共计30亿元 。 两部分相加 ， 电网企业需向发电侧结算共计70亿元 ， 但用户缴纳实际电费60亿元 ， 差额10亿元 ， 这个差额就是山东电力现货市场中出现的“不平衡资金” 。
“在现货市场中 ， 电网企业仅负责按照交易结果调度电量 ， 不承担电力交易中的电费盈亏 ， 这10亿元不平衡资金的‘坑’由谁来填平呢？根据现有试点规则 ， 这一不平衡资金需要由新能源、外来电等非市场化机组分摊 。 分摊后 ， 这些机组按照‘保价’结算的30亿元收入也随之减少10亿元 ， 即最终实际收入仅为20亿元 ， 此数字与按照0.2元/千瓦时的市场化价格结算无异 。 换言之 ， 虽然名义上非市场化机组仍是‘保价’交易 ， 但从最终收入看 ， 却已经完全是市场化交易 。 这与现行新能源行业扶持政策中‘保价、保量’等保障性承诺明显冲突 ， 也将导致‘西电东送’国家战略、省级政府间电力合作框架中的‘保价’等承诺无法兑现 。 因此 ， 不平衡资金问题必须尽快予以解决 。 ”张骥说 。
“现在要解决的问题是如何让非市场电量参与市场”
加拿大安大略省独立电力系统运营公司高级经济师何爱民指出 ， 不平衡资金问题并不是现货市场造成的 ， 现货市场只是把那一部分资金暴露了出来而已 ， 其根源在于“优先发电”电源不参与现货市场 。 “现在要解决的问题是如何让非市场电量参与市场 ， 以及怎么合理分摊不平衡资金 。 ”
多位受访专家对此表示认同 ， 如果“优先发电”进入山东中长期市场和电力现货市场 ， 不平衡资金的问题就能迎刃而解 ， 特别是“占大头”的外来电 。
山东电力交易中心今年2月公布的《山东2019年度电力市场交易信息报告》显示 ， 截至2019年底 ， “优先发电”中的新能源发电量为388.4亿千瓦时、外来电为936.03亿千瓦时 ， 分别占用电量的9%、25% 。 值得一提的是 ， 外来电中80%为煤电 。
作为外来电大省 ， 广东省同样面临类似难题 。 “广东省希望协议框架外的外来电不再列为‘优先发电’ ， 按照电力现货市场价格结算 。 因为广东省低谷价格均价保持在0.1元/千瓦时左右 ， 而云南水电外送至广东仅网络输送费用就高达近0.2元/千瓦时 。 所以 ， 广东为何放着便宜的低谷现货价格不要 ， 而去买高价云南水电呢？”
西南电力设计院原副总工程师吴安平告诉采访人员 ， “外来电通过已经规划建设好的输变电设施送入省电网 ， 或者说进入电力市场 ， 技术上是没有障碍的 ， 但在追求全网潮流最优时可能会受到一定程度的限制 。 外来电如果是煤电 ， 却仍包含在‘优先发电’之列毫无道理 。 ”
针对“优先发电”会否进入市场的问题 ， 采访人员发函向国家发改委和国家能源局了解情况 ， 但截至采访人员发稿未收到任何回复 。
“这个事件并非改革的‘杀手’ ， 而应当是改革的‘导火索’”
据何爱民介绍 ， 目前我国电力现货试点中 ， 除浙江外 ， 其余均为“优先发用电制度”与电力现货市场并行 ， 即“半计划、半市场”的“双轨制”结构 。
一位长期研究电力市场交易的专家告诉采访人员 ， 在以中长期交易为主的市场环境中 ， “双轨制”是没有问题的 ， 因为中长期交易的主要目的是规避风险和锁定收益 。 “矛盾主要出现在现货市场实际执行过程中 ， 由于部分用户和电源‘不参与’市场 ， 造成了供需关系的割裂 ， 特别是在不参加市场的用户电量电力和电源生产的电量电力不匹配的情况下 ， 供需被扭曲的程度放大 ， 现货市场发现价格的能力无从谈起 。 这好比一个锅里吃饭 ， 规则却不一样 ， 难免出现优先发用电主体和市场主体之间互相侵害利益的现象 。 ”
针对上述电力市场建设中暴露的问题 ， 中国社会科学院财经战略研究院副研究员冯永晟坦言并不意外 。 “解决甚至避免这些问题的思路和方法很早就有讨论 ， 难道非得借由双轨制运行绕个弯放到眼前才算问题？双轨制如果持续存在 ， 无论对省内现货试点建设 ， 还是省间电力市场建设 ， 乃至区域和全国统一市场电力建设都是不利的 。 ”
在此背景下 ， 多位接受采访人员采访的业内人士呼吁“千万不能将现货市场设计成双轨制” 。 “一方面 ， 双轨制类似于同一条道路上同时实施可以靠左行驶和靠右行驶的双重规则 ， 这必然会导致撞车和混乱 。 另一方面 ， 双轨价格的并存必然会助长两轨之间的倒买倒卖和权力寻租现象 。 ”
吴安平认为 ， 山东电力市场出现巨额不平衡资金问题 ， 深刻说明了深化电力体制改革的必要性和紧迫性 。 “这个事件并非改革的‘杀手’ ， 而应当是改革的‘导火索’ 。 ”
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出品|中国能源报（ID：cnenergy）
责编|李慧颖


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