解决“不平衡资金”应回归价格形成机制这一核心

 

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。