“以用定发”并非化解不平衡资金的正确途径

11月，随着山东电力现货市场结算试运行结束，8个现货试点地区都完成了自启动以来首次全月结算试运行工作，为本轮现货市场建设划上一个阶段性的句号。而山东省5月结算试运行4天产生的近亿元不平衡资金问题（除容量补偿费用外实际只有3000多万元）成为本年度业内“最热”话题，让更多的人对电量和电力的区别有了初步的认识，也让业界对计划和市场“双轨制”难以“和平共处”有了更加深刻的理解，在发现问题的角度为电力现货市场建设的可持续推进作出了重大贡献。

考虑到当前我国电力行业正处在计划机制向市场机制的过渡阶段，以市场为主导、双轨并行的情况在一定程度上和一定时期内必将继续存在。如何解决“双轨制”并行条件下带来的因现货价格与计划电价偏差产生的不平衡资金成为8个现货试点地区面临的共性难题。随着市场建设持续深入，市场放开程度进一步扩大，不平衡资金矛盾将更加突出。为了“解决”不平衡资金问题，各试点采取了近似一致的“以用定发”做法，即用优先购电曲线强行匹配优先发电曲线。该做法看似通过结算“抹平”了不平衡资金问题，但是治标不治本，“副作用”明显。

三种情境下的不平衡资金原因解析

我们可以通过一个示例来解释“双轨制”产生不平衡资金是如何产生的。

假设某时段预计优先发电电量100兆瓦时，优先用电电量100兆瓦时，电价均为400元/兆瓦时；市场化发用电合同300兆瓦时，合同电价350元/兆瓦时。在保障电力充足的前提下，由于优先发电因国家计划、清洁能源消纳等优先安排，市场化机组被迫在此基础上随之进行调整以保障电力实时平衡，保障系统安全稳定。在优先购电、优先发电、市场化购电、市场化发电四个变量中，优先发电、优先购电、市场化购电是不确定因素，市场化发电多少是政策约束下的被动结果。情景设置采用固定两个、改变一个不确定因素的模型。

情景一（如表1所示）：在优发优购不变化，市场化购电增加或减少的条件下，为保障电力实时平衡，市场化发电增发或减发，变化部分均在现货市场中以现货价格结算，由于市场化发电和市场化购电形成了经济上的对应关系，所以收支平衡，不产生不平衡资金。当优先发用电量匹配，市场部分怎么变化都不会产生不平衡资金。

情景二（如表2所示）：在优先购电增加20兆瓦时（优先购电未进入市场，增用电量不以现货较低价格结算，仍以优先购电价格结算），优先发电保持不变的条件下，为保障电力实时平衡，市场化机组随优先购电增加而增发电量20兆瓦时，以现货价格结算，产生正盈余4000元。

在优先购电减少20兆瓦时（其未进市场不承担少用责任），优先发电正常出力的条件下，市场化机组因此少发20兆瓦时，该部分电量需要市场化机组从现货市场购买给市场化购电（由于优发此时功率超过优购，买的是优发电量，本质上优发以现货价格替代市场化机组发电），产生负盈余4000元。

情景三（如表3所示）：在用电侧未发生变化，优先发电增发20兆瓦时（其未进市场仍以优先发电价格结算）的条件下，市场化机组随之少发20兆瓦时，同样由于优发此时功率超过优购，优发以现货价格替代市场化机组发电，该部分电量执行差价合约在市场中偏差结算，产生负盈余4000元。优先发电少发20兆瓦时的条件下，市场化机组随之多发20兆瓦时，增发部分以现货价格结算，产生正盈余4000元。

总而言之，只要优发和优购时段性电量不匹配，都将产生不平衡资金，在量固定的前提下，不平衡资金会跟随优先发电电价、优先购电电价和现货电价的价差变化，可正可负。

 

“以用定发”定的是什么？

目前我国现货市场存在计划和市场并行的“双轨制”，其中市场化发用电量由双方签订双边合同确定，而优先发电电量和基数电量（二者同属计划电量）视为厂网间双边合同。在现货市场中，两者合同电量均转换为量-价分时曲线参与现货市场结算出清。由于优先发电需优先消纳，而优先购电具有不确定性，因此不可避免的产生分时曲线不匹配问题，进而产生不平衡资金。而“以用定发”就是根据优购用户的用电曲线来匹配优先发电出力曲线，由于优先发电中的跨省区送电和新能源属于指令性计划，与清洁能源消纳等现行政策暂时不能调整，因此只能通过调整省内火电的基数电量来弥补优购用户用电曲线和优先发电曲线不匹配的部分，以满足电力平衡的需要。通过“以用定发”的方式在结算上减少分时段不平衡，以达到减少名义“不平衡资金”的目的。

在具体操作过程中，“以用定发”可以通过事前和事后进行调整：

事前调整是在D-1日根据D日的系统负荷预测以及D-5日的市场化用电实际负荷计算得出D日的优先购电负荷曲线，然后按照新能源短期功率预测优先分配发电曲线，剩余部分向火电分配。该做法旨在现货市场开市前尽可能让优发优购进行匹配，缩小不平衡资金规模。但仍会出现因优发优购的预测偏差而产生的不平衡资金。在优购放开比例逐渐扩大至省内火电基数电量为0的情况下，匹配调整将无法再进行，不平衡资金也将逐渐扩大。若要维持不平衡资金规模，必然将要限制用户侧的进一步放开。

事后调整则是根据D日的实际情况，用优先购电的实际用电负荷减去外来电、省内新能源、核电的实际发电负荷，剩余需求向省内火电机组分配，使优先发用电时段上匹配。这一做法与事前“以用定发”有一定相似性，但更进一步减少了外来电、省内新能源、核电或优先用电等临时偏差产生的不平衡责任。某试点在2019年结算试运行时即采用事后“以用定发”，但因市场规模可控，省内火电基数能够覆盖调整范围，未引起市场主体的注意。但在2020年8月的结算试运行中，由于市场进一步放开，部分时段优先发电远超过优先购电，而使省内火电出现了时段性“负基数”的情况，本质上是市场化机组以高价购买了优先发电电量，再在现货市场中以较低的现货价格卖给市场化用户。

两种做法表面上保障了市场化发电电量严格对应市场化用户电量、优先发电电量严格对应优先购电电量，并以此减少了不平衡资金。但本质上让市场化的发电机组承担了负荷预测不准、优先发电偏差波动带来的额外成本，多结或少结基数电量，使更多的电量暴露于现货市场中，从而承担了不平衡的经济责任，使市场化发电主体的利益受到损害。同时为保证调节手段（市场化机组的基数电量），需要限制经营性用户放开比例，或者说通过结算减少双轨制不平衡资金将阻碍发用电计划的进一步放开。

“以用定发”能否持续和推广？

通过上述对不平衡资金产生的原因和“以用定发”本质的分析，我们可以得出结论，即“以用定发”并不是解决计划和市场“双轨制”问题的钥匙。

随着市场主体对计划和市场、中长期与现货认识的持续深入，2021年市场化中长期交易均需带曲线签订双边合同，而优先发电和基数电量（二者为计划电量）视为厂网间双边合同，也应明确责任关系。不论事前还是事后的调整，都违背了最初的合同。根据《合同法》中“公平、自由、平等”的原则，调整省内基数既是对优先发电（外来电、新能源等）和省内火电基数的不平等对待，也是对合同主体自由签订合同的强制干预。

市场化机组若同时持有市场双边合同和厂网双边合同，一方临时调整容易出现超发电能力情况。市场双边合同是发电与市场用户签订带有曲线的年度合同，厂网双边合同是电网代理优购用户与发电签订的带有曲线的年度合同，但在D-1日或D日后才能确定最终曲线，当曲线形状极其不合理时，与市场曲线相加会出现部分时段超出市场机组发电能力的结果，使市场机组必须购买市场电量来完成合约曲线。该结果已经在某试点8月结算试运行中出现。

因此，随着市场规模的不断扩大，分时不平衡的特性也将不断扩大。无论是事前还是事后调整，都会给市场主体造成巨大的经济损失，所以“以用定发”不应是解决问题的正确方式，更不应该被推而广之。

正确看待和处理 “双轨制”下的不平衡资金

在市场改革的初期，实行优先购电制度是为保障居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电，优先发电制度则在确保电力安全的条件下，优先保障清洁能源上网，促进清洁能源消纳，为此我国将长期保持计划与市场并存的格局。在有序推动发用电计划放开的同时，需要找出适应“双轨制”下的电力市场机制。

首先，现货市场建设成功与否不应以不平衡资金的多少为衡量标准，应正确看待计划和市场双轨并存的客观事实，理顺当前尚不清晰的结算关系。计划与市场双轨下各自的结算流程应转变为基于市场统一的结算流程，所有发电和用户的全电量在现货市场中进行结算，不参与市场的优发优购电量结算价格分为现货市场价格和补贴两部分，补贴分摊部分按照不同类型主体分别计算，从而彻底取消双轨制不平衡资金。

其次，暂未放开的优先发用电计划应转化为政府授权合约，以市场化手段体现政府对优先发用电的保障作用。以浙江电力市场设计为例，政府授权合约是由政府授权的代理非市场用户购电的售电公司（或电网公司）与发电企业签订的一种合约。合约的类型通常是“差价合约（CfD）”或“掉期合约”，针对不同类型的优先发电企业分别设计，提供确定的价格和电量。同一类型发电企业应以同一原则将合约分解至月、日及不同时段，其分解到任意时段的总电量都应该与相应时段非市场用户的预测负荷需求尽可能匹配，从而规避现货市场价格波动的风险。政府授权合约作为一种过渡机制，帮助市场主体实现由计划向市场的转变，提供一定的风险管理手段，逐步让市场主体接受以市场竞争为基础的、反映成本的、实时变化的现货市场价格。随着市场的发展，不断放开用户参与市场，零售竞争水平不断提高，非市场用户负荷需求不断减少，政府授权合约的覆盖比例应该逐渐减少至0。

最后，以独立账户或政策性售电公司兜底模式，建立“双轨制”不平衡资金的疏导机制。市场起步初期，在电网企业内部设置独立账户，按照“独立审计、独立监管、财务透明”原则，将电网企业代理优先发用电计划产生的盈亏单独列支。也可由电网企业成立专门的子公司作为政策性售电公司，与各类优先发电和优先购电签订政府授权合约，承接计划向市场的过渡。同时，建立独立账户或政策性售电公司产生盈亏的疏导机制，明确不同费用的承担主体，独立透明地实现清洁能源补贴、非市场用户保障等政策目标。

总而言之，电力市场改革走到今天，早已不是技术手段能否稳妥解决电力系统安全的问题，而是市场主体发现经济价值后如何平衡经济责任的问题。十字路口，是双轨制适应市场发展需要，还是市场设计以双轨制为前提条件，已经是是否要继续深化改革的方向性问题，绝不可等闲视之，只有建立更加公平、公开、透明的市场机制才能推动市场建设不断前行。