杨世兴:地方政府应怎样构建电力现货市场

电力18讯：

重庆市能源局电力处处长  杨世兴

 

2018年11月16日，有幸参加了在广州召开的2018年全国电力现货市场建设现场会。广东、浙江等8个试点省份多个电力行业管理部门和电网企业分别介绍了各自电力现货市场建设情况。本文尝试从地方电力主管部门工作者的角度，谈一些感受和认识，供同行参考。

 

 

建设电力现货市场的逻辑

 

现阶段，包括试点省份在内的全国各省市，都还不能确定是否找到了适合中国国情的一种或多种电力现货市场建设的路径和方案，就更不要说方法论。也正是因为这种过程中的探索状态，相对于具体谈现货市场规则如何起草和技术系统如何搭建，讨论按照什么逻辑和步骤探索建设电力现货市场，更有益于让我们不仅“知其然”，而且“知其所以然”。

 

实际上，现有的计划方式，也是调节电力行业各主体之间利益分配的一种方式。电力现货市场的逻辑则是通过市场交易的方式实现市场主体间的利益分配问题。市场交易是途径、是形式，发现价格和实现出清是其必然的要求和结果，其本质是市场主体通过自主决策的交易行为来实现利益分配，而不是被管理者的“计划”决策。之所以用市场交易方式替代过去的计划分配方式，是因为我们的市场越来越复杂，需要更有效率，更公开、公平和公正，更容易被市场主体接受。这也就包括大家经常听到的，诸如解决新能源消纳，解决诸如调峰补偿机制、电源和电网的投资机制和效率等等，归纳为一句话就是实现市场配置资源。市场配置资源更有利于实现提高电力系统运行效率，降低电力成本，包括解决政府部门过多和不合理行政干预等。

 

 

建设电力现货市场的步骤

 

把电力现货市场建设的逻辑问题理解了，就轮到探索如何建设电力现货市场的步骤。这个步骤首先要回答，我们选择什么样的交易方式实现市场配置资源。其次要回答，如何实现从现有的计划过渡到这样的市场交易方式，是渐进式还是一步到位，等等。这之后才是电力现货市场的交易规则设计、技术系统建设问题。

 

首先，应该摸清电力市场结构等基础情况，也就是这个市场的家底或先天条件。是一个送端市场还是一个受端市场，是水电为主还是火电为主或非水可再生能源为主，发电企业市场集中度，电网阻塞情况，跨区送电计划的方式和规模，系统的调峰矛盾是否突出，电力供应趋势是宽松还是紧张，诸如此类。尤其重要的是，在此基础上要明确这个市场当前和长远存在的主要矛盾和次要矛盾是什么。

 

然后，要明确电力现货市场的预期目标，也就是通过市场交易方式解决哪些矛盾，先解决哪些后解决哪些。是促进水电外送，是促进非水可再生能源消纳，是解决系统调峰的矛盾及其利用机制，是解决受端市场多个发电主体的利益分配，还是促进电力系统运行效率降低电力成本，等等。当然，这个预期目标一定会有多个，每一类市场主体在市场中都会有各自不同的诉求，甚至同一类主体中不同个体也还会有差异。行业主管部门作为市场公共利益的维护者，此时就应该做好统筹平衡工作，形成有利于市场发展的“最大公约数”。同时需要注意的是，一些计划方式存在的问题，换到市场方式就可能不成为问题。比如计划方式下的调峰补偿问题，在成熟市场模式下就成为现货市场的部分交易内容，不成为问题。

 

接着，就轮到讨论如何把这个公约数通过市场交易方式实现的阶段了。这就需要选择电力现货市场的交易模式，也就是买卖双方如何交易。虽然电力生产具有实时平衡的特点，决定了它与普通的现货市场交易不同，但在理解交易模式时我们可以暂且忽视这个差异。现货市场（批发市场）有两种交易模式。一种交易模式类似“超市购物模式”，消费者只能接受价格，虽然这个价格也是生产者在进入超市环节竞争确定的。另一种交易模式类似“农贸市场模式”，买卖双方自行议价并成交。电力现货市场的这两种交易模式的共同点是发电侧都要竞争报价，区别在用电侧是否报价。用电侧不报价，被动接受发电侧竞争的市场出清价格，称为强制电力库模式。用电侧报价，参与决定市场价格，称为双边交易模式。市场交易模式不同，交易关系和交易方式也就不同。与超市和农贸市场并存不同，一个省的电力市场只能有一个，要么选择超市购物模式，要么选择农贸市场模式。

 

确定了市场交易模式后，电力现货市场上有什么交易品种，订什么具体交易规则，交易中心做什么，和调度什么关系，就是自然而然的事情了。到了这里，才轮到搭建技术系统，最终实现电力现货市场的具体交易。因此，我们可以把电力现货市场的建设分为两个大阶段，一是现货市场的模式选择论证阶段，主要明确通过市场交易解决什么近期和远期问题，选择什么样的交易模式，尤其重要的是如何实现市场过渡。二是现货市场的技术建设阶段，在明确的市场建设思想指导下，针对明确的交易方式和交易品种制订交易规则，设计技术系统。

 

建立电力现货市场的政府角色

 

讨论了逻辑和步骤的话题，我们就会有一个感受，我们可能直接跨越了这两个阶段，或者说我们这两个阶段还没有统一认识，就直接进入了电力现货市场的系统搭建，并试图从实践中找到解决方案。如果我们仅仅把实现电力现货市场发现价格和出清结果，作为了现货市场建设的目标和切入点，这是典型的基于电力系统运行经验的工程思维导向的结果。当前电力现货市场的另一个特点是拼图式的设计和建设，我们并不确定我们会拼出一个什么图案来。电力是一个非常复杂的系统，技术、资金和人才都十分密集。同时，电力也是一个非常封闭的系统，几乎所有的人才和研究机构都集中在电力系统内。电力系统还具有很强的自然垄断属性，加上信息不对称和监管俘获，政府管理部门一直处于劣势地位。在如此错综复杂的局面下，电力行业管理部门在推动电力体制改革和电力现货市场建设过程中面临的困难和挑战可想而知。

 

构建电力现货市场是一种经济关系的重构，一种制度的变革。电力系统安全性、复杂性等特点，不允许我们以摸着石头过河方式建设电力现货市场。试错的工作方式做对的可能性大，但失败的可能性也不小。我们应该遵循已有电力市场的客观现实和理论规律，按照一套行之有效的方法论，有理有据地做好这项工作。

 

因此，当前我们国家的电力现货市场建设，要清晰政府部门的角色定位，充分认识和理解电力现货市场建设的逻辑，充分把握好电力现货市场建设的步骤。行业管理部门工作的重点，不是一开始就和市场主体，尤其是电网和发电企业一起讨论如何设计具体的市场交易规则，而是首先抓住主要矛盾和次要矛盾，明确市场建设的目标，解决什么近期问题，如何实现远期目标，在选择明确市场模式的前提下，再具体设计交易规则和建设交易系统。

 

在这个过程中，应高度重视电力市场经济学的指导作用，发挥国内外电力市场经济学家的重要作用，尤其是在市场最初设计阶段必须要有电力市场经济学家的深度参与。真正懂得电力市场经济学的经济学家可以帮助政府部门把复杂的电力现货市场工程师技术语言转换成简练的经济学语言，深入浅出地把本质说清楚。政府把利益关系调整的原则定了，交易关系就可以明确了，后面就是技术活了。

 

 

当前亟待厘清的几个问题

 

01

中长期交易和现货市场过渡

 

放开发用电计划和扩大直接交易规模，发电计划电量和市场交易电量的关系是一个很难处理的问题，表面上看这是计划优先还是市场优先的问题。如果选择计划优先，而计划也是一个变量，市场电量的兑现有不确定性。如果选择市场优先，计划电量也会出现被挤占的情形。尤其是随着直接交易规模的扩大，矛盾日益突出。

 

当前解决这个矛盾的思路是，推动直接交易从纯电量交易向带曲线的电力电量交易转变。这种思路演变下去实际上就会是“农贸市场”的双边交易模式，而多个试点省份的方案提出的却是用电侧不报价的模式，这是相互矛盾的。换个角度说，如果我们当前选择的是“超市购物”的强制电力库模式，当前让直接交易双方签订报价报量的合同并拿给交易中心和调度去校核是没有意义的。这个现象其实也说明了，我们的实践过程并没有如前述的逻辑和步骤。

 

02

交易模式和电网的关系

 

不同的交易模式下，电网的调度功能和交易中心的定位是有差别的。在“超市购物”的强制电力库模式下，交易中心组织发电侧竞争报价，因为电力生产的实时平衡特点，必须和调度密切配合，才能实现各个时点的交易出清，并发现价格，这个时候交易中心和电网调度是不能分开的，或者极端地说，只要规则清晰这种模式下调度就可以把交易的活干了。在这种情形下，电网企业如果要集交易、调度、结算和清算支付一体，前提是不能再开展竞争性的售电业务。如果电网企业要开展竞争性售电业务，那么交易和调度必须独立出来，电网成为一个纯粹电网营运和售电公司。

在“农贸市场”的双边交易模式下，交易中心把双边交易的合同汇总提交给电网调度校核，如果交易中心不参与实时平衡工作而是由调度组织，那么交易中心可以单独设置，如果交易中心要参与则交易也需要和调度在一起。不论哪种形式，如果选择交易中心独立，结算和清算支付的功能应放在交易中心而不是电网企业，否则交易中心独立没有实质意义，股份制与否也是没有实质意义的。

 

03

市场机制和发电企业的关系

 

有火电企业提出，希望发用电双方签订的中长期合同是物理执行的，理由是火电企业背后有电煤合同。不论火电企业与用电侧签订何种类型的合同，都不应把企业自身的经营因素作为市场交易规则的前提条件。更何况，发用电双方签订金融性质的场外价差合同，同样可以锁定价格规避风险，其关键在于价差合同执行的契约保障问题。在发购双方签订物理执行的合同时，同样也有契约执行的风险，这是市场环境建设问题。是否签订物理合同，关键还是取决于市场模式的选择。

此外，有水电企业希望现有的跨区送电计划也进入市场交易，按照现货市场交易价格结算。从纯粹的电力市场经济学理论上讲，这是完全合理的。只是任何一个市场设计都面临各式各样的矛盾和既有利益格局，也正是因为这样，现实世界里也就没有可以复制和照搬的电力市场。现阶段，跨区送电计划可以采取计划内的规模按价差合同执行，超出计划的量按市场方式执行，当然，这涉及到送受电两地政府、电网和发电企业利益复杂的送电曲线分解问题。

 

04

市场机制和用户的关系

 

中发9号文件启动这一轮电力体制改革，一个重要的特点就是把选择权还给了用户。但是我们在电力现货市场设计的过程中，很难听到用户的声音，很少看到从用户角度发表的意见，市场规则设计是否考虑了用户的利益，目前也很难判断。售电公司从一定程度上可以代表用户的意见，但也不能完全代表。市场机制和用户的关系如何协调，是个需要引起重视的问题。

 

05

电力现货市场的长期优化意义

 

建立现货市场发现价格的意义，不只是实现短期最优结果，更重要的是现货发现价格对长期决策的贡献，实现电源容量和电网容量的长期最优，也就是实现电源投资和电网投资最优。通过现货市场发现电网投资的效率，哪些电网资产是高效利用的，哪些是低效甚至是无效的，这比发电价格的形成更有意义。面对竞争属性的发售电环节和依然具有自然垄断属性的输配环节，相比发现发电现货价格，我们应更关注电网效率的发现，以及其长期优化的意义。

 

建议

 

这次电力体制改革的一个特点，就是国家层面明确原则，充分放手让地方省市试点探索。这种方式的优点颇多，诸如调动地方积极性，可以因地制宜探索适合地方的解决方案等等，但难点也不容回避，比如遇到阻力较大，一些问题不是地方政府能够解决的。电力现货市场试点推进到今天，有一些工作需要国家层面明确了。比如多位专家建议的标准电力市场规范概念定义，比如跨省交易难以向市场主体放开等等。

 

建议国家层面设立一个专家委员会，把一些争议问题和关键问题，在政府政策层面还不明确具备条件的阶段，用专家意见的形式书面写下来，供各省市在实践中参考，包括哪些环节或工作是必须有的，哪些做法是绝对不允许的等等。在这方面，可以充分发挥中国能源研究会设立的中国电改30人论坛的非官方作用。

 

 

原文首发于《电力决策与舆情参考》2018年11月30日第45期