电力现货交易基本概念的引入与改革开放同龄，安全约束下的经济调度概念（电力实时市场的基础）见诸国内文献，几乎与十一届三中全会召开时间同步。然而从概念到实操是艰难的，自本世纪初浙江省在全国率先试点强制电力库，至国家电监会试点华东区域电力（现货）市场；自9号文提出“即时交易”内容，至配套文件二细化提出电力现货市场建设为现代电力市场“标配”，再至本轮浙江省首先提出以电力现货市场为核心推动电力体制综合改革，电力现货市场实践曲曲折折在我国走过了将近20年时间。直到2017年8月，国家发展改革委和国家能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，才拉开了大范围建设电力现货市场的帷幕，电力现货市场终于成为了行业运营机制的主流声音。至此，引入电力市场概念的专家已经到了耄耋之年，不得不慨叹正确概念普及之艰难。大幕拉开的电力现货市场并未势如破竹，烈火烹油、繁花卓锦的局势之下，隐忧已现，客观存在的问题，需要各方以般若大力量达成共识，市场建设者须牢记使命，不忘初心，共同推动。
（来源：能源研究俱乐部 ID:nyqbyj 作者：谷峰）
01 实际困难引发的十字路口
2018年可以称之为本轮电改的“现货元年”，浙江市场设计主要问题讨论、广东规则体系征求意见稿出台，山西、甘肃、福建方案通过不同渠道见诸于世。变化还不止如此，现货概念激发的储能参与电力系统热、中国本土仿真系统开发伊始，更有国外从事电力金融衍生品经营业务的公司开设中国办事处的消息，现货市场虽未落地（无一地达到真实结算），以现货为背景和基础的新业态、新技术和新就业岗位已经出现。还来不及为电力现货的前期进展欢呼，实操伊始遇到的问题就已经催生了电力现货市场的十字路口，往左还是往右，抑或秉道直行？如何处理，可能会事关电力现货市场建设要走多久弯路，交多少学费。由于任何地区都没办法一步从计划体制跨越到市场机制，客观存在的现实问题可能会逼迫部分试点地区的方案初设做了（向计划）不少妥协。从已知的讯息来看，这些问题具有一定的共性：
一是煤电以外机组历史上形成的产业政策如何落实。煤电虽然眼前是境遇不佳，但是煤电既没有可再生能源的全额上网要求，也没有可再生能源和燃气机组的补贴要求，更涉及不到核电机组的反应堆核安全问题。通俗点讲煤电是个“会哭但是哭不出来的孩子”，自然好安排——直接进市场。其他机组却多多少少享有一定的产业政策优惠：可再生能源有全额上网的政策要求，然而可再生能源出力的稳定程度让其在中长期合同中难于与用户约定（交割）曲线，进入市场收益将面临不确定性；燃机（所谓“高成本机组”的代表）由于燃料原因成本很高，多以政府补贴方式运行（往往补贴就是其利润），如果与煤电同台竞价“可能”收益会降低，同时，带着供热的燃机为了保证供热，很可能在亏本的价格下被迫发电，自然意见很大。
二是不具备用电功率曲线管理能力的海量用户如何马上就在中长期合同中签订用电曲线（发用一致）。随着发用电计划放开工作的持续推进，越来越多的电力用户进入市场，但是大部分用户没有负荷管理能力。即使对负荷预测最为熟悉的供电公司，历史上也只是将用户看成一个整体，主要关心最大负荷阶段的同时率，没有关注过每个用户的用电曲线。然而，随着现货建设的推进，无论实物合同约定的实物交割发用电功率曲线，还是差价合同签订的财务交割发用电功率曲线，对于用户来说都是一个考验——不能准确管理用电曲线，经济利益可能受损。部分设计者认为这在短时间内对用户产生了很大风险，可能“会让用户反对电力现货试点”。
三是市场内与市场间交易到底谁做谁的边界条件。我国目前各省电网均与其他省电网有着一定的电气联系，相应的也会有一定的能量交换，以省为市场范围建设现货市场，就涉及到了省间如果开现货，与市场内交易的顺序问题。目前，市场间交易的组织者和市场内交易的组织者，具有一定的上下级关系，市场间交易和市场内交易如何处理成了一个很难回答的问题。到底省内的出清结果是市场间交易的边界，还是市场间交易结果是市场内交易的边界，用户也会很迷惘，到底参加哪一个市场好，哪个市场价格会更低？
四是政府宏观调控的要求如何体现。电价和电量计划长期是我国地方政府调控经济、培育优势产业的工具，现货市场如何设计能够培育优势产业，实现政府调控经济的作用？特别是目前降实体经济成本的声音很强，现货市场价格波动剧烈，高峰价格远远高于核定电价，低谷价格远远低于核定电价，遑论近年燃料价格大幅上涨、持续高位，部分地方政府判断，眼下已经是依靠计划机制压制疏导成本，现货开市后对于仅在高峰时段和地处负荷中心（用电习惯和用电地点对系统不友好）用电的用户，很可能电价大幅上涨。特别是如果这个用户对地方政府的税收和就业具有很大作用，这个风险怎么规避？
除了电能量市场的妥协外，部分设计者担心价格无法引导系统低谷功率降低（市场成员不理性强行亏本发电），低谷时段发电功率可能无法降低到位，难于保证系统运行安全。
这些困难虽然都可以通过市场化手段解决，但是眼前各方意见难于统一于市场化手段，往往统一于妥协方案。原因是进取方认为好歹动了部分计划，比过去（纯计划机制）市场意思多，保守方认为大体利益没动还可以接受。这些设计上的困难实际上让现货市场建设走到了十字路口，部分试点选择等待，坚决不“带伤上岗”；部分试点尚无清晰认识，妥协观点占了上风，也出了一些“经典”的妥协方案。
02 十字路口的“经典”妥协方案
从了解的情况看，市场设计者都做过很大努力说服意见者，但是在部分试点地区，只能慨叹一声地方特色，用一句“走半步比不走强”安慰自己，接受设计妥协方案。所谓“经典”妥协方案，本质上就是增加方案中的计划调度因素，针对上述四个较为普遍的争议，通常的妥协相应如下：
一是设计双轨制。将常规机组（主要是煤电机组）设为一类，没有特殊政策、没有照顾、承担自己和别人承担不了的义务，现货市场中该参加日前参加日前市场，该参加实时就参加实时市场，该分解合同分解合同，该竞价竞价；对于其他机组，历史上享受什么政策还继续享受，采用计划调度方式不变，作为竞价机组（主要为煤电机组）的边界条件。当然这两类的划分还有按照地调和中调划分，甚至在市场机组中还有同一机组，优先发电合同按照计划调度执行，市场合同按照现货市场规则执行的双轨制。双轨制计划色彩更重的还会有市场分级、地理分区、机组分类的“多分”做法。
二是维持现有直接交易方式基本不变。维系现行直接交易为主的中长期交易机制，合同签订双方不必在合同中约定合同交割的实物责任曲线或财务责任曲线，个别地区采用了由调度下发参考结算曲线的方式，中长期交易标的指标特征明显。为什么说不约定发用一致的责任曲线，直接交易标的电力指标特征还是很明显呢？计划体制下，政府给予发电企业分配的计划被称为发电指标，之所以是指标而不是商品，因为指标具有三个“不知”的特点，第一是不知道电能最后给了哪个用户，第二是不知道什么时间交给用户（计划调度统一安排生产），第三是不知道以什么功率进行交货（调度指定功率）。现行的直接交易，仅能解决第一个不知道（财务上知道了），并不能回答剩下两个“不知道”。然而，商品交易中，交易双方一定是非常清晰约定跟谁交易、什么时间地点交货、交货数量多少的，这是一般商品交易的共同特征。
三是指定市场内交易和市场间交易其中之一优先。一般是受入省，市场间交易作为市场内交易的边界，送出省市场内交易作为市场间交易边界。遗憾的是这样的设计，没有解决强迫市场内用户（用户一定隶属于某一市场）面对两个市场，需要自行承担判断两个市场谁的成交价低的风险，用户难免会反对，所以市场间交易往往需要以受电地区电网企业作为买家，不允许电力用户直接参加（受电省和送电省用户）。这种做法并非没有瑕疵，按照优先发电和电力电量平衡计划制定的相关规定，对于受入省，省内的全部负荷需求扣除掉指令性来电、省内可再生等优先发电、省内交易电量，剩下均以基数电量方式分配至省内电源，省公司的外购电空间制度上并不存在。而另一端对于送出省，市场间交易购买的是省内交易电价之上的电量（低价已经保留省内），如何保证成交？如果不成交，是否还要进行反馈省内再次出清？这种“指定”产生的矛盾，让市场主体头疼不已。
四是采用现货市场分段、给与低价格帽等“复方药”综合施治实现“调控目的”。对于要培育的产业和扶持的用户，可以在现货市场结束后，单开双边交易市场，用于购买电源侧低电价电量，这部分电量可以为弃水、弃风、弃光电量。担心现货价格上涨疏导燃料价格上涨的办法，就是将价格帽设置在燃煤标杆价，可以保证用户最多就是用目录电价购买电能，确保市场电价绝不有任何时刻超过目录电价。同时，对发电企业报价，要求其在变动成本附近报价，对偏离变动成本的报价予以人工修正（修正到核定的成本）。对于审核发电企业报价，是借用了“成本型电力库”的概念，即发电企业必须用变动成本进行竞争，但是如果能准确核定变动成本，那么电价核定制度的缺点是否就不存在了呢？
另外，对于辅助服务则处理方式比较简单，除浙江省外，其他在初期均不同程度保留调峰市场（补偿机制），用以解决系统低谷调峰问题。
03 如何在十字路口选择相对正确的路
部分观察者认为个别“市场方案”市场元素比例低于计划元素（即“双轨制偏计划”）比例，大有“计划调度机制局部现货改良之感”。可以说“滚石上山”的电力现货市场建设终于走到成长之路的第一个“十字路口”。建设电力市场一定会推动利益格局重构，各方进行激烈博弈无法避免，专家反复讲电力市场建设从来都是“政治抉择”而非“技术抉择”就是这个道理。但是不论如何，我们不能忘记建设电力现货市场的初心是发现价格、促进系统平衡，特别是在这第一个十字路口要守住我们的理想和初心。
一是要围绕发现价格的目标设计现货市场。我们的价格管制放开，主要原因之一是核定的电价，难以准确及时地反映供需形势的变化，往往核定电价带有一定的价格扭曲。现在我们建设电力现货的核心目的是要发现价格，减少价格扭曲，通过价格引导电力资源优化配置。电力现货市场发现的价格最为直接和准确，如同公平、透明的高考制度，可以让高考成绩作为人才基本素质的通行评价标准一样，科学、透明的电力现货市场发现的价格，可以为主管部门决策提供科学合理的依据。部分媒体批评主管部门决策不合理，却不知道不合理的决策往往来自于不科学、不透明的基础数据输入。因此，保证发挥电力现货价格发现功能的正常发挥，是市场设计者必须坚持的基本原则。在电力现货市场的设计中，要努力减少行政手段的直接干预（全部同一调度关系的机组同一规则），让电力现货市场充分体现电力的特性，确保电力系统的稳定运行，进一步承接发电计划大规模放开，并且保证发现真实的价格，这个初心绝对不能改变。同样道理，市场分级（省内省外谁先谁后问题）也是双轨制的另一种表现方式，试点阶段可以采用逐步改良方式进行临时性处理（最佳还是一步设计交易耦合），暂时可以不提出制度性解决方案，给试点地区一些特殊政策，为未来通过价格耦合引导市场间交易留下足够空间。另外，要增强定力，允许电力现货价格在一定范围内波动，现货限价要合理，既允许负荷低谷时段用电价格大幅下降，也要允许负荷高峰时段的价格大幅上浮，不能简单的通过行政限价强制降低电力现货价格。现货任何时间、地点的价格都不准高于标杆电价的思维方式，还不如直接行政命令降价来得直接、痛快。如果确实担心由于燃料价格上涨而被压制的电价出现跃升，可以在市场中设计“记账”机制，当发电企业收益比目前增长超过20%部分，仅记账不结算，用于未来发电企业收益下降的补偿部分，这在国外市场中也曾有先例。
二是要积极深化完善中长期交易机制。电力关系国计民生、关系千家万户，试点工作需要积极进取，但必须稳妥有序。既要发挥电力现货发现价格的作用，又要充分依靠中长期交易锁定收益、降低价格波动风险。中长期交易机制需要与电力现货市场建设相互协调，在重视电力现货市场建设的同时，必须相应推动电力中长期交易机制的深化和完善。深化和完善的重要内容之一，就是要求发用双方在中长期合同中约定实物或者财务责任交割电力的功率曲线。只有这样才能解决电力商品“交货时间”和“交货功率”的问题 ，切实把电力指标转化为电力商品。另外要强调的是，与我们常说没有平时准备就没有应急处置一样，为了保证电力系统的安全稳定运行，不仅仅要用电力现货市场去维持系统平衡，中长期交易也必须担负起约定发用双方平衡责任的作用。否则电力现货市场将失去平衡责任的确定之“锚”。
三是要重视通过现货市场建设培育售电主体。售电业务放开是本轮改革的重要内容。目前，各地的售电公司主要还是在直接交易过程中吃价差，这与原来发电企业的营销工作没有什么区别，缺乏技术含量，甚至行业内有人认为这种售电公司没有创造足够的价值，给独立售电公司扣上了“皮包公司”的帽子。现货市场的建设，会为培育真正的售电主体，提高售电业务的技术含量，创造空间。现货市场启动后，发用双方需要从中长期开始就承担功率平衡责任，大量自身缺乏用电功率管理能力的用户需要借助售电公司完成交易，这部分没有曲线管理能力的用户恰恰是售电公司的“铁粉”，即使具有用电功率管理能力的大型用户，也会愿意发挥售电公司的专业化优势，规避自身风险。因此，完全不必担心用户由于没有用电曲线管理能力而反对现货市场，反而这是售电公司天生的职能和真正售电业务的商业机会。同时，现货市场波动的时序电价，使售电公司的能效管理和增值服务真正落到实处，使用户通过售电公司一定程度上响应系统需要，用电行为对系统更加友好。
四是提高监管的工作水平。推动电力现货市场建设，不能弱化政府的宏观调控能力，而是要提高政府监管的工作水平。强化政府对市场的监管，也是9号文的重要内容，我们必须重视。不直接干预现货市场价格和运行，我们一样可以落实产业政策，实现政府宏观调控。那就是，我们要把产业政策落实和宏观调控的重点放在中长期交易领域。退一万步讲，计划管理阶段政府有关部门也仅仅是负责管理月度以上的发用电指标，并不干预月内的计划调度，电力现货市场要替代的就是计划调度机制，政府有关部门也不应把宏观调控放在电力现货市场身上。在国际现代电力市场中，政府授权合同可以作为重要的产业政策落实和宏观调控的工具，我们建立的优先发用电制度就是通过政府授权合同实现产业政策和宏观调控的目的。这样一方面通过现货市场发现真实的价格为我们决策提供准确的参考，另一方面通过优先发用电计划实现产业政策和宏观调控，对于需要扶持的产业和特殊企业，完全可以通过给与一定价格的政府授权合同的方式予以帮扶。做到这两方面工作，我们也就真正落实了9号文要求加强监管、提高监管水平的要求。
至于现货市场环境下，是否保留调峰，道理上没什么争议。只要现货市场低谷时段的价格足够低，自然机组为了自身经济利益，不需要任何场外补偿，就会集体压低出力。建设电力现货市场出发点之一，就是我们相信价格会引导好电力电量的平衡，如果我们已经不肯相信价格变化可以引导好电力电量平衡，那么我们是不是丢掉了推动市场化基本的立足点？
四十年、数十国（地区）的国际现货市场经验，为我们这个现货建设的后来者提供了足够多可以借鉴的样本，各式各样的技术问题在各式各样的客观条件约束下，基本上都有了一种或几种较为合理、实用的解决方案。我们要承认统一利益各方意见、形成共识是艰难的，各方已经看到市场建设遭遇的各种障碍和限制是显性的，各地的方案做出妥协可以理解，但有些要素是不能妥协的。寄希望于电力市场建设的后发优势，通过对电力现货市场管理模式的模仿，改良计划调度机制，虽然在短期内可以迅速见效（例如有竞价这个现货之“形”），但是很大可能是计划调度机制改良代替了电力现货机制改革（无现货发现价格之“神”），使电力市场建设的后发优势成了后发劣势，给电力市场机制长期的发展留下许多隐患，甚至导致更长期的停滞、停摆。 基于对未来的不同判断，其中程度难以把握，不是曲中人难解曲中意，时间与质量、市场与计划调度的综合考量十分考验设计者和推动者的初心、意志与情怀。衷心祝愿中国的电力现货市场建设稳起步、走对路，为推动我国电力工业的高质量发展做出更大贡献。
原文首发于《电力决策与舆情参考》2018年11月30日第45期
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