經過2017~2019年3年的準備，我國8個電力現貨試點地區于2019年四季度開始進入全面短期試結算階段。雖然短期的試結算暴露了市場設計、技術支持系統、配套制度等多方面的問題，但是實操的成果已經驗證了電力現貨市場替代計劃調度制度在我國的可行性，國外市場的通行規律在我國并沒有顯得“水土不服”。

根據相關工作安排，在即將到來的2020年四季度，不出意外8個電力現貨試點地區將進入長周期試結算運行，對于山東等已經走完省內行政授權程序的省份可能將不間斷持續運行下去，其他省份也將開展連續1月或連續2月的長周期試結算運行。成績讓人振奮，然而長周期試結算的隱患也逐漸被業內認知：盡管電力現貨市場本身不存在大的問題，但是配套制度修改滯后可能讓長周期試結算“功敗垂成”。

現行優先發用電制度與電力現貨市場建設存在不協調的問題

現行優先發用電制度設計主要目的有三個，一是保證居民、農業和公益性事業等享受交叉補貼的用戶用電價格水平不發生改變；二是保證國家指令計劃和政府間協議的執行，例如保證遠程輸送的大型水電的投資收益、保證電網遠程輸送通道的利用率；三是保證電源側行業政策的延續性，例如保障可再生能源的全額保障性收購，保障核電不發生核燃料的浪費；四是保障涉及民生政策的供暖不受市場影響，以及高效利用燃料的熱電聯產機組生產。

為實現上述目的，現行優先發電制度的具體操作主要采取下述措施，對于居民、農業和公益性事業，采用繼續執行原來的目錄電價，且對用電曲線不進行任何約束的方式；對于國家指令計劃和政府間協議，仍然執行原有的購電協議，國調確保一年內總輸送量不變，保價由受電地區消納，不論是否接入送端交流網，均優先使用輸電能力；對于煤電以外的機組，非水可再生能源、核電等仍按照原來計劃調度方式“保價保量”收購，調節義務仍由其他煤電等機承擔；對于熱電聯產機組供熱需要的電量，仍采用“保價保量”方式簽訂中長期合同，優先列入開機組合。

可見，現行優先發用電制度實質上形成了電力市場的雙軌制結構，在以中長期交易為主的市場環境中是沒有問題的，因為中長期交易主要目的是為了規避風險和鎖定收益。而矛盾則主要出現在實際執行過程中，本該停留在規避風險和鎖定收益的優先發用電制度擴展到了電力現貨市場，將優先發用電設涉及的用戶和電源繼續執行計劃調度，優先使用網絡通道。

電力現貨市場的主要任務是發現價格和保證電力系統平衡。從經濟學上講，電力現貨市場依靠供需發現價格，供需的真實程度決定了發現價格的準確性，需要全部與電網連接的電氣設備參加電力現貨市場以保證供需的真實性。現行的部分用戶和電源的“不參與”，造成了供需關系的割裂，特別是在不參加市場的用戶電量電力和電源生產的電量電力不匹配的情況下，供需被扭曲的程度被放大，準確發現價格的“能力”無從談起。

從另一個角度來看，電力現貨市場在系統層面要形成經濟輸送和潮流的分配，無論優先發用電的主體還是市場主體，都要使用同一張電網，優先發用電主體無償優先占有了網絡的輸送能力，使電力現貨市場難于形成最優的經濟潮流，優化配置資源的能力大打折扣，好比一個鍋里吃飯，規則卻不一樣，難免出現優先發用電主體和市場主體之間互相侵害利益的事件。還要指出的是，電力現貨市場機制是傳統的計劃調度機制替代者，對于調度機構來說，電力系統運行遵循統一的規則可以最有利于保證系統安全穩定運行，“半市場、半計劃”的調度方式必將嚴重影響電力系統的可靠性。

雙軌制沖突的試結算案例

現行優先發用電制度與電力現貨市場建設存在不協調的問題，已經不是紙面上的爭論，在8個試點地區的短周期試結算過程中矛盾頻繁出現，以下三個事例不同程度地說明了重視優先發用電制度“二次改革”的重要性。

例子1：優先發電不參與電力現貨市場影響短期試結算電費收支平衡

D省今年某月短期試結算4天，市場化用戶用電量超過市場化機組上網電量中市場化電量的1/3。由于外電、風光和核電優先占通道、優先享受電量空間，市場化機組不但沒有得益，還把自己的發電空間丟掉了，市場化用戶的部分電量實際上使用的是未參加電力現貨市場的外來電、風光和核電電量。該問題直接反映在電費結算上就是收支不平衡，即用戶支付的電費不足以支付市場化機組和外來電、風光和核電的應得電費。主要原因是市場化電量價格較低，市場化用戶按照較低價格的市場化電量用電，使用外來電、風光和核電的電量部分卻要按照相對的高價結算（優先發電“保價”結算）。僅僅4天產生的電費收支不平衡就達到了近億元，按照規則應當由外來電承擔超過一半，由省內風光和核電承擔接近一半。如果電費收支不平衡結算能夠落實就意味著外來電、風光和核電實質上參與了電力現貨市場，這是與優先發用電制度不協調的；如果電費收支不平衡結算無法落實，即“無過錯”的市場化機組不能承擔優先發電量帶來的不平衡費用，那么4天的連續試結算就成了連續的調電試運行，如果按此情況開展長周期連續試結算，電費收支不平衡將呈量級化增長，出現的“大坑”誰來填？會不會再次上演十幾年前東北區域市場由于不平衡資金量過大而“停擺”的事故？

例子2：外來電參與現貨市場與水電棄水電量

G省外來電均為政府間協議，協議框架內按照G省火電價格結算，協議框架外的電量按照Y省與G省電力市場價格的平均數結算。據有關部門計算，由于G省火電全部進入市場，綜合電價大幅降低，政府間協議造成G省每年多支付超過50億元電費。特別是G省電力現貨市場運行期間，低谷價格低于0.1元，低谷時段出現了高價電向低價地區流動的逆市場機制配置資源的情況。G省因此建議協議框架內繼續維持現狀，但是希望協議框架外的電量不再列為優先發電，按照電力現貨市場價格結算，建議從情感和經濟關系上是可以理解，并且站得住腳。但是站在Y省角度上看，G省低谷價格均價保持在0.1元/千瓦時上下，扣掉近0.2元/千瓦時的網絡輸送費用，Y省的水電企業獲得了一個低谷的負電價，就要“掏錢發電”，對于以百億計的增送電量，損失難以接受。就算可以用中長期合同避險，由于現貨價格和中長期交易價格是“共振”的，G省也不會放著便宜的低谷現貨價格不要，支付差價達到0.3元的“智商稅”。那么Y省的水電企業會認為“可低價盡社會責任，不能掏錢發電”，結果可能會出現低谷棄水電量上升，“向河里倒牛奶”的情況真實發生。G省和Y省的想法都有道理，孰是孰非是現行優先發用電制度不能回答的問題。然而，這種爭議直接影響了協議電量進入G省電力現貨市場，間接影響了G省電力現貨價格的準確性。

例子3：接入同一交流網的非省調機組繼續執行計劃調度，影響電力現貨市場出清結果

S省今年某月短期試結算期間，與其網內相連網調機組仍然執行優先發電計劃下的計劃調度方式，由網調直接給予出力曲線。該機組的出力與當地電力現貨市場毫無關系，卻直接對S省現貨市場出清、機組開停、潮流分布和節點電價計算產生影響，受到市場主體的廣泛質疑。網調和網調機組很委屈，認為“就是按照制度在執行，沒有任何違反規章行為”，利益受損的該省調機組卻認為“同一張網內，憑什么分三六九等”，既然一張網，既然影響市場主體利益，就應該按照一個規則處理，否則不能“愉快地一起游戲”。如果不同調度關系的機組，持續影響S省內電力現貨市場的運行，那么難免長周期試結算會與計劃調度矛盾，產生不利因素。

除了上述例子，優先用電制度也對電力現貨市場長周期試結算有影響，其中比較突出的是“用電計劃的非強制放開”——用戶在一定條件下可以回到優先用電制度，采用原有目錄電價結算。長此以往，一旦長周期試結算中某些用戶利益受損，便會立刻利用這一“方便之門”回到優先用電制度之下。

這些矛盾如不能解決，長周期的電力現貨市場試結算工作很容易會“踢到（配套制度的）鐵板”，恐怕我們難以聽到電力現貨市場長周期試結算工作順利開展的消息。

盡快推動優先發用電制度的“二次革命”

優先發用電制度與電力現貨市場機制的矛盾并非非此即彼，或者是應該立刻放棄發用電制度。極端的改革措施不符合我國漸進式改革的一貫做法，如果現在放棄優先發用電制度，可能會造成利益主體激烈的反對，也可能影響我國產業政策的落實，進而影響到電力現貨市場的建設。

從另一個角度來說，優先發用電制度不但不應該放棄，反而應該配合電力現貨市場建設的需要進行完善，畢竟“全盤顛覆”不是電力現貨市場需要的環境，電力現貨市場建設需要優先發電制度的進一步完善作為助力。優先發用電制度應當限定其使用范圍在中長期市場內，這樣就可以實現其為國家可再生能源產業政策和民生政策服務，彌補電力現貨市場無法考慮國家可再生能源產業政策和民生政策的短板，又不直接影響電力現貨市場價格發現的功能和目的。因此，優先發用電制度近期需要在以往基礎上進行“二次改革”。

一是優先發電制度可以過渡為政府授權合同制度在電力現貨市場之外發揮作用。政府授權合同與優先發用電制度不同之處在于，政府授權合同不是分配發電指標，二是通過經濟手段貫徹產業政策，政府授權合同僅在電力現貨市場外發揮作用，不影響、不干涉電力現貨市場經濟潮流的形成，各類型全部電量均需通過電力現貨市場得以執行。政府授權合同一經授權，政府有關部門自身也不得進行調整和改變。政府授權合同在執行過程中，與其他市場化的中長期合同具有同等地位，通過電力現貨市場公平的予以執行。

在世界范圍內，通過政府授權合同在中長期交易領域進行宏觀調控的案例屢見不鮮。2018年，在電力市場已經建成十幾年的新加坡，發電企業仍然得到了占全部發電量25%的政府授權合同，政府授權合同與中長期市場交易合同性質相同，財務責任無差別進行交割。

在通過政府授權合同保障基本經濟利益的情況下，可再生能源、核電均可進入電力現貨市場，國家指令計劃和政府間協議也可“無縫銜接”轉化為中長期合同，外來電即可進入電力現貨市場，承擔相應經濟責任。一方面電力現貨市場由于供需的真實性得以保證，實現了發現價格的準確性，另一方面各利益主體符合國家產業政策的既得利益也可以得到基本保障。

二是優先發用電可以“放開為主、收放并舉”為原則執行。新電改五年以來，發用電計劃放開均采用直接放開總量的方式進行，尚未出現將市場化的電量重新納入優先發用電的案例。實際上，發用電計劃放開的步驟完全可以更加靈活，即優先發用電覆蓋的范圍可以根據實際需要結合實際調整，放的不合適的可以收回來，歷史上沒有在優先發用電覆蓋范圍內的，可以配合電力現貨市場建設，在一定時期再度納入進來。

例子2中G省和Y省的爭議完全可以采用上述方法得到解決，G省和Y省之間的協議電量放開，可以采用先放開歷史上協議內電量的方式進行，這樣由于歷史上協議電量有高峰電量，也有低谷電量，高低匹配能夠基本滿足成交價格水平不致發生大幅降低；對于低谷增送的水電電量，雖然在歷史上屬于協議外電量，一直通過雙方協商的“半市場化”方式存在，但是完全可以按照近三年均價列入優先發電合同，保證G省的低谷現貨價格暫時不與低谷增送電量的中長期合同價格發生共振。

優先發用電制度在G省和Y省案例中的“一放一收”，一方面可以實現水電盡量消納，提高水電潛在的增送空間，另一方面也在一定程度上滿足了G省的訴求，實現了盡量消除兩省在外送電參與電力現貨市場問題上的尖銳對立。

三是靈活執行同一交流網內不同調度關系機組的優先發電計劃。我國的輸電通道一般都建設了配套電源，這些配套電源除了少量“點對網”接線方式的機組外，大部分采用“網對網”方式接線。“網對網”配套電源送電方式主要原因是直流線路的輸送容量越來越大，如果配套電源不與所在地交流網連接，一旦配套電源出現“非停”，會造成直流線路被動停運，受電地區電網運行安全會受到很大的沖擊。配套電源與所在地交流網連接后，可以借助當地交流網使用當地機組的備用，對于保證直流線路的穩定運行大有裨益。

但世無雙全事，享受了這種好處，接入當地的配套電源受基爾霍夫定律的影響，“一舉一動”都會對當地網內其他機組產生影響，歷史上四川國調機組與省調機組的“公平棄水”之爭就是這個原因。

計劃體制下可以分三六九等，市場環境下只認價格，解決辦法就是在同一交流網內不同調度關系機組的優先發電計劃需要更加靈活的執行方式，例如S省試結算過程中的問題，完全可以把網調優先發電計劃發到S省的關口上，以該節點為優先發電合同的執行點，涉及的機組直接參加S省市場，如果該機組因成本低在現貨市場中標，則不但可以發出優先發電合同的電量，還以代替其他機組發電；如該機組成本相對較高，那么其他機組通過電力現貨市場代發了其優先發電合同，該機組獲得了比自己發電更多的差價結算電費，無論對于S省，還是四川的棄水問題，都是一種“雙贏”的解決方案。

預則立，2020年已經過半，電力現貨市場長周期試結算正在快步向我們走來，包括優先發用電制度在內的配套制度需要以高度的歷史責任感盡快修改完善，保證電力現貨市場走穩走好，為電力市場化改革取得質的突破作出貢獻。