隨著8個現貨試點地區進入以月度為周期的連續試結算工作，“不平衡資金”這個詞越來越多被行業內和行業外的專家提到，眾說紛紜；各種“分析”、“結論”見諸各種媒體和平臺——說市場設計存在問題者有之，說國家能源政策無法通過市場化方式落實者有之，說國家能源政策沒有按照市場化思維落實者也有之。對“不平衡資金”的認識大體上處于“云里霧里、盲人摸象”的狀態。到底電力市場里有沒有“不平衡資金”？我國電力現貨市場連續試結算出現的“不平衡資金”是什么，原因又是什么？其他國家是否也有相同或類似原因的“不平衡資金”？這樣的“不平衡資金”發展下去會對非市場與市場參與主體產生什么樣的影響？弄清了這些問題，也就弄清了讓人頭痛的“不平衡資金”到底是個什么“梗”。

電力市場存在真正的“不平衡資金”

“不平衡資金”通常是指找不到確切受益人的剩余資金或欠款。電力市場里確實存在不平衡資金。主要的不平衡資金一般來源于四個方面，一是結算過程中“四舍五入”的偏差，二是計量偏差，三是個別公司因為倒閉或其他原因而欠下的電費或其他費用，四是合規執行的罰款收入。

“四舍五入”偏差是在結算過程中，為了收費湊整，產生的發用兩側電費不平衡，這很類似于“超市付款沒帶分幣”，通常會免收“零頭”的現象，但是這種免除的“零頭”或是湊整增加的“零頭”，由于免除和增加沖抵，總量不會太大。計量偏差指的是電表無論如何仔細進行校正，本身一定存在的誤差范圍，大量用戶電表計量值相加，難免會與發電側表計的偏差方向不重合。與結算過程中的“四舍五入”偏差類似，由于計量誤差也會正負沖抵，所以總量也不會太大。欠費是指市場參與主體突然倒閉的欠款。因為市場參與主體通常有足夠的信用擔保或押金，這筆偏差費用通常很小。罰款主要來源于對市場參與主體違反市場規則的懲罰。這筆費用通常也很小，因為重大違規事件并不多見。

正是由于國外的偏差產生的不平衡費用很小，一直被國內研究人員所忽視。

需要強調的是，國內“不平衡資金”含義卻不是普遍概念和經驗中的電力市場不平衡資金。上面提到的四種不平衡資金，并未在8個試點連續試結算的賬單上出現。8個試點地區的“不平衡資金”一般包括輔助服務費用、啟停費用、成本補償費用、阻塞盈利、雙軌制和市場設計缺欠1所造成的所謂“不平衡資金”等。將這些費用打包入“不平衡資金”，既違反了基本的市場設計原理，分攤方式造成的爭議也進一步加劇了電力市場改革的難度。

“站錯隊”的“不平衡資金”

輔助服務費用、啟停費用、成本補償費用、阻塞盈利等資金屬于典型“站錯隊”的“不平衡資金”，因為上述費用根本不是傳統意義的“不平衡資金”。這些費用在電力市場里一定存在，并且能夠找到利益相關者，屬于“放錯了”結算科目的費用。在成熟的電力市場中，“誰受益誰付費”是最基本的設計原理，將不同受益人的大量費用打包一起分攤，造成了嚴重的交叉補貼。這樣既不公平，也無助于整體社會效益的提高。

輔助服務費用是指現貨市場環境下，為了保證電力系統可靠運行，除了正常電能生產使用之外，由市場主體提供的輔助服務，主要是調頻和備用。調頻和備用服務屬于公共產品，無法確認是為某一特定用戶提供，所以產生的費用應當由全體用戶側承擔。

啟停費用一般是火電機組在啟動過程中發生的有關費用。主要由燃料費用、廠用電費用以及由于啟動而對機組壽命的折損費用三部分組成。如果機組啟動發電過程中的收益無法彌補該時間段的變動成本和啟停費用，就需要給與補償，啟停機組參加機組組合是為了通過供給側整體優化來滿足負荷的變動，補償費用理應由用戶側負擔。如果需要細分，也可以由啟停時段的用戶側負擔。

成本補償費用涉及情況很多。一般指某一機組報價高于出清價，但是啟動后可以降低整個系統購電成本，出于全系統優化需要啟動了該機組。在某些情況下，因為局部可靠性要求，該區域內部或全部高價機組必須增加出力。因為機組并非自愿接受低價，因此必須對于該機組成本高于出清價部分進行另外補償。如有可能，補償費用應該由該區域內受益的用戶側負擔。但是在沒有負荷分區定價或無法精確發現受益負荷的情況下，也可以由全體負荷共同承擔。

阻塞盈利2指的是由于使用分區或者節點電價，在阻塞線路上輸送的電量，由于受端用戶按照相對于送端更高的價格結算，用戶支付電費大于了送端機組獲得電費，而使結算機構獲得的盈利。這部分盈利在電力市場里可以由相關的市場主體（任何電網資產擁有者不能參加）按照擁有的金融輸電權進行分配。在沒有輸電權的市場，則應該按照合理的方式返還給用戶，因為用戶為電網資產的最終投資者。

上述幾項費用被“放錯位置”的原因，主要是我國原計劃體制下的目錄電價是一個綜合電價，結算機構習慣性地按照一個電價乘以電量去收電費。現貨市場結算過程中，部分結算機構簡單將現貨價格對等于目錄電價，以為應該“按照現貨價格去收電費”，但是卻“忘記了”在實際運行和結算過程中，現貨市場的結算價格應該包括現貨價格加上上述費用的分攤或者返還價格。“誰受益誰付費”是電力市場最基本的原則，大雜燴式的“不平衡資金”造就了電力市場中新的交叉補貼。

非市場化方式執行產業政策形成的“不平衡費用”

除了以上被放錯位置的“不平衡資金”外，雙軌制也造就了大量的所謂“不平衡資金”。這些資金是由于按照非市場化方式（計劃調度執行的邊界條件）執行產業政策造成的收支不平衡。

在8個現貨試點地區，目前存在兩類中長期交易，一類是電力現貨市場配套的市場化中長期交易，一類是優先發電政策（含計劃分配的基數電量，下同）下的廠網購售電交易。后一類交易主要是為了滿足優先購電用戶和未進入市場的經營性用戶用電需要，從電源種類上分，一般包含可再生能源、核電、外來電的廠網購售電交易；從交易價格上一般執行政府核定電價，外來電廠網購售電價格對電網企業有一定下浮。

優先發電政策本意是通過一定的產業或地域政策傾斜，對于國家能源政策鼓勵的電源給予一定的“照顧”，很多電力市場設計者“主動”或“被動”將優先發電政策同樣作為電力現貨市場的邊界（很遺憾這個邊界是隨時變化的），希望計劃模式的“廠網購售電合同+計劃調度”與市場模式的“中長期交易+現貨交易”兩種模式是能夠各自閉環，或者平行運行。但在現實情況中，兩種模式的運行不但不是、而且也不可能是平行運行，因為供電和用電都發生在同一平臺——就好比A和B同時在同一水庫養同一種魚，最終誰也無法分清誰是誰的魚。事實上，在市場出清階段，計劃和市場兩個模式是緊密耦合的，自然而然產生了無法避免的“不平衡費用”。道理很簡單，市場化的電量，無論中長期交易還是現貨交易，發/用雙方作為一個整體，都要保持5-15分鐘的實時電量（電力）平衡，否則結算便會因為量的不同而產生資金剩余或赤字。如果廠網購售電合同只是作為邊界條件（也就是采用計劃調度而非一視同仁通過電力現貨市場報價競爭進行實物交割），則必然導致市場化發/用電量的不一致。

第一個不一致是以年度平衡為目標的廠網購售電合同與優先購電合同，和以5-15分鐘電量（電力）平衡的市場化發/用電的不一致。其次是優先發電/外來電與不可預測的優先用電的內在不一致。尤其是優先發電涉及的機組類型多為不可調節機組，外來電由于不同調度關系，送電曲線多考慮通道利用率問題，很少考慮與優先購電曲線配合。即使勉強配合，由于優先購電用戶多為曲線形狀難以預測和控制的居民、農業用電，優先發電和優先用電根本無法在實時市場的5-15分鐘的短期內來平衡。一旦優先發電和優先用電出現功率的不平衡（該周期電量出現不匹配），就意味著具有調節能力的市場化機組必須跟進（調升或調降），導致市場化發電量與用電量的不匹配。其最終結果是，“計劃”與“市場”在全電量出清的環境中無法獨立運行，廠網購售電合同價與中長期/現貨交易價的差異必然導致了“不平衡資金”的出現。

一般情況下，國內已經出現的“不匹配”現象多發生在優先購電用戶的用電低谷，此時優先發電量超過了優先購電用戶的用電量。這是一個囚徒困境：如果具有調節能力的市場化機組降低功率，意味著優先發電“計劃”融入了“市場”，為市場化用戶提供了電量，理論上講應該接受此時較低的現貨市場價格；但是，如果具有調節能力的市場化機組不降低功率（比如通過報低價），就會造成可再生能源、核電、外來電無法消納。

實操過程中，具有調節能力的機組并不知道自己在為消納可再生能源、核電和外來電降低功率。它們只是觀察到市場價格低于自身報價（通常接近變動成本），因此在現貨市場中沒有中標。如果外來電和優先發電電源的成本低于市場出清價，市場機組沒有中標的結果恰恰反映了現貨市場達到了設定的最優化目標。而且，未中標機組短期內也節省了成本，因為它可以從現貨市場中以低于自己發電成本的價格購買電量來兌付合同。

然而，優先發電和外來電的發電成本往往遠高于此時的市場出清價（即市場機組的邊際可變成本），因此整個市場的社會福利其實是在降低。同時，低市場價也給市場化用戶和機組提供了一個錯誤的信息,讓他們以為此時的發電成本就是很低，這會影響到他們未來的中長期交易的簽訂和電廠的長期規劃與投資。扭曲的市場價格必然會對長期社會效益產生負面影響。

按照市場的規則，此時優先發電超越優先購電功率，擠占了市場化電源的電量，理應按照當時的現貨價結算。但是，這些優先發電與電網企業簽訂的合同價格一般高于當時現貨價格，最終形成了電網企業的收支不平衡（虧損），即“不平衡資金”。廣東、山東、浙江三個負荷中心在市場設計過程中已經發現了這個問題，采用了事后調整市場化機組擁有的優先發電合同電量的方式，即事后減少形成“不平衡資金”時段內市場化機組擁有的優先發電電量，強行使市場化機組生產的電量與市場化用戶匹配，減少由于優先發電功率大于優先用電功率產生的不平衡資金。當然，這種人為操控不平衡資金的做法本質上減少了發電企業通過購買低價市場電兌付簽訂合同的合理收益。這種被稱為“以用定發”減少不平衡資金的方式，做到極致就是結算過程中給市場化發電企業結出“負基數”，即要求市場化的發電機組購買核定電價的優先發電（優先發電超過同時段優先用電的電量部分）。這種方法雖然不公平，但是在市場化機組仍然擁有部分優先發電合同的時候，能夠大幅降低結算過程中的“不平衡資金”。需要指出的是，這種方法是不可持續的：一旦沒有足夠的優先發電合同電量，市場化機組將“調無可調”。隨著用戶不斷進入市場，市場化機組不再擁有優先發電合同是歷史的必然。

山東曾經在第三次試結算過程中出現的大量“不平衡資金”就屬于這種雙軌制情況，外界分析的總量不平衡3、容量機制設計有缺欠4并非主因。

非市場化方式執行產業政策產生的雙軌制“不平衡資金”，占負荷中心地區的“不平衡資金”總量的絕大多數。當然，這種“不平衡資金”也暴露了許多問題，對我們深入認識現貨市場有著非常積極的意義：雙軌制導致了高成本的優先發電和外來電替代了低成本的市場化發電。無論是從負荷方面還是從社會效益方面講，這種低效率的體制就應該盡快改革。

如果維持優先發電政策不變，這種“不平衡資金”就不應該由部分電源或購買該部分優先發電的電網企業承擔，因為它們只是履行各自的發電“合同”。那么，該誰來承擔這些“不平衡資金”呢？無獨有偶，加拿大的安大略省電力市場給出了參考答案。

“不平衡資金”的安大略省實踐

安大略省是加拿大人口最多的省份，也是加拿大的工商業中心。安大略省目前輸電系統裝機（相當于我國統調機組）容量為3860萬千瓦，配電系統裝機（相當于我國地調機組）容量為348萬千瓦。

2005年，安大略省為增加電源投資，成立了一家獨立的省府代理公司“安省能源局”（Ontario Power Authority），專門代理政府簽訂供電合同（絕大部分類似于優先購電，以下簡稱“優先購電”）。到目前為止，安大略省共簽訂了3.4萬個該類“優先購電”合同5，合同電量來源涉及核電、水電、可再生能源和天然氣電廠。“優先購電”有助于實現保證適度容量充裕度的電力系統可靠性目標，更多的是達成減少溫室氣體排放的環境政策目標，且優先購電價通常為固定價格。

另外，安大略省還有一家大型的國有發電公司——安省電力公司（Ontario Power Generation），擁有1888萬千瓦裝機容量，其中36萬千瓦與安省能源局有合同關系，1532萬千瓦接受政府授權合同（類似于國內的優先發電，以下簡稱“優先發電”）。但安省電力公司的授權合同是不得已為之，因為安省電力公司在其他大多數私有供電公司都有合同的情況下無法平等競爭。這些授權合同基本上是為保證安省電力公司有足夠的收入以生存。安省“優先發電”主要有兩種定價形式：一種是固定價格（相當于優先發電核定電價），另一種是固定價格加價格響應利潤分成。

安省“優先購電價”和“優先發電價”與現貨市場價的價差即為安大略省的“不平衡資金”。安省的情況與國內優先發電和電網簽訂優先發電價格類似，部分時段“沖進”市場的用戶用電空間以現貨價格結算，形成價差造成“不平衡資金”。

“不平衡資金”在安省一開始是盈余的。在2005以前，安省電力公司與安大略省政府有一份叫做“市場力控制協議”。該協議規定，當該月市場平均價高于每千瓦時0.19元人民幣（以下均為人民幣計價）時，安省電力必須將高于0.19元的90%收入返還給用戶。由于當時市場價通常高于0.19元/千瓦時，因此在2002-2005期間，“不平衡資金”往往是向用戶返還的資金。

隨著優先購電合同電量的增加、安省電力監管方式的改變（比如用“優先發電”替代“市場力控制協議”）以及安省現貨市場價格逐年下降，安省“優先購電”和“優先發電”價格與現貨市場價逐漸拉開，“不平衡資金”開始由盈轉虧，且規模越來越大。如下圖所示，在2009年，批發市場價為0.155元/千瓦時，不平衡資金約為0.16元/千瓦時。但到2019年，批發市場價則下降為0.09元/千瓦時，而不平衡資金價格上升到了空前的0.64元/千瓦時。2019年的“不平衡資金”達到驚人的約650億元，是同年市場電費的6倍以上。

羊毛自然出在羊身上，安大略省“不平衡資金”的分攤完全由用戶承擔。分攤方式分為兩個階段：2011年以前和以后。在2011年以前，“不平衡資金”按所有用戶的用電量平攤。雖然公平，但也欠缺效率，因為平均分攤不能鼓勵負荷削峰填谷，減少不必要的高峰負荷機組投資。安大略省政府在2011年以后，將用戶分為A類（大用戶）和B類（小用戶）。A類用戶的分攤費用按其高峰用電量的比例計算，剩下的“不平衡資金”則由B類用戶按實際用電量平攤。不管何種分攤方式，“不平衡資金”最終都由用戶承擔，相當于向全體用戶收稅，業內戲稱為“不平衡資金稅”（甚至還有用戶將這種“不合理的稅”告上了法庭）。當然，因為雙軌制的“不平衡資金”太大，安省市場監測委員會（Market Surveillance Panel）在專業報告中表達了對“不平衡資金”及其分攤方式的顧忌，認為它可能“導致了公平和社會福利損失”。

解決“不平衡資金”的正解

看清“不平衡資金”的目的和來源，是要解決“不平衡資金”，取消“不平衡資金池”。下一步應當開展以下四方面的工作。

一是規范結算科目做到“應收盡收、應結盡結”。對于輔助服務費用、啟停費用、成本補償費用、阻塞盈利等被放錯位置的科目，按照“誰受益誰付費”的原則分別收費，不要繼續放入“資金池”，人為地創造新的交叉補貼。

二是推動全體電源（含外來電）參與市場。將產業政策的照顧放在中長期交易或其他形式的、不扭曲競爭行為的場外補償過程中，推動全體電源參與現貨市場出清，是解決非市場化手段執行產業政策造成雙軌制“不平衡資金”的根本辦法。當所有電源按照同一規則出清結算時，現貨市場本身就不會再產生由于執行不同規則產生雙軌制“不平衡資金”。更重要的是，當所有電源在平等基礎上競爭時，社會效益才能提高，真正達到電改所要求的目標。如果不能完全達到優先購電和優先發電與市場發電平等競爭，也要至少做到優先購電和優先發電時段不平衡部分，按照現貨價格結算，讓優先購電和優先發電承擔部分現貨市場風險（如果現貨市場價高于優先購電和優先發電價，這些電源其實是收益者）。

三是研究現有“不平衡資金”涉及電源項目和送電規劃調整。電力現貨市場是手段，不是目的。市場競爭產生的紅利，無法抵消規劃失誤的損失。由于電力現貨市場產生的“不平衡資金”也是項目和送電規劃需要完善的投影，在規劃層面加以解決是長效辦法。對于產生“不平衡資金”時段，大量發電的可再生能源項目和大量輸送的外來電規劃，應當慎之又慎，否則安省海量的不平衡資金就殷鑒不遠。

四是壓實各方責任是過渡期的必需措施。電網企業代理優先購電，在購買優先發電過程中，應當精心安排運行方式，努力匹配優先發電和優先購電各時段電量。考慮到省內優先發電多無調節能力，電網企業在購買外來電量的同時，應更加重視購買調節能力，起碼做到外來電曲線與優先購電曲線形狀盡量接近。電網企業作為外來電的購買方，為電網企業負起匹配外來電和省內優先購電的責任，可考慮強制電網企業承擔一定比例的雙軌制“不平衡費用”。電網企業和優先發電參與分攤其造成“不平衡費用”可以作為解決問題的過渡辦法。

電力現貨市場是我國電力市場化改革的新生事物，電力現貨市場建設是探尋傳統政策與市場化配置資源為主所產生不協調的一根“探針”，未來我們還會看到更多有趣的“新現象”，不過辦法總比困難多，只要堅持黨中央、國務院要求的電力市場化方向，一定能夠推動電力市場建設不斷進步。

本文刊載于《中國電力企業管理》2020年9期，作者系本刊特約撰稿人。