我国电力市场将在很长的一段时间内存在一定的计划成分：电源侧发电机组存在基数电量，用户侧存在非市场用户。目前我国很多地区采取了计划与市场“解耦”的方式。本文对“解耦”的方式进行分析，并提出未来改进的建议。

 

　　一、计划发电和计划用电概述

 

　　1、发电计划的制定

 

　　在未进行电力市场改革以前，所有的发电按照政府核定的上网电价结算，用户按照政府发布的目录电价结算。发电机组的发电量也由政府确定。在广东，发电计划的制定按照节能发电调度原则进行。具体来说就是：政府年初根据机组的煤耗、容量及预测的总用电量等确定各个机组的发电计划，然后由调度执行。实际中如果用户的用电量与预测电量有偏差，等比例调整发电机组的发电计划。分配的公式类似现在市场中机组的协商电量上限及月度集中竞价市场中申报上限的计算公式（参考：广东现货市场5|现货市场前的市场体系），还考虑机组检修、特殊地区机组要求等。总体上，机组的煤耗越低，分配到的电量就越多。具体公式如下：

 

　　【1】 机组上网电量=机组最大发电能力* （1-综合厂用电率）*等效负荷率

 

　　【2】 机组最大发电能力=（计算周期-计划检修天数）*24*装机容量

 

　　【3】 等效负荷率=标杆机组等效负荷率- k * （设计发电煤耗-标杆机组设计发电煤耗）/标杆机组发电煤耗±Δ

 

　　市场化改革后，一部分发电企业进入市场，但仍保留一部分计划电量，即基数电量。基数电量的分配方法与改革前总计划电量的分配方式类似。只不过分配的不是总的电量，而是总用电量中扣除完全不进入市场的机组的电量以及市场化电量后的部分。

 

　　2、目录电价与计划用电

 

　　改革以前，所有用户按照政府发布的目录电价购电，不同类别的用户有不同的电价。

 

　　市场化改革以后，逐步开放用户进入市场。进入市场的用户，全部电量从市场购买，按照市场的价格结算。未进入市场的用户，仍然按照之前的目录电价结算。

 

　　二、计划发电和计划用电的匹配

 

　　1、基本思路

 

　　广东电力市场改革中采取了计划和市场解耦的方式，相当于，将广东省电力市场分为了两个“独立”的市场：计划市场和竞争性市场。计划市场对应未进入市场的用户电量和未进入市场的发电（包括西电，A类机组电量和B类机组的基数电量），竞争性市场对应市场化用户和B类机组的市场化电量。计划电量在年初确定，如果非市场用户的用电量与分配计划电量时预测的不一致，则按比例调整计划电量，以保证计划发电和计划用电量的严格相等。

 

　　比如系统有两个机组A和B，根据相关公式分配的结果为A有6亿千瓦时的基数电量，B有4亿千瓦时的基数电量，总的基数电量为10亿千瓦时。假设非市场用户的实际用电量增多了，变为了11亿千瓦时，则机组A、B分配得到的基数电量等比例增为6.6亿千瓦时，4.4亿千瓦时；假设非市场用户的实际用电量减少了，变为了9亿千瓦时，则机组A、B分配得到的基数电量等比例降低为5.4亿千瓦时，3.6亿千瓦时。

 

　　由于非市场用户的实际用电量事后计量以后才能知道，因此A、B分配得到的基数电量的准确值也要事后才能知道。

 

　　这种“解耦”的机制下，对市场有以下方面的影响：

 

　　1）市场化用户放开的幅度需要严格与发电计划放开的幅度一致。如果想要增加用户开放的幅度，则需要同步放开发电放开的幅度。

 

　　2）需要对分配给发电企业的基数电量进行事后的调整。因此，发电企业得到的基数电量不是一个确定的电量值，而是一个总的非市场用户用电量的一个比例。

 

　　3）在机组的启停成本分配等方面，也需要根据非市场用户电量的变化而调整。

 

　　3、计划和市场解耦的原因及后果

 

　　计划和市场解耦的主要原因是希望计划发电和计划用电方面的电费收支平衡，避免产生平衡账户。但实际上，不仅这个目标无法实现，还会带来其他一些问题。

 

　　1）计划和市场解耦并不能保证计划电费收支的平衡。计划和市场电量解耦的情况下，计划发电量永远等于非市场用电量，电量上可以匹配。电费收支平衡的前提是发电上网电价的均价和用户购电价的均价之间的差保持恒定。实际上，这是无法保证的：计划发电的电量结构变化会造成上网电价均价的变化，不同类别非市场用户用电量分布的变化会造成购电均价的变化，这些都会造成电费收支的不平衡。在广东现货市场设计中，也考虑了这一点，明确指出这个原因造成的资金不平衡放入系统的平衡资金。

 

　　2）要求发电计划和用电计划放开的幅度一致，影响了一些市场的开放。比如，一方面，希望用户侧增加放开比例；但另一方面，在发电侧容量、备用等市场不健全的情况下，发电放开过大的幅度会造成发电企业的一些问题。结果是由于发电侧的原因限制了对用户的放开。

 

　　3）由于发电机组获得的基数电量不是一个固定的电量，而本质上是非市场用户用电量的一个比例，其价值不确定，无法与市场电进行交易，影响了发电侧资源的进一步优化配置。

 

　　4）这种解耦机制下的结算复杂。

 

　　三、计划和市场解耦方面的建议

 

　　1、基本思路

 

　　从以上分析看到，目前所谓的计划和市场解耦，存在很多问题，但最初的目标：电费的收支也不能保证。在广东现货市场设计中，已经建立了平衡资金机制，以解决由于各种原因造成的一些资金不平衡的问题。因此，可以不必坚持计划发电和计划用电的匹配。具体建议如下。

 

　　1）在发电机组的容量成本回收机制未完善的情况下，B类机组的基数电量不必急于放开，可保持现有的水平。

 

　　2）负荷侧放开的进度可以根据需要进行，不考虑发电侧放开的情况。

 

　　3）B类机组的基数电量目前已经是金融性的，主要影响机组的结算，其分配更主要是考虑机组之间的公平，基数电量在年初分配确定后不再事后调整。

 

　　4）由于基数电量不再事后调整，是一个固定的电量，可以与市场化电量一起进行发电权转让交易，增加资源优化配置的空间。

 

　　5）将计划发电、计划用电分别看为政府与电厂、用户签订的差价合约，如果这两个量匹配，两种合约可以对冲，电网总的收入确定；如果这两个量不匹配，不匹配的部分按照市场价进行差价结算。差价造成的资金盈亏放入平衡资金。

 

　　6）未进入市场的A类机组也可以进入市场参与现货市场的全电量优化，但给其较大比例的基数电量。

 

　　2、算例说明

 

　　情况1：基数发电量和计划用电量匹配

 

　　基数发电量为2000亿千瓦时，价格为0.4元；计划用电量为2000亿千瓦时，目录电价为0.6元，输配电价为0.2元；市场用电量1000亿千瓦时，现货市场价格0.32（不含输配电价）元。

 

　　这种情况下，1000亿电量的市场用户的购电价格为0.32元，2000亿非市场用户的购电价格为0.4元。市场化后电费降低了80亿。

 

　　情况2：基数发电量和计划用电量不配置

 

　　基数发电量为2000亿千瓦时，价格为0.4元；计划用电量为1600亿千瓦时，价格为0.6元；输配电价为0.2元；市场用电量1400亿千瓦时，现货市场价格0.32（不含输配电价）元。

 

　　可以按以下两种方式结算：

 

　　结算算法1：

 

　　基数发电合约：（0.32-0.4）*2000亿= -160亿元

 

　　计划用电合约：（（0.6-0.2）-0.32）* 1600 = 128亿元

 

　　总盈亏：-160+128=-32亿元

 

　　结算算法2：

 

　　（0.32-0.4）*（2000-1600）=-32亿元

 

　　从结果看到，情况2下，两种结算方法的结果一样，都亏损了32亿。这个需要由所有市场用户承担：

 

　　-32/1400=0.023元

 

　　0.32+0.023=0.343元

 

　　市场化用户电费总红利：（0.4-0.32）1400-32=80亿元

 

　　情况2下，总的发电成本未发生变化，总的购电成本也未发生变化。市场化电费仍然是降低了80亿元。两种的不同在于这80亿的分配：情况1下由1000亿市场用户分，每千瓦时降价0.08元钱，而情况2下由1400亿市场用户分摊，每千瓦时降价0.057元/千瓦时。

 

　　结论

 

　　目前的计划与市场解耦机制下，一方面无法保证原本想解决的收支平衡的问题，另一方面造成了一些新的问题，增加了结算的复杂性。建议取消计划发电与非市场用户，或者说市场发电和市场用电的匹配的约束，发电侧的放开和用户侧的放开不必匹配，可以分别按照不同的原则进行。对发电侧，尽量将所有与机组纳入现货市场的出清，但可以对不同类型的机组给不同比例的基数电量。这样，既可以实现全部机组的优化，又可以通过基数电量保证一些机组的收益。关于特殊机组进入市场，其基数合约（差价合约）的签订，后面另外再进行讨论。