观点 | 从产权视角看电力市场交易中的费用分摊

电力市场中，市场主体的实际发用电量与合同电量一般都存在偏差。在成熟电力市场国家，这个偏差通过平衡机制（实时市场）来处理，例如“集中式”市场代表的美国PJM市场，用实时节点电价对每个时段实时出清电量与日前出清电量之间的偏差量进行结算，实现了发、用电权的实时交易。而“分散式”电力市场代表的英国市场，则在双边交易关闭后，开启由平衡单元进行上下调报价的平衡机制，对提供平衡服务的市场主体按照其报价结算，对造成不平衡的市场主体采用平衡服务的边际价格结算。

在我国非电力现货市场试点地区，电力交易以中长期市场形式出现，交易标的物是年度或月度电量，合同双方没有把交易电量分解成曲线，而由调度机构根据电网约束、负荷变化、合同执行等情况进行曲线分解。针对交易周期内的合同执行偏差，各地的处理机制包括月前预挂牌上下调、滚动调整等机制。其中，月前预挂牌上下调、月清月结的偏差处理机制更接近于实时市场平衡机制，但因月末结算时，偏差考核费用往往无法覆盖全部平衡费用（上下调费用），二者之间的差额（即不平衡费用），广义上讲与目前部分电力现货试点省份出现的不平衡资金性质是相同的。为实现月清月结，这笔不平衡费用需在市场主体之间分摊，若不平衡费用过大，会造成一定的市场运行风险，给参与分摊的市场主体造成压力。

受益方不确定导致分摊

因为不可大量存储、需要实时平衡，电力市场交易必然需要一个集中组织者。在集中组织、出清的市场中，只要组织者从消费端收取的费用与支付给生产端的费用不相等，就会出现市场盈余。市场盈余可能是正数，也可能是负数，电力中长期市场需要市场主体分摊的不平衡费用实质上是数值为负的市场盈余。

不平衡费用之所以需要市场主体分摊，原因在于无法精确找到因造成不平衡而享受了平衡服务，进而需要承担不平衡责任的“受益方”，或者其不具备承担不平衡责任的能力或条件。具体表现在以下方面：

一是，在没有现货市场（缺少实时平衡机制）的情况下，中长期市场交易机制无法精确、清晰地界定市场主体平衡责任。电力中长期交易均是电量交易，采用月清月结或滚动平衡完成市场交易合同，无法在尽量小的时间间隔内明确市场主体平衡责任。二是，由于民生政策约束，造成不平衡的某些市场主体不具备承担平衡责任的能力和条件。例如，基于扶持一般工商业用户或大工业用户、保持居民电价基本稳定等考虑，用户侧尚不具备承担平衡责任的现实条件。三是，由于技术经济约束，部分发电侧市场主体未进入不平衡资金分摊范围，例如部分省份非统调小水电和跨省跨区外来电。

市场主体产权权益受损

从资源配置角度讲，电力中长期交易不平衡费用这种较粗放的“摊派”方式涉及到市场主体产权的清晰界定问题。产权是基于财产的使用、收益、转让等的权利，产权的清晰界定催生了生产与交换，进而促进了社会分工。

2016年，中央出台《中共中央国务院关于完善产权保护制度依法保护产权的意见》，强调“产权制度是社会主义市场经济的基石，是实现经济社会健康发展的基础”。笔者认为，电改要实现的“使市场在资源配置中起决定性作用，努力降低电力成本，理顺价格形成机制”等目标，换个角度讲，是要实现对参与电力市场主体产权的清晰界定，即要明晰市场主体在市场交易中的权利与责任边界。因此，当前电力中长期交易不平衡费用的分摊方式，实质上造成参与不平衡费用分摊的市场主体的收益权不明晰、转让权不充分。

收益权方面，首先，如上所述，各种约束导致部分造成电力不平衡的发电侧、用户侧市场主体无法参与不平衡资金分摊，导致其他发电主体承担了部分本不应由自身承担的不平衡资金。其次，由于没有实时市场（平衡机制），无法实时理清平衡责任（如5分钟时间间隔内究竟是谁造成了不平衡，是谁提供了平衡服务），月末结算时实质上造成了不同成本机组之间的交叉补贴。以上两种情况都对相关市场主体的收益权造成了影响。

转让权方面，科斯定理表明，在产权明确且交易成本很低或为零的情况下，产权的分配方式不会影响市场效率。美国PJM实时市场可以理解为一个不受约束的发电权交易，在不考虑网络约束的情况下，无法完成日前合同的发电机组会按照其所在节点的实时电价从其他发电商那里购买电力，履行合同的财务义务，这种发电权交易的结果往往是低成本高效率机组代替高成本低效率机组发电。在没有电力现货市场的情况下，或者基于控制市场力的考虑，电力中长期交易发电侧市场主体无法实现（或不具备实现条件）发电权的自由转让。

另外，月度平衡方式实质上造成不同性能、不同成本机组之间的“平均化”，不同机组在电力系统中未形成“合理分工”，进而造成社会总体福利的降低。在成熟电力市场中，低成本机组因报价低会优先成交，而高峰负荷电力短缺时，高成本机组决定边际价格，可在持续时间较短的尖峰时段收回成本，这样的“分工”总体上可以降低总体购电成本、减少污染物排放。

厘清权责逐步解决问题

诚然，上述不平衡费用的分摊方式，由于分摊主体多为国有企业，而国有企业生产资料归全民所有，所以从一定程度上体现了国家宏观调控下国有企业向终端用户让利，是社会主义制度优越性的具体体现。从长远来看，要沿着合理界定市场主体产权边界，理清电力市场平衡责任的大方向来逐步解决现存问题。

短期，在电力中长期交易中，努力克服各种经济技术约束，尽快推动尚未进入不平衡成本分摊框架的发电侧市场主体加入分摊范畴，如某些地区调度权限分散在各市、县调度机构的小水电。因接入系统成本、市场主体参与市场能力等原因，尚未加入成本分摊的，要尽快推进其参与分摊；跨省跨区送电要尽快按照国家相关要求参与受端省份电力平衡成本分摊。通过这些措施，保障省内相关市场主体的收益权。

中远期看，一方面要推进电力现货市场建设。电力现货市场通过形成分区分时段的市场价格，可以实时明确市场主体参与电力平衡的权利和责任，同时可以保障市场主体发电权、用电权的自由转让；另一方面，通过发展解决问题。广大电力用户实质上造成了电力不平衡，经济下行压力造成用户侧暂不具备参与不平衡费用分摊的能力和条件，但随着经济社会发展，用户侧对电价敏感性的逐步降低，要逐步推动用户侧平等参与市场不平衡资金分摊。要逐步分解到解决售电侧交叉补贴问题，加强市场理念培育，通过市场建设循序渐进的实践，普及电力商品的概念，让“不同时段的电力价值是不同的”“电和其他商品一样价格应该是波动的”理念深入人心。

当前，我国正在不断构建“归属清晰、权责明确、保护严格、流转顺畅”的现代产权制度，电力市场化改革过程中，同样需要通过产权保护意识的不断提升、电力系统运行机制的不断完善，进一步厘清并加强相关市场主体的产权保护力度，以此降低电力系统运行成本、提高电力系统运行效率，最终实现“9号文”确立的电改目标。

（作者供职于国家能源局湖南监管办公室，本文仅代表个人观点，与供职单位无关）

原标题:从产权视角看电力市场交易中的费用分摊