电力市场为何物理运行与财务结算是充分分离的

张树伟

背景

一手交钱，一手交货往往是菜市场，以及大部分市场的基本规则。物理交换与财务结算是同时完成的，同时，物理交换决定财务结算。

但是，电力系统需要实时平衡，难以存储，所以，竞争性市场需要提前结束（所谓的“关门时间”），然后由统一的系统运营商以一种中心化的方式，去调度备用资源应对各种不可预计的不确定性。

就产品类型而言，由于需要提前量，都是期货，大部分市场中，物理交割在交易价格确定之后完成。一方面，因为存在各种不确定性，市场价格的波动会很大。因此，大部分消费者往往通过长期合同、场外交易等手段进行风险规避：这个市场的波动很大，也吸引了投机者，使得市场的流动性进一步增强，各种金融工具的嵌套愈加复杂。久而久之，电力市场越来越像产品无差别的金融市场。

发电商为获得收入，并不必然需要发电，或者发约定的电力。发电商的收益结算更多地取决于市场设计与“本来应该怎么样”，而不是“实际怎样”，与金融市场有很多类似之处。这种复杂程度已经使得美国的部分市场产品的嵌套、耦合与结算，发展到了业外人士（包括笔者）和大众无法理解的程度。

当然，菜市场与电力市场其实还是相同的，因为以上两者尽管表象不同，其实质仍旧是相同的，那就是“基于规则划分损益”，而不是基于“物理上，谁发电谁有收入，谁不发电谁倒霉”的物理现实。不幸的，后者恰恰是过去造成我国风电、光伏限电问题的逻辑所在。

过去的故事

现货市场非“现货”。我国习惯上将短期电力市场，包括短于日前的市场部分称为“现货”，这着实只是一种习惯提法。电力系统要保持随时的平衡，但各种内在的不确定性，特别是需求与突发事件使得市场的平衡无论如何都需要“提前量”，而在真正的实时状态下，依靠集中式的调度作为唯一的买家，运用系统备用资源，去弥补不平衡的那部分。日前的市场是确确实实的“期货”市场，也就是提前24小时进行交易安排与结算，而没有物理的电力交换，这已经是物理与财务的分离了。

我国目前电力市场中98%以上的交易是提前一年的期货。我国以成本为基础的定价体系，对应到市场上，可以看做是提前一年的期货，也就是提前一年时间确定长期合同。比如两个省长一年见一次面，敲定下一年的跨区输送电量。

普通大众理解电力市场的时间尺度更大，比如多年的期货。这集中体现在对三峡分电体系的理解上。笔者多次就三峡问题发表看法，表示其所发的电应该更多地留在湖北本地以及临近地区消纳。有些业内专家反馈：当年湖北、湖南都不要啊！这种逻辑与市场随时进入的开放竞争的逻辑是完全不搭界的。一个历史性安排可以固定十几年，这相当于多年的期货。因为这种锁定价格，有些地区应该是获得了很大的收益，比如上海。但是，因为这种送电的不灵活，有些地区却是受害的，比如湖北。2011年7月三峡水电大发时，湖北居然要拉闸限电。

欧盟通过可再生能源发电量“统计转移”来推动各国完成可再生能源发展任务。物理与财务（可以）完全分离。欧盟有可再生能源发展2030年远景目标，并且其具体做法与中国类似，将总体目标拆分，给各国摊派一个主观指标。那么，不同国家完成任务的难度就会大小不一，比如有些国家已经超额完成（丹麦），有些国家因为自身资源条件实在有限，发展成本很高（德国）。为解决这个问题，欧洲采用了可再生能源国际合作机制（international renewablecooperation）——在其他国家（地区）开发的可再生能源可以以统计转移（statisticaltransfer）的方式算作投资国目标的一部分。由于这些机组的加入，两国间联络线潮流可能会发生改变。但是，人们不会“傻”到专门拉根线将这部分电厂接入德国电网，其物理上仍旧是在丹麦电网平衡。

美国的可再生能源电力长期购买合同（Corporate Renewable Power PurchaseAgreements，PPAs）越来越多。许多有社会责任感的大公司，特别是IT企业，纷纷通过这种方式表明自身支持可再生能源发展的态度，并愿意身体力行。在价格上，PPA确定的可再生能源发电长期电价往往比化石能源发电还便宜。能源基金会在2019年的一份报告。中对此进行过综述，它区分了物理PPA与虚拟PPA两种方式。必须强调的是，这完全是一种操作层面的划分，仅存在于项目地理位置与财务结算的区别上，在系统运行的物理层面（应该）是没有区别的。

我国的“大飞线”电力外送在物理与交易界面划分上比较混沌。多数情况下，那些被定位为“外送机组”的发电机组，就相当于物理上受电端的机组，在受电区域平衡，调度与结算是一体的。这部分机组很少与本地电力平衡发生任何关系。当然，也有例外，比如原国家电监会的报告指出，2009年底湖北缺电，江西组织的临时送湖北交易电量，实际上是三峡送江西的电量直接改送湖北，江西则在省内挂牌向火电企业采购电量。事实却是，该部分电量并未出省，而是由江西自行消纳，交易电量与三峡送入的电量进行了对冲。也就是说，交易层面是湖北向江西购电，实际运行时却是三峡电在湖北消纳，而江西自己多发电。

逻辑与市场设计

日前市场不是形成一个有效率市场的必要条件。比如目前欧美市场往往是“日前市场+调整机制”的结构。市场机制本身就是一种灵活性安排，以应对各种需求、供应的不确定性与突发事件。从理论上来说，日前市场也并不是建立有效率市场的必要条件，与日后根据确定性的需求结算价格可以等价。两个阶段市场只是一种历史沿袭下来的习惯。在管制电力体系时期，即使是最慢的核电以及大煤电机组，多数机组要实现其发电承诺，提前12小时基本就足够了。因此，日前的提前量已经足够各个主体安排生产计划了。

美国的市场更像一个“物理战场指挥官系统”。不管这些电厂与用户达成了何种交易价格与协议（有些调度甚至都不知道具体细节），对于调度而言，总是根据系统物理约束，优先用那些成本更低的机组去满足需求。对于某台机组而言，即使某个小时签了100万千瓦的电量双边合同，如果调度发现系统供大于求，而这台机组合适提供“向下的调节”服务，那么它实际发的可能只有80万千瓦电力。

欧洲的电力市场更像一个“分布式平衡系统”。每个参与者必须实现自我平衡，约定卖100万千瓦时的电量，就必须平衡同等电量。如果最后由于自身的原因只发了80万千瓦时的电量，参与者就必须在市场关门之前购买20万千瓦时的电量，否则会收到“平衡误差罚单”。

我国的电力市场更像一个“物理决定交易”的体系。物理上，调度设定了何种潮流计划，所有市场参与方，包括电厂、用户都必须遵守。调度在年尺度以内高度自由量裁，基本不接受监管，唯一需要监管的是全年的量是否符合年初的计划。所以，交易的灵活性是高度受限的。每个电厂实际发了多少电，然后就有多少收益，很少再有其他途径。唯一的例外是几个所谓的“调峰辅助服务市场”，由调不下去的机组出钱补偿那些调下去的，相当于“斗地主”。这仍然是一种由“物理”决定交易，以成本为基础的体系，与市场逻辑格格不入。

总结：电力系统的物理运行与财务结算是（可以）充分分离的

电力系统最初就是一个各种技术构成的多元化系统，因为需求随时在变动，而储能很困难，所以，发电的时点十分重要，中午高峰时发的电，与午夜无需求时发的电，其价值差別是非常大的。各种技术的组合，而不是单一的某种技术，对长期而言是最优的。

在交易层面，无论是趸售批发市场、双边场外交易、长期购电合同，还是处于严重泡沫中的“区块链点对点交易”，对电力市场来说，都是可以充分适应的灵活交易。这些交易反映到物理层面的运行，无非就是一些或正或负的出力而已。而系统的物理运行，必须具有明确的经济效率优先的价值观。

如果说，我们的电力系统与国外有何“差别”（若算不上差距的话），那么物理运行层面的差别是最大的，这也是笔者反复强调电力体制改革要回归体制的基本原因。交易层面的差别无非就是影响蛋糕如何划分、谁亏谁赚的问题，而物理运行层面的安排才是决定整体效率、效益蛋糕大小的关键。