计划与市场衔接如何催生“巨量”不平衡资金？

当前电力市场化改革中，部分核电、水电、新能源以及跨省区送受电暂时未放开参与市场竞争，仍在沿用计划体系下固定上网电价模式（Feed-in-Tariff，FiT）运行。这种模式有两个特点，一是机组的发电量不随市场供需调整，二是结算不按照市场价格而是按照政府核定的固定电价。特点一导致非市场化发电量与优先用电量无法实时对等，即使在总发用电量平衡的前提下，市场化发用电量也无法对等，进而产生了资金余缺。受特点二影响，现货市场价格越低，现货市场价格与要支付的固定价格之间的差额就越大，需要的额外补贴额越高，这会进一步放大资金余缺。这两部分资金余缺就是所谓的“双轨制不平衡资金”，如果我们再把可再生能源附加和上述双轨制不平衡资金叠加在一起，这个巨大的补贴资金池其实可以分解为广义上的“新能源补贴+核电补贴+水电补贴+跨省区送受电补贴+省内供热等优先发电补贴”。

计划体系（固定上网电价）能否与市场长期并存？

与澳大利亚等市场不同，加拿大安大略省市场并未将非市场化合约转变为总量可控的差价合约，而是保留了大量FiT(固定上网电价)合约。受绿色能源法案、发电固定成本回收及历史遗留因素等影响，包括风电、光伏、生物质以及部分水电在内的大量发电企业都签订了多年固定上网电价合约。随之而来的是电力用户承担的大量补贴分摊，这部分补贴分摊被称为总体调整费（Global Adjustment，GA）。按照安大略省市场运营机构的官方定义，每月分摊的GA反映了现货市场价格与各类签订合约机组的固定价格合约差值，以及用户侧环保节能项目的成本。

山东市场度电分摊1分3的双轨制不平衡资金，相比安大略省的GA，无论从总量还是度电分摊都是“小巫见大巫”。从总量看，每年GA的规模大约为80-120亿加元，而现货市场电费大约为20亿加元。从度电分摊看，2019年度电GA分摊高达10.8加分，而现货市场价格仅为度电1.83加分。可见不平衡资金的处理关键在于各方均能认可的疏导原则和方式，而不是采用将所有费用强制地、不合理地分摊给某类主体，盲目地缩减不平衡资金的规模。

上图中展示了安大略省市场电力现货平均电价与GA的逐年变化情况，其中GA的迅速增长很大程度上是由于以可再生能源为代表的FiT合约规模的扩大。不根据供需调整出力的FiT机组极大地压缩了市场化机组的竞争空间，也压低了现货市场价格，导致了现货市场价格与FiT固定的上网电价差值扩大，GA的规模也就愈发庞大了。根据安大略省能源委员会OEB的报告，2017年约有38%的GA补贴流向新能源，约37%流向用户侧环保节能项目及布鲁斯核电站，23%流向其他核电和水电，而2017年新能源发电量才占到总发电量的7%。

时至今日，GA已经成为了安大略省用户侧降电价的主要阻力，而考虑FiT合约的高成本以及经济上的不可持续性，安大略省政府一方面不再新签FiT合约(甚至提前终止了部分合约），一方面正在想方设法调整既有FiT合约。从安大略省市场的经验来看，如果要保证新能源消纳等国家能源战略以计划方式（FiT模式）落地，不平衡资金必然长期存在，不平衡资金的规模取决于计划电价与市场价格之间差值、优先发电规模等因素。而随着可再生能源发展，不平衡资金规模必然不断扩大，进而带来用户侧成本的持续上升，因此计划体系下的固定上网电价机制（FiT模式）注定不可持续。

但计划体系不可持续并不意味着我们要放弃能源转型、放弃对居民农业等低价用户的保障。现阶段“鱼”和“熊掌”如何兼得，关键看计划如何向市场过渡。

01、第一步：彻底理顺现有结算关系

与成熟电力市场的结算关系相比，当前国内各现货市场试点结算关系并未真正厘清，往往将计划体系下的各类补贴混为一谈。叠加电力现货市场中的各种结算科目五花八门，导致整个结算体系错综复杂。以山东不平衡资金为例，各方解释众说纷纭，竟鲜有观点简单明了地厘清不平衡资金来龙去脉。

因此，将当前计划与市场纠缠不清的结算关系转变为基于市场的、条目清晰的结算关系，是市场化改革的第一步，也是政府主管部门科学决策的基础。具体来说，就是在不改变资金流的前提下调整结算关系，将所有接受补贴的发电企业及电力用户的结算价格还原为电力现货市场价格与补贴两部分，电力现货市场按照全电量计算，补贴分摊部分按照不同类型主体分别计算，从而彻底取消双轨制不平衡资金。此外要避免“以不平衡资金大小论英雄”的错误观念，应该以理清理顺结算细节为目标。优化后的结算关系结构简单清晰、主体明确，可以有效避免优发优购不平衡等复杂的表述，政府主管部门在制定相关产业政策时也很容易厘清成本收益。

02、第二步：重新清算市场化改革带来的损益

众所周知，搁浅成本是指电力企业在原有管制体系下允许收回的, 但由于体制的改变而无法回收的成本。例如在改革前，发电企业可能会根据当时的管制电价进行投资, 如果改革后竞争的市场价格低于前期投资的管制电价，则导致一些投资无法收回,从而形成搁浅资产。类似的还有跨省跨区送电的输电线路，市场化改革后输电线路利用小时数可能下降，进而产生搁浅成本。为避免搁浅成本的回收造成用户侧电价上涨，国内政府主管部门一般对搁浅成本避而不谈，但这缺失的一环恰恰成为了掣肘电力市场化改革的“阿克琉斯之踵“。

搁浅成本关系到电力市场竞争效率和公平。除了让电力企业回收投资外，搁浅成本实际上还起到让所有市场主体回到同一起跑线，“清零”历史的作用。当前各类高成本机组之所以无法直接参与现货市场竞争，就是因为缺乏搁浅成本的清算，从而被迫执行计划体系下的固定上网电价，产生了一系列的衔接问题。部分试点探索通过不平衡资金对高成本机组进行补贴，本质上是仅对个别类型进行搁浅成本清算，但往往违背了搁浅成本回收“固定回收总量、固定退坡年限”的原则，造成整个市场价格形成机制的扭曲，并可能为未来投资带来错误的信号。

搁浅的不光有“成本”还有“收益”，与搁浅成本对应的是搁浅收益（stranded benefits）。中央出资建设的大型水电项目以及上一轮电改电网企业保留的水电项目，其管制电价远低于市场价格，这类机组一旦进入市场就会产生额外收益。不进行对搁浅成本的清算而直接放开发电计划，其实是制造了市场机组对计划体系下机组的交叉补贴，而这部分已经折旧完成的机组在供大于求的供需环境下理应更多地参与市场降价。

正确的做法应当是统筹考虑市场化改革前后对各类机组带来的损益，原则上由包含未参与市场机组在内的所有发电机组均等承担。具体的处理是，测算搁浅成本与搁浅收益对销后的净损失，再将各类非市场机组现有的固定上网电价转换为差价合约，差价合约价格与原固定上网电价的差值对应净损失。如果不将其整体转换为差价合约，而是采用妥协方式降低当前固定上网电价，这种做法本质上是过渡性质的、不可持续的。

03、第三步：构建透明高效的过渡机制

市场长期运行的基础是信任，而透明是信任的来源，因此如何以更市场化、更透明的方式保障各项政策目的落地是对政府治理能力的一项挑战，也是计划体系向市场过渡的关键。计划时期政府主管部门只要以电量、电价为抓手，即可实现绝大部分政策目标，进入到市场环境后政府主管部门急需转变心态，找到新的、不会扭曲市场价格形成机制的“新抓手”，而“政府授权合约+特殊目的载体”的组合拳可能是最佳选择。

首先是发挥政府授权合约作用，保障电力市场平稳起步。政府授权合约是指电力现货市场起步初期，为确保市场主体收益不发生剧烈波动而设计的一种由政府确定价格形成机制的合约，过渡期结束后政府授权合约取消。相比于市场化合约，政府授权合约最大的优势在于可以保障市场平稳起步，避免将市场建设的成败押注于现货市场起步初期的价格走势变化。因为市场起步初期，市场机制不完善、市场主体不够成熟，市场价格容易大起大落，造成大量市场主体破产，进而逼停市场化改革。

以澳大利亚市场的起步为例，NEM启动初期电力现货市场价格与管制价格差异巨大。1999年新南威尔士州现货市场加权平均价格为24.42澳元/MWh，而1999年新南威尔士州类型1(占80%负荷)的政府授权合约价格却高达37澳元/MWh，可以说政府授权合约有效地保障了发电企业的稳定经营。而仅仅在第二年电力现货市场价格就发生了跃升，维多利亚州跳涨至44.57澳元/MWh，政府授权合约又避免了售电企业的大规模破产。在经历了市场起步初期的价格跳变，市场主体的风险管理能力逐步提升，签订高比例中长期合约的意愿不断增强，澳大利亚的政府授权合约也随之退坡了。

政府授权合约的另外一个优势是形式灵活多变，便于政府主管部门以最小的成本实现各项政策目标。以澳大利亚市场为例,同时设置了两种类型的政府授权合约，类型1是双向差价合约，而类型2是针对高峰低谷时段的封顶封底合约。浙江试点的规则设计中更有着7种不同类型的政府授权合约适用于不同情况。

针对国内实际，在第二步均等分摊净搁浅成本的前提下，各类机组政府差价合约价格的确定应综合考虑国家能源转型目标、理顺后的补贴测算额度、机组投资回收程度等多重因素。针对高搁浅成本机组（如新能源、核电、水电、燃气等机组）的政府授权合约可采用价格高于管制电价的差价合约形式，同时应明确退坡年限，保证一定比例的投资回收后即应全电量参与市场。当前已完成折旧且有搁浅收益的机组应签订价格远低于管制电价水平的政府授权合约，跨省跨区送电机组可采用“差价合约+期权”式政府授权合约以保障跨省跨区输电能力变化时的机组收益，新投产机组不能获得高于市场平均价格的政府授权合约。而目录电价也可视作一种特殊的政府授权合约，统一纳入管理。

其次是通过特殊目的载体（SPV）签订政府授权合约，构建独立透明的过渡机制。特殊目的载体（Special Purpose Vehicle，SPV）是一个为特定目的而构造的空壳实体，SPV常被设立者用于隔离财务风险。因为通过SPV可以独立透明地实现清洁能源补贴、非市场用户保障等政策目标，SPV在市场化改革的过渡过程中被广泛使用，例如新加坡设立了政府指定的MSSL公司用于“计划”向市场的过渡，并与各类受补贴的主体签订政府授权合约。SPV的特点是运营目的单一，且与发起人完全隔离，无任何资金或债务关联。此外，SPV独立实体的特点还方便了监管机构对相关过渡机制的监管和审计，使得市场主体对改革过渡机制的信任可以极大地提升。针对国内实际，市场起步初期可由电网企业成立专门的空壳子公司作为SPV或采用独立账户的形式代替SPV。

基于SPV的过渡机制形成的资金流（并不完全对应于结算流）如上图所示，SPV负责签订所有的政府授权合约，既包括发电侧也包括非市场化用户。其中黄线代表的补贴分摊部分，图中的SPV作为计划体系下历史遗留的唯一承接者，在按照政府授权合约结算完成后仍存在资金缺额。在当前结算体系下这部分缺额由“输配电价中的交叉补贴+双轨制不平衡资金+可再生能源附加”补齐，转换到SPV机制后，应按照“新能源补贴+核电补贴+水电补贴+跨省区送受电补贴+供热等优先发电补贴+居民用户补贴+农业用户补贴+其他公益性用户补贴”分类独立记账并向市场主体公开，各类补贴资金在扣减交叉补贴及可再生能源附加后，向所有市场化用户分摊。为避免扭曲价格机制，发电企业（特别是有搁浅收益的发电企业）应承担的补贴分摊部分可通过低价政府授权合约实现。

此外，同步还应建立分摊金额的动态调整机制，每三个月事先分配政府授权合约，季度结束进行多退少补、滚动调整。可以看到，与传统的交叉补贴机制相比，基于SPV的补贴分摊机制独立透明、条目清晰、便于监管，针对不同类别主体的补贴额度一目了然，且随政府授权合约期满有着明确的退坡期限，既能保障市场平稳起步，又能推动市场化建设不断深入。

基于SPV的分摊机制在沿用固定上网电价而不签订政府授权合约时也可以采用，其本质等同于安大略市场的GA，但是签订了基于差价合约的政府授权合约后可以有效地控制分摊的金额规模，以最小的成本实现政策目的。

此外电网公司子公司作为SPV还可以起到兜底售电公司的作用，当用户面临售电公司破产或原有合约期满后未签订新的交易合同，但发生实际用电时，为用户提供兜底售电服务。兜底售电价格一般应略高于市场平均水平，该部分收入单独记账并纳入监管。

时至今日，电力市场化改革已经到了关键节点，改革已经深入地触动到了多方根本利益，计划与市场衔接等深层次问题必须正视才能解决。而改革越深化，越需要主管部门的担当精神，越需要主管部门坚定信心走下去。“惟其艰难，才更显勇毅；惟其笃行，才弥足珍贵。”