经过2017~2019年3年的准备，我国8个电力现货试点地区于2019年四季度开始进入全面短期试结算阶段。虽然短期的试结算暴露了市场设计、技术支持系统、配套制度等多方面的问题，但是实操的成果已经验证了电力现货市场替代计划调度制度在我国的可行性，国外市场的通行规律在我国并没有显得“水土不服”。

根据相关工作安排，在即将到来的2020年四季度，不出意外8个电力现货试点地区将进入长周期试结算运行，对于山东等已经走完省内行政授权程序的省份可能将不间断持续运行下去，其他省份也将开展连续1月或连续2月的长周期试结算运行。成绩让人振奋，然而长周期试结算的隐患也逐渐被业内认知：尽管电力现货市场本身不存在大的问题，但是配套制度修改滞后可能让长周期试结算“功败垂成”。

现行优先发用电制度与电力现货市场建设存在不协调的问题

现行优先发用电制度设计主要目的有三个，一是保证居民、农业和公益性事业等享受交叉补贴的用户用电价格水平不发生改变；二是保证国家指令计划和政府间协议的执行，例如保证远程输送的大型水电的投资收益、保证电网远程输送通道的利用率；三是保证电源侧行业政策的延续性，例如保障可再生能源的全额保障性收购，保障核电不发生核燃料的浪费；四是保障涉及民生政策的供暖不受市场影响，以及高效利用燃料的热电联产机组生产。

为实现上述目的，现行优先发电制度的具体操作主要采取下述措施，对于居民、农业和公益性事业，采用继续执行原来的目录电价，且对用电曲线不进行任何约束的方式；对于国家指令计划和政府间协议，仍然执行原有的购电协议，国调确保一年内总输送量不变，保价由受电地区消纳，不论是否接入送端交流网，均优先使用输电能力；对于煤电以外的机组，非水可再生能源、核电等仍按照原来计划调度方式“保价保量”收购，调节义务仍由其他煤电等机承担；对于热电联产机组供热需要的电量，仍采用“保价保量”方式签订中长期合同，优先列入开机组合。

可见，现行优先发用电制度实质上形成了电力市场的双轨制结构，在以中长期交易为主的市场环境中是没有问题的，因为中长期交易主要目的是为了规避风险和锁定收益。而矛盾则主要出现在实际执行过程中，本该停留在规避风险和锁定收益的优先发用电制度扩展到了电力现货市场，将优先发用电设涉及的用户和电源继续执行计划调度，优先使用网络通道。

电力现货市场的主要任务是发现价格和保证电力系统平衡。从经济学上讲，电力现货市场依靠供需发现价格，供需的真实程度决定了发现价格的准确性，需要全部与电网连接的电气设备参加电力现货市场以保证供需的真实性。现行的部分用户和电源的“不参与”，造成了供需关系的割裂，特别是在不参加市场的用户电量电力和电源生产的电量电力不匹配的情况下，供需被扭曲的程度被放大，准确发现价格的“能力”无从谈起。

从另一个角度来看，电力现货市场在系统层面要形成经济输送和潮流的分配，无论优先发用电的主体还是市场主体，都要使用同一张电网，优先发用电主体无偿优先占有了网络的输送能力，使电力现货市场难于形成最优的经济潮流，优化配置资源的能力大打折扣，好比一个锅里吃饭，规则却不一样，难免出现优先发用电主体和市场主体之间互相侵害利益的事件。还要指出的是，电力现货市场机制是传统的计划调度机制替代者，对于调度机构来说，电力系统运行遵循统一的规则可以最有利于保证系统安全稳定运行，“半市场、半计划”的调度方式必将严重影响电力系统的可靠性。

双轨制冲突的试结算案例

现行优先发用电制度与电力现货市场建设存在不协调的问题，已经不是纸面上的争论，在8个试点地区的短周期试结算过程中矛盾频繁出现，以下三个事例不同程度地说明了重视优先发用电制度“二次改革”的重要性。

例子1：优先发电不参与电力现货市场影响短期试结算电费收支平衡

D省今年某月短期试结算4天，市场化用户用电量超过市场化机组上网电量中市场化电量的1/3。由于外电、风光和核电优先占通道、优先享受电量空间，市场化机组不但没有得益，还把自己的发电空间丢掉了，市场化用户的部分电量实际上使用的是未参加电力现货市场的外来电、风光和核电电量。该问题直接反映在电费结算上就是收支不平衡，即用户支付的电费不足以支付市场化机组和外来电、风光和核电的应得电费。主要原因是市场化电量价格较低，市场化用户按照较低价格的市场化电量用电，使用外来电、风光和核电的电量部分却要按照相对的高价结算（优先发电“保价”结算）。仅仅4天产生的电费收支不平衡就达到了近亿元，按照规则应当由外来电承担超过一半，由省内风光和核电承担接近一半。如果电费收支不平衡结算能够落实就意味着外来电、风光和核电实质上参与了电力现货市场，这是与优先发用电制度不协调的；如果电费收支不平衡结算无法落实，即“无过错”的市场化机组不能承担优先发电量带来的不平衡费用，那么4天的连续试结算就成了连续的调电试运行，如果按此情况开展长周期连续试结算，电费收支不平衡将呈量级化增长，出现的“大坑”谁来填？会不会再次上演十几年前东北区域市场由于不平衡资金量过大而“停摆”的事故？

例子2：外来电参与现货市场与水电弃水电量

G省外来电均为政府间协议，协议框架内按照G省火电价格结算，协议框架外的电量按照Y省与G省电力市场价格的平均数结算。据有关部门计算，由于G省火电全部进入市场，综合电价大幅降低，政府间协议造成G省每年多支付超过50亿元电费。特别是G省电力现货市场运行期间，低谷价格低于0.1元，低谷时段出现了高价电向低价地区流动的逆市场机制配置资源的情况。G省因此建议协议框架内继续维持现状，但是希望协议框架外的电量不再列为优先发电，按照电力现货市场价格结算，建议从情感和经济关系上是可以理解，并且站得住脚。但是站在Y省角度上看，G省低谷价格均价保持在0.1元/千瓦时上下，扣掉近0.2元/千瓦时的网络输送费用，Y省的水电企业获得了一个低谷的负电价，就要“掏钱发电”，对于以百亿计的增送电量，损失难以接受。就算可以用中长期合同避险，由于现货价格和中长期交易价格是“共振”的，G省也不会放着便宜的低谷现货价格不要，支付差价达到0.3元的“智商税”。那么Y省的水电企业会认为“可低价尽社会责任，不能掏钱发电”，结果可能会出现低谷弃水电量上升，“向河里倒牛奶”的情况真实发生。G省和Y省的想法都有道理，孰是孰非是现行优先发用电制度不能回答的问题。然而，这种争议直接影响了协议电量进入G省电力现货市场，间接影响了G省电力现货价格的准确性。

例子3：接入同一交流网的非省调机组继续执行计划调度，影响电力现货市场出清结果

S省今年某月短期试结算期间，与其网内相连网调机组仍然执行优先发电计划下的计划调度方式，由网调直接给予出力曲线。该机组的出力与当地电力现货市场毫无关系，却直接对S省现货市场出清、机组开停、潮流分布和节点电价计算产生影响，受到市场主体的广泛质疑。网调和网调机组很委屈，认为“就是按照制度在执行，没有任何违反规章行为”，利益受损的该省调机组却认为“同一张网内，凭什么分三六九等”，既然一张网，既然影响市场主体利益，就应该按照一个规则处理，否则不能“愉快地一起游戏”。如果不同调度关系的机组，持续影响S省内电力现货市场的运行，那么难免长周期试结算会与计划调度矛盾，产生不利因素。

除了上述例子，优先用电制度也对电力现货市场长周期试结算有影响，其中比较突出的是“用电计划的非强制放开”——用户在一定条件下可以回到优先用电制度，采用原有目录电价结算。长此以往，一旦长周期试结算中某些用户利益受损，便会立刻利用这一“方便之门”回到优先用电制度之下。

这些矛盾如不能解决，长周期的电力现货市场试结算工作很容易会“踢到（配套制度的）铁板”，恐怕我们难以听到电力现货市场长周期试结算工作顺利开展的消息。

尽快推动优先发用电制度的“二次革命”

优先发用电制度与电力现货市场机制的矛盾并非非此即彼，或者是应该立刻放弃发用电制度。极端的改革措施不符合我国渐进式改革的一贯做法，如果现在放弃优先发用电制度，可能会造成利益主体激烈的反对，也可能影响我国产业政策的落实，进而影响到电力现货市场的建设。

从另一个角度来说，优先发用电制度不但不应该放弃，反而应该配合电力现货市场建设的需要进行完善，毕竟“全盘颠覆”不是电力现货市场需要的环境，电力现货市场建设需要优先发电制度的进一步完善作为助力。优先发用电制度应当限定其使用范围在中长期市场内，这样就可以实现其为国家可再生能源产业政策和民生政策服务，弥补电力现货市场无法考虑国家可再生能源产业政策和民生政策的短板，又不直接影响电力现货市场价格发现的功能和目的。因此，优先发用电制度近期需要在以往基础上进行“二次改革”。

一是优先发电制度可以过渡为政府授权合同制度在电力现货市场之外发挥作用。政府授权合同与优先发用电制度不同之处在于，政府授权合同不是分配发电指标，二是通过经济手段贯彻产业政策，政府授权合同仅在电力现货市场外发挥作用，不影响、不干涉电力现货市场经济潮流的形成，各类型全部电量均需通过电力现货市场得以执行。政府授权合同一经授权，政府有关部门自身也不得进行调整和改变。政府授权合同在执行过程中，与其他市场化的中长期合同具有同等地位，通过电力现货市场公平的予以执行。

在世界范围内，通过政府授权合同在中长期交易领域进行宏观调控的案例屡见不鲜。2018年，在电力市场已经建成十几年的新加坡，发电企业仍然得到了占全部发电量25%的政府授权合同，政府授权合同与中长期市场交易合同性质相同，财务责任无差别进行交割。

在通过政府授权合同保障基本经济利益的情况下，可再生能源、核电均可进入电力现货市场，国家指令计划和政府间协议也可“无缝衔接”转化为中长期合同，外来电即可进入电力现货市场，承担相应经济责任。一方面电力现货市场由于供需的真实性得以保证，实现了发现价格的准确性，另一方面各利益主体符合国家产业政策的既得利益也可以得到基本保障。

二是优先发用电可以“放开为主、收放并举”为原则执行。新电改五年以来，发用电计划放开均采用直接放开总量的方式进行，尚未出现将市场化的电量重新纳入优先发用电的案例。实际上，发用电计划放开的步骤完全可以更加灵活，即优先发用电覆盖的范围可以根据实际需要结合实际调整，放的不合适的可以收回来，历史上没有在优先发用电覆盖范围内的，可以配合电力现货市场建设，在一定时期再度纳入进来。

例子2中G省和Y省的争议完全可以采用上述方法得到解决，G省和Y省之间的协议电量放开，可以采用先放开历史上协议内电量的方式进行，这样由于历史上协议电量有高峰电量，也有低谷电量，高低匹配能够基本满足成交价格水平不致发生大幅降低；对于低谷增送的水电电量，虽然在历史上属于协议外电量，一直通过双方协商的“半市场化”方式存在，但是完全可以按照近三年均价列入优先发电合同，保证G省的低谷现货价格暂时不与低谷增送电量的中长期合同价格发生共振。

优先发用电制度在G省和Y省案例中的“一放一收”，一方面可以实现水电尽量消纳，提高水电潜在的增送空间，另一方面也在一定程度上满足了G省的诉求，实现了尽量消除两省在外送电参与电力现货市场问题上的尖锐对立。

三是灵活执行同一交流网内不同调度关系机组的优先发电计划。我国的输电通道一般都建设了配套电源，这些配套电源除了少量“点对网”接线方式的机组外，大部分采用“网对网”方式接线。“网对网”配套电源送电方式主要原因是直流线路的输送容量越来越大，如果配套电源不与所在地交流网连接，一旦配套电源出现“非停”，会造成直流线路被动停运，受电地区电网运行安全会受到很大的冲击。配套电源与所在地交流网连接后，可以借助当地交流网使用当地机组的备用，对于保证直流线路的稳定运行大有裨益。

但世无双全事，享受了这种好处，接入当地的配套电源受基尔霍夫定律的影响，“一举一动”都会对当地网内其他机组产生影响，历史上四川国调机组与省调机组的“公平弃水”之争就是这个原因。

计划体制下可以分三六九等，市场环境下只认价格，解决办法就是在同一交流网内不同调度关系机组的优先发电计划需要更加灵活的执行方式，例如S省试结算过程中的问题，完全可以把网调优先发电计划发到S省的关口上，以该节点为优先发电合同的执行点，涉及的机组直接参加S省市场，如果该机组因成本低在现货市场中标，则不但可以发出优先发电合同的电量，还以代替其他机组发电；如该机组成本相对较高，那么其他机组通过电力现货市场代发了其优先发电合同，该机组获得了比自己发电更多的差价结算电费，无论对于S省，还是四川的弃水问题，都是一种“双赢”的解决方案。

预则立，2020年已经过半，电力现货市场长周期试结算正在快步向我们走来，包括优先发用电制度在内的配套制度需要以高度的历史责任感尽快修改完善，保证电力现货市场走稳走好，为电力市场化改革取得质的突破作出贡献。