不平衡资金出现的背后是电网、发电企业、地方政府博弈，市场交易行为错位使然，现货交易中的价格信号未能在供需中传导。
图片来源：视觉中国
文 |
山东从没有像今天这样，处在全国电改的舞台中央。
2020年5月16-19日，山东作为电力现货市场建设试点省份开展了为期4天的现货市场连续结算试运行。在这4天试运行期间，无论电网运行还是市场价格出清都十分顺利。但唯有一事出乎预料，试运行期间产生9508.19万元的不平衡资金。
约2个月后，近亿元不平衡资金由媒体曝光。一时之间，山东成为电力市场改革的新焦点。
《能源》杂志获悉，国家发改委、国家能源局、山东省政府、国家电网公司、山东省电力交易中心等相关机构和部门第一时间即了解掌握亿元不平衡资金的突发状况。
“但国家电网公司直到7月份不平衡资金事实曝光之后，才开始详细过问。”相关知情人士告诉《能源》杂志记者。
10月9日，山东正式官宣开启11月整月现货结算试运行。但是在山东省能监办和山东省能源局公布的《关于做好11月份电力现货市场整月结算试运行工作的通知》中，居然规定谷电超过35%的用户可以选择退市。“这是严重的倒退行为。”山东省内相关人士对此评论道。
而备受关注的不平衡资金问题也暂时告一段落。山东省能监办、山东省能源局联合发文，由外来电、新能源、涉外应急、核电四方主题共同分担。近5个月的时间，山东电改陷入了停滞的僵局。不平衡资金的问题是无解的难题么？山东不平衡资金问题一经曝光，行业内便忆起东北电力市场改革旧事，在上一轮电力体制改革中，东北电力市场交易因32亿元不平衡资金而被叫停。
在《能源》杂志记者的调查采访中，无论是涉事其中的山东市场主体、还是省外的电力业内人士，给出的一致意见是：不平衡资金问题并非无解。
“不平衡资金背后的体制难题是问题所在，”业内人士告诉《能源》杂志记者，“山东省已经出了三版现货市场规则，市场机制趋于完善。现在的突破口就是体制问题，体制不改，改革很难走向下一步。”
根据中发〔2015〕9号文，本轮改革全称就为“深化电力体制改革”。为何在5年之后，还未能推动“体制”改革？山东电改这5个月的僵局从何而来？各方利益集团都扮演了怎样的角色？未来的山东电改，又会走向何方？
《能源》杂志深入山东电力市场走访，呈现山东电改最真实一面。
2019、2020年，山东电力现货市场共进行三次结算试运行；2019年6月至今，山东电力现货市场交易规则业已经过三次修订。最近一次修订是在7月29日，国家能源局山东能源监管办公布新一版《山东省电力现货市场交易规则（试行）》。
“虽然山东出台了电力现货交易规则，但每一次结算试运行前都会下发相应的结算试运行文件。最终的运行规则参照当期下发的文件执行。”山东一市场主体人士告诉《能源》杂志记者。
在山东省的三次试运行文件中，对于不同类别不平衡资金分配方式分别做了相应规定。由于目前山东市场仅启动了电量市场交易，因辅助服务带来的不平衡资金会随着辅助服务市场的开展而逐渐解决。但有些不平衡资金的消弭则没那么容易。
在上表中，2020年5月的山东现货结算试运行文件规定，“新能源大发导致的不平衡资金”由“新能源、核电和火电机组优先发电量按发电量比例进行分摊”。为何新能源大发产生的不平衡资金，会要求火电优先发电进行分摊？
究其原因是，所谓“新能源大发”实际上包含了山东省电网通过若干条特高压线路外购电的电量。而这些特高压线路输送的外来电量，除了清洁能源发电，还有大量的配套火电。
根据山东能监办公布的《2019年度国网山东省电力公司各市县供电企业信息公开年报》，2019年山东省接纳外来电934亿千瓦时。而山东省全社会用电量已达6200多亿千瓦时，山东电网完成售电量还不到4000亿千瓦时。外电在山东电力市场的比例接近四分之一。
按照规则，新能源发电、核电、外来电这些没有市场化用户参与的非市场交易电量（或者说叫做优先发电电量），要按照市场价格和保量保价的双重标准，让电网公司分别与用户和发电企业结算。也就是用户按照较低的市场价格结算，发电侧按照较高的上网电价结算。购销出现了价差，不平衡资金也随之而来。
“外来电规模相对固定，电网输配不会轻易减少。而新能源发电出力波动性又比较大。一旦新能源大发，就会造成优先发电电量侵占省内市场化机组的利益。”谈到优先发电，山东省内的市场主体都很无奈。
问题是，既然山东现货市场结算试运行文件已经对不平衡资金的分配规则做了明确规定，为何这一问题会拖延5个月之久？
除了结算试运行文件，山东现行现货市场交易规则也对不平衡资金的分配方案做出了明确的规定。
2020年7月出台的《山东省电力现货市场交易规则（试行）》第十二章第九节不平衡资金结算提出：“市场和计划双轨制造成的不平衡资金由所有非市场发电机组及跨省区联络线按照当月上网电量和受电量比例分摊。”
市场规则和试运行文件都明确不平衡资金由新能源和外来电承担，问题迟迟无法得到解决的根源是分配方案没有得到市场主体的认可。
首先是分配金额的厘定问题。
在山东省现货结算试运行出现大量不平衡资金问题之后，国家能源局曾向山东省内发电企业征求分摊不平衡资金的意见。
据《能源》杂志获悉，山东海阳核电站告知国家能源局，由于项目建设投融资金额巨大，海阳核电站运营初期面临着巨大的还本付息压力，如果加上巨额的不平衡资金分摊，会陷入生存困境，进而影响核电的安全稳定运行。海阳核电站建议其2020年市场化让利总额为1亿元。
按照海阳核电站告知国家能源局的说法，目前海阳核电站的批复电价为0.4151元/千瓦时，与项目核准电价有较大差距。2013年国家发改委发布了《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》，规定“核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时0.43元。”2019年中国核能行业协会发布的《我国三代核电经济性及市场竞争力研究》更是认为，按现行的核电电价条件测算，首批AP1000及EPR项目的上网电价均在0.5元/千瓦时左右。
2019年，山东海阳核电站的发电利用小时数8296小时，冠绝全国。海阳核电站目前已经投产2台125万千瓦机组，考虑到山东2019年火电机组发电利用小时仅4000多小时，一个海阳核电站足以和两三个火电站的发电量相媲美。
争取更少的分配金额，说明发电企业有承担不平衡资金的意愿。而严重的问题则是负责外来电采购的电网根本不愿意分摊这一费用或者解决这一问题，只想维持现状。
“不平衡资金问题曝光之后，山东省政府特意和国家电网公司多次讨论外来电的问题，”业内人士告诉《能源》杂志记者，“但是最后的结果并不理想，大家不欢而散。”
在探讨交流中，山东方面提出了若干条解决方案，来缓解因为外来电形成不平衡资金的情况。第一个方案是由国家电网公司参与不平衡资金的分摊，也就是目前规则确定的方法；第二个方案是未来山东外来电要根据负荷曲线进入电力市场；第三个方案是山东省售电公司或用户参与省间交易；第四个方案是山东省政府按照国家电网公司给出的外来电负荷曲线，直接分配给省内用户。
结果国家电网对这四个方案全部否定了。
这不是电网公司第一次对规则置若罔闻了。2017年5月31日，山东省能监办发布《山东电力辅助服务市场运营规则（试行）》，这标志着山东省辅助服务市场正式开启。
按照规则，山东省各类辅助服务费用由送入山东的跨省区联络线（也就是国家电网公司）参与分摊。“实际上外来电一直也没分摊。”上述业内人士说。
而其他电源侧主体，包括集中式光伏、风电、核电、直调公用火电，都参与了辅助服务费用的分摊。
外来电在山东并不是反面角色。
2017年之前，山东省是持续多年的“缺电”省份。即便是现在，山东省在夏季依然面临一定程度的电力缺口，需要外来电的补充。
“外来电的最大问题是无论什么时间，无论多少电量，只要电网想送就一定送过来。完全没有市场的概念。”上述业内人士说。
此前，山东省也是跨省区电力直接交易的先锋。
2016年2月28日，北京电力交易中心发布《2016年度银东直流跨区电力用户直接交易试点公告》，山东省内24家电力用户与西北地区发电企业达成90亿千瓦时电量的交易，这是全国首例用户参与的跨区电力直接交易。
2018年，山东省有用户参与的跨省区交易达到峰值。根据2017年12月山东省经信委公布的《关于2018年跨省区市场交易用户名单的公示》，292家电力用户参与了山东3条外送线路的跨省区电力交易。
拐点出现在2019年。
根据山东省发改委、山东省能源局和山东能监办联合印发的《关于2019年山东省电力市场交易工作安排的通知》，锡盟、扎鲁特跨省区交易由电网公司集中挂牌购电；上海庙送受市场电量也委托电网公司代理集中挂牌交易。参与三条线跨区交易的用户，调整到省内交易。山东有用户参与的跨省区交易，只剩下银东直流一条线路。
官方对于用户参与跨省区交易缩水的解释是相关线路出现了价格倒挂，为了提高送电稳定性才由国网山东省电力公司代理购电。
“现在山东省间交易实际上和省内市场是完全割裂的，”上述业内人士告诉《能源》杂志记者，“外电在什么时间、以什么负荷进入山东完全由国家电网公司说了算，哪怕是作为代理商的国网山东电力公司都没有决定的权力。”
本该作为山东电力市场负荷补充的外来电，现在却搅得各方都不安宁。到了2020年，外来电又成为各方利益平衡的“工具”。
2019年12月17日，山东省发改委、山东省能源局、国家能源局山东监管办公室联合发布了《关于做好2020年全省电力市场交易有关工作的通知》。文件中的一则规定在售电公司之间引发了轩然大波。
文件称：“2020年，锡盟和榆横特高压交流、鲁固直流继续由国网山东省电力公司集中挂牌购电。所购电量和昭沂直流通过政府间协议落实的送受电量中，拿出600亿千瓦时电量作为政府指定的‘市场平衡电量’合约，按照市场交易用户2019年1-11月实际用电量占比进行分配，售电公司的市场平衡电量为代理交易用户所分配到的市场平衡电量之和。市场平衡电量视为已成交电量，先以我省火电机组基准电价作为交易价格，2020年底再根据跨省区交易疏导分配意见进行清算。现货市场连续结算试运行后，另行研究制定‘市场平衡电量’合约分配机制。”
600亿电量直接被分配为成交电量，意味着售电公司差不多三分之一的业务被强行预定了。看起来一点也“不市场”的行为却在一开始引得售电公司蠢蠢欲动。
“按照银东直流的经验来看，外电有3分的降价空间。这可比省内市场赚钱机会大多了。所以一开始，售电公司甚至希望能被分配更多的电量，赚更多的钱。”知情人士向《能源》杂志记者透露。
这600亿市场平衡电量从何而来？“去年山东省内市场交易电量1800亿千瓦时左右，但火电因为调峰、供热，发了2400亿千瓦时。省内火电机组的优先发电电量，仅有600亿，不足发电量的25%。”山东火电厂人士告诉记者，“等于是为了补偿火电，所以从外电里拿出600亿度电强行配售给售电公司。火电就能多发600亿优先发电电量了。”
似乎是售电公司和火电双赢的结果，然而事实证明售电公司还是天真了。根据市场平衡电量的实施细则，这部分电量直接由电网和用户完成交易，而降价空间未来会由电网转嫁给用户。最终等于售电公司被强行分走了市场空间、被计算了业务，但却拿不到哪怕是1毫1厘的利润。再加上结算全部由电网完成，售电公司甚至连现金流都摸不到。
“与用户开展的电力交易由电网公司一力主导，形成电网公司直接进入竞争性售电市场的既成事实。发售一体的企业虽然也有损失，但电厂是获益的。最终只有独立售电公司成为这场博弈里的失败者。”上述知情人士说。
在《能源》杂志记者的调研中，解决外来电、新能源发电造成的巨额不平衡资金问题，让这些优先发电量进入现货市场是共识方案。
这也是经过4个月博弈之后，国家层面给出的解决方案。
《能源》杂志独家获悉，9月16日国家发改委副主任连维良主持召开山东现货市场不平衡资金解决方案会议，明确提出包括风电、光伏、核电、外来电在内的优先发电电源，都要进入现货市场。
其中外来电要以每年不低于20%的开放程度，用3到5年的时间全部进入电力现货市场。根据国家发改委2017年发布的《优先发电优先购电计划编制暂行办法》，风光等可再生能源发电、调峰发电、民生供热发电等属于一类优先保障；而外来电、核电均属于二类优先保障。从优先发电的优先级上来看，外来电和核电应该更先一步进入市场。
全电量市场看起来很美好，但实际执行起来并不那么容易。电网企业并未放弃代理外来电交易，外电市场化进程艰难。其他的优先发电电源虽然没有明确地表达反对意见，但也都有各种理由。
比如核电担心经营压力大影响安全运行，风电、光伏希望政府能够把拖欠的新能源补贴在进入市场前兑现到位。
自备电厂并不介意进入市场参与竞争。但是政府希望自备电厂能把历年欠缴的“可再生能源电价附加”全部补上。“要是只追缴1、2年的可再生能源电价附加，可能有的自备电厂就交了。但按照国家发改委之前的文件，2016年之前的也要追缴。很多自备电厂可能交完就直接破产了，也就不愿意缴了。”
而且，全电量市场不仅是发电侧全电量，还有用户侧的全电量。2019年6月，国家发改委发布《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》，这无疑是在为用户无差别进入电力市场做铺垫。
进展较快的省份，如新疆、辽宁、吉林等在2020年前就陆续公布了全面放开经营性电力用户参与电力市场化交易的通知，规定用户参与市场不再受电压等级和用电量的限制。
但山东省先是在2019年12月公布了《山东2020年全省电力市场交易有关工作的通知》，明确市场主体范围是“10千伏以上电压等级、年用电量400万千瓦时以上用户”。这一限制条件与2018年版本相比，仅将用电量标准从500万千瓦时降低到400万千瓦时，但加上了“单个用电户号（同一用电地址）”的限制。
而一个多月之后，山东省发改委、工信厅、能源局和能监办才发布了《关于做好我省全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》，提出“三年内放开符合条件的经营性电力用户。2020年底前优先放开年电量400万千瓦时以上（单个用电地址）电力用户，2021年底前放开全部符合条件的高压经营性电力用户，2022年底前放开全部符合条件的低压经营性电力用户。”
部分省份一年不到就可以完成的事情，在山东却需要三年的时间逐步推进。与在外来电问题上的积极推动相比，山东省政府在开放经营性电力用户发用电计划上显得更加保守。
“经营性电力用户的发用电计划之前属于政府权力的一部分。”山东省内的市场主体对此评价到。
电网、发电、政府，山东电改的三方势力在各自利益上各有所求，博弈不停。看起来是一剂良药的全电量市场也布满了荆棘。
若是各方都退一步，能够顺利解决不平衡资金问题，山东的现货市场建设就能一路畅通么？很遗憾，这也许只能是一个美好的愿望。
“其实从几次现货结算试运行来看，山东市场内还是有一些问题暴露出来的。只不过现在大家的目光都被不平衡资金吸走了，”上述市场主体说，“这些没有响的雷也不应该被我们忽视。”
在“三公”调度模式下，为了削峰填谷，用电高峰时段电价更高、低谷时段价格更低，山东省的电价还有一个平时段。供需决定价格的经济学原理理论上应该适用于电力现货交易，甚至会表现的更加精细。
但是山东几次现货结算试运行都出现了一个尴尬的情况——峰谷电价倒挂，也就是谷段电价高于峰时电价。这也就成为山东现货市场最大的一个潜在“雷”。
“白天价格太低的主要原因就是光伏发电量很多，拉低了竞价价格，”一个火电厂的人士告诉《能源》杂志记者，“晚上光伏不发电了，谷段电价就会大幅上涨。”
峰谷电价倒挂的延续很可能给用户带来与“削峰填谷”相反的刺激效果。用户为了更低的价格在高峰时段生产，电网负荷大大增强，调度的难度也加大了。而更严重的问题是谷段用电量大的企业因此会退出市场。
以35千伏工商业用户电价（两部制）为例。谷段目录电价为0.3157元/千瓦时，减去0.1769元/千瓦时的输配电价、0.02716875元/千瓦时的政府性基金及附加，谷段现货价格只能有0.1元/千瓦时。
“1毛钱我够干嘛的？买煤都不够，”上述火电厂人士说，“火电厂不可能签1毛钱的合约。现在的现货市场里，谷段价格甚至要2毛钱。如果延续这样的价格，谷段用电超过50%的用户根本没有售电公司代理，也不需要代理，退市选择目录电价好了。”
不过也有人认为这一观点并不全面。山东省内的电力专家对记者说，所谓谷段用户退市的问题，更多是市场主体的一厢情愿。“首先市场本来就不是一个必赢的市场。发电企业、售电公司的盈亏取决于各自在市场规则下的经营能力。未来成熟的电力市场里，售电公司除了在电能量市场获利之外，还可以集成用户的负荷能力，主动参与电网调峰。仅靠买卖电量差价赚钱不是售电公司的价值所在。”
山东电力市场的另一个潜在“雷”是必开机组的问题。电力现货市场中，由于电网可能存在阻塞，因此需要设计阻塞盈余的分配机制。同为集中式电力现货市场的美国PJM（也是广东、山东、浙江市场的主要参考对象）使用了金融输电权解决这一问题。而山东现货规则则通过在某些节点设置必开机组或必停机组来避免电网的阻塞。
但是迄今为止，山东省尚未出台明确规则对必开机组和必停机组的定义进行确认，完全依靠调度机构的自由裁量权决定。“如果没有明确的标准，机组报了价却被要求停机，这样电厂就没有办法设置报价策略，”上述业内人士说，“山东省内的发电企业已经向主管部门反映了这个问题。”
必开或必停机组的设置对于省内火电企业有重大影响。作为拥有最大规模火电装机、且长期缺电的山东省，省内火电企业盈利水平一直处于前列。然而，随着市场供需形势的逆转以及现货价格的一路走低，山东火电企业的好日子怕是走到了尽头。另一方面，萦绕在山东火电企业头上的“市场力限制”紧箍咒又带来了另一份压力。
在山东火电市场中，唱主角的是国资委所属四大发电集团（国家电投在山东无火电资产）。在2020年山东年度电力直接交易（双边协商）中，央企发电集团占据了超过80%的市场份额。市场力限制就成了山东市场监管和规则制定当中的要点之一。
根据《山东省电力市场监管办法（试行）》，同一发电集团公司所属发电企业参与市场的装机容量不超过全部市场装机容量的20%，超过20%的应通过资产出售或对市场交易管理进行分割等方式将市场份额降至合理范围内。具有关联关系的售电企业代理用户年度用电量不超过全省全部市场电量的20%。
然而白纸黑字的监管规则却完全没有办法限制住发电企业。
“有些发电企业在山东省内市场份额都超过30%了，下属售电公司却要限制在20%的电量，这几乎不可能。”省内知情人士对《能源》杂志记者透露。
据了解，发售一体公司绕过“20%”监管红线的最普遍做法就是用马甲公司签约电量，保证自己的售电公司控制在20%以下，超出部分由马甲公司来签约。
至于发电装机市场份额限制在20%的规则，在电厂内部看来也是“很不靠谱”。
“火电企业多是国企，山东省文件要华能、华电出售资产，这两家公司的省公司有这个权力吗？你别说省公司了，就算是总部，不亏损的电厂也不能就这么说卖就卖了。”
2019年山东省火电设备利用小时数仅4500左右，与2018年超过5000相比有了不小的下滑。但据电厂人士透露，山东火电厂的盈利状况依然不错。“目前来看，这两年煤价比较低，对火电利好。但大家也都不太敢表现出来，甚至有时会在年底突击花钱进行技术改造升级，把利润控制在上级规定的范围内。”
但山东火电的好日子可能在2020年到头了。不少省内市场主体预计，今年山东火电设备利用小时数只有3800左右，2021年仍然会进一步降低。
在现行市场中，火电企业往往通过价格联盟的方式发挥市场力作用。但在现货市场中，由于每15分钟就会进行一次价格出清，电厂通过串谋垄断市场在技术上变得困难。而且《山东省电力市场监管办法（试行）》也规定，如有超过20%电量的市场成员报价一致，就会由能监办和监管部门介入调查。
“现在对于火电的监管基本集中在价格方面。到了现货市场，这个监管范围就有点窄了，”上述或电厂人士说，“尤其是市场份额多的企业，完全可以通过开停机组合等方式来影响市场的供给和电网平衡。到时候不仅有电能量市场，还有辅助服务市场可以盈利。”
市场监管机构人士也坦言，对市场力的监管是一场持久的“猫抓老鼠游戏”，但目前猫手里掌握的方法要比老鼠少一些。“总有人误以为改革的红利就是用户享受更低的价格或者社会资本通过售电公司分享红利。但实际上发电在未来成熟的市场中也会有更多的机会。”
山东电力现货市场建设对于火电最大的红利就是：不用再紧盯着发电设备利用小时数和煤价两个指标衡量企业盈利水平。
“我们自己感觉，未来改革的趋势是央企发电集团抓大放小，”上述发电内部人士说，“保留大容量机组，30万以下的机组该出售还是要出售的。”
这不仅仅是发电企业迎合市场监管规则的规定，也是因为在未来的电力现货市场中，小机组与大机组的报价、盈利策略将会完全不同。
“现在是百万千瓦机组也参与调峰，甚至把发电出力压给30多万千瓦小机组；小机组有时候也是一直满发，完全没有体现出经济性和环保性，”山东市场管理机构内部人士说，“今年3800的利用小时数，也许火电还觉得能赚钱。但要是明年3000小时，甚至更低呢？这在以后不是没有可能的。”
从未来火电机组的定位看，大机组作为基荷电源，白天覆盖现货高价时段，低价时段签约保证价格合理性，就可以“稳赚不赔”。30万以下的小机组更多参与调峰、调频等辅助服务市场，参与谷段竞价。这是山东省内各方一致看好的未来市场格局。
发电企业可以清晰地看到自己的未来。但作为“改革成果”的独立售电公司们，却愈发地觉得前景黯淡无光。
600亿平衡电量给了独立售电公司们一记响亮的“耳光”：至少在结算权落地之前，售电公司只是一个事实上的中介服务商罢了。
不真正落实电力交易中心“提供结算依据和服务”的定位，剥夺了售电公司的结算权，实际上也是对电改9号文的否定。因为9号文中明文规定“售电主体、用户、其他相关方依法签订合同，明确相应的权力义务，约定交易、服务、收费、结算等事项。”
没有结算权的售电公司实际上也不存在为用户提供电费套餐的权力。由于目前的现货结算试运行价格偏低且峰谷倒挂，售电公司与用户的零售合约还是以现行市场的双边协商价格为主。但在真正的电力批发现货市场下，零售合同更加多元。售电公司应当在掌握现货价格规律的基础上，为用户提供不同的价格组合选择。
“现在是售电公司先跟用户签零售合同，再去批发市场找电量，”一位售电市场主体说，“这样做在现货市场里风险非常大。售电公司一方面不知道现货市场的真实价格波动是怎样的，也不知道自己用户的历史负荷曲线，相当于承担了所有的风险。”
如上文所述，一个售电公司如果签约了谷段用电超过50%的用户，并与其签订了一个固定价格。在现货市场维持上次山东结算试运行的价格曲线情况下—即谷段电价高于峰段电价，售电公司会在谷段大量亏损，甚至峰段没有盈利。最终用户拿到了低价，发电按心理价位卖出了电。这中间的差值只有售电公司承担了。
那售电公司获取用户的负荷曲线不就可以了么？“对不起，现在所有用户的历史数据都在电网公司手里，售电公司、用户都拿不到的，”知情人士透露，“这确实不合理，但实际情况就是这样。”
在成熟的电力现货市场中，售电公司不仅可以借助用户负荷判断如何从批发市场购买电量，还可以集合自己手中的用户，主动参与电网的调峰，与用户分享收益。
“这是售电公司真正的价值，但对于山东来说，这也确实太过于遥远。”
无论政府还是企业，都由一个个人组成。这或许是电改中的未知因素。
在记者记忆中，2015年电改9号文问世时，能源圈里的讨论可谓是轰轰烈烈。乐观派看到了新一轮电改中的赚钱机会，悲观派们看到了最终文件与征求意见稿有着巨大的差别。
然而改革并不会被讨论者左右，依然推行下去了。但是5年之后我们再度回首，电力市场改革已然“遍体鳞伤”，行至今日变得“雨点小，雷声也小”。
这次调研，记者与山东、北京的市场参与者、电改专家都有交流。有些人带了一肚子的话，有些人不知道该说些什么，还有人说“善待山东市场吧，最近挺惨的”。
有人惨，那就是有人不惨。广东市场和山东市场最近挨批评最多，但这也是因为这两个市场的透明度算是最高、信息披露算是最及时的。落入了中国人常说的“枪打出头鸟”的俗套。
与之对比，其他几个电力现货试点的省份，就神秘多了，啥数据也看不到，也无法置评。采访时有人说的很直接：“甘肃、山西这种发电侧单边竞价的市场，其实就是发电权转让的游戏，这些省的市场还能叫现货市场么？”
按理说中央自上而下，高规格的改革，在中国的政治体制下，不说是畅通无阻，起码5年里也该有一定的进步。但现在来看，进步是有的，但问题似乎暴露得越来越多。
渐渐地，我发现了一个常常被我们大家忽视的电改“X”因素。它在潜移默化地影响着电改。这就是人的因素。
在山东采访的时候，有一个采访对象忽然感慨地说了一句：“徐处长传说要调走了。”我心中疑惑，便细问了情况。
原来是江湖传言山东省能监办的徐连科处长大概1个月前就被上级组织部门找谈话了并考察，可能要调走。市场主体都觉得徐处长在任上很是支持改革，对他的下一任是何种人物心存忐忑。
我说：“传言而已，做不得真。”对方摇摇头不说话。
我一下子就想起了千里之外另一个处长的事情。2019年4月，在浙江省发改委向全省市场主体培训现货市场规则的时候，我第一次见到了浙江能源局电力处金国生处长。
培训开始前，金处长按惯例会讲几句开场白。但在这短短的开场白中，金处长讲述了规则制定乃至整个电改过程的艰难。毕竟，浙江省在现货试点中曾最早高调招标，并用几千万雇佣PJM的正版团队制定规则，但几年之后才把现货规则拿出来。说至动情之处，金国生一度哽咽。
虽然有人笑称浙江现货规则是把PJM市场规则“从英文翻译成了中文”，但浙江规则出台后确实收获了一大批外界的赞誉。再然后，2019年6月金国生被调离了电力处。再后来，浙江市场就戴上了“进展缓慢”的帽子。
我后来和一个省外的专家聊及金处长，有人曾把他称为“改革亡命徒”，不经哑然失笑。不过也有人觉得这个评价或许对个人太过夸张，但是对其他诸多身处改革前沿的人而言，很有价值。
“我也算是改革派了。但如果我离开这个岗位，我还能为改革做什么贡献呢？所以说，不能没有理想，也不能太理想主义。先保住自己，别像金国生一样，还没上战场呢，就牺牲了。”
在山东电改僵局中，我们看到了政府在面对外来电和放开经营性电力用户发用电计划是的两面性。
“客观地说，山东省政府对于电改非常支持。但是涉及到自己利益总是会倾向性。”一位采访对象这么评价政府。
无论是电网还是政府，都由一个个的人组成。我们常说改革损害了谁的利益，但有的时候往往不会去细究到底是谁的利益，是什么样的利益？对于组织和组织中的个体来说利益是有区别的。
对于组织来说，更多的是权力。就像电网有跨区的调度权力，外来电的多少、负荷都由国调决定。至于理由，一个“大范围优化资源配置”就可以概括。至于受端的用户负荷曲线，对于电网来说也重要、也不重要。因为这都无法影响到它调度的权力。
而组织的权力对于个人来说并不意味着直接的经济利益，却提供了一定的寻租空间。这是一个异常敏感的话题。但寻租并不一定都意味着腐败和经济犯罪，这也是一种偏见。
类似“山东2020年省外来电含600亿平衡电量”的规定，实际就是政府、电网和发电之间的利益交换。由于缺乏合理的市场机制，发电又必须有所补偿，最终的结果就是牺牲了没有话语权的售电公司的利益。
社会性是生物作为集体活动中的个体、或作为社会的一员活动时所表现出的有利于集体和社会发展的特性。社会性是个体不能脱离社会而孤立生存的属性。
如果发电、电网、政府，作为集体都无法做到全身心、100%支持改革，我们凭什么期待组织中的所有个体都要推进改革呢？
作为一个旁观者，在一次深入地实地调研后，我切切实实感受到了改革的艰难。大家都知道利益集团强大，但是破除利益障碍的路径在哪里？权力来自于体制。解决人的问题，解决体制的问题，是这一轮电改成功的必要条件。
在大多数人将目光更多地聚焦于是哪些因素或者力量在阻碍电改时，电改本身存在的问题不应该被忽视。电力体制改革本质上依然是一次对于生产关系的调整而非技术变革。因此体制改革从来都是首要任务。
但目前来看，更多的时候我们会聚焦于机制问题，忽视了体制改革才是核心。即便是学术性、技术性的问题，我们也应该有更多的讨论空间，而不是被动地进行画地为牢式的“争论”。
为此，《能源》杂志专访了华南理工大学电力经济与电力市场研究所陈皓勇教授，探讨电改的体制核心与更广泛的技术性问题。
《能源》：目前电改陷入了一定的“停滞”境况，您认为目前的电改存在哪些核心问题？
陈皓勇：首先，电力体制改革的关键是生产关系的调整，而不是技术革新。电改改的是电力行业的经济关系，变的是市场主体的经济行为，而技术仅仅只是作为支撑手段，作为体制改革的一种，也并非学术问题。
从计划到市场转轨的核心是资源配置权的重新分配，也就是政府将手中的资源配置的自主权下放到市场主体。由于市场总体供需平衡的要求，将由市场机制这只“看不见的手”形成市场价格，即所谓“随行就市”。这也是中发〔2015〕9号文“管住中间，放开两头（即供需两侧）”的本质含义。
本轮电改在习近平总书记提出的推动能源生产和消费革命的大背景下启动，外部环境有了很大的变化，特别是火电产能过剩严重。电力供过于求的局面成为电改启动的良好条件，实现竞价上网的条件已完全具备。
实际上，如果不是人为原因的话，我国电力市场改革的起步是可以极其简单的，就是把过去由政府制定的年度发用电（量）计划和年分月发用电（量）计划用竞争性的市场机制来形成，而根本不用改变电网的调度操作流程。如果本轮电改中交易机制仍不能如期建立起来，其原因一定在于人为的误导和阻碍，而不存在任何难以克服的客观困难。
《能源》：本轮电改已经形成的市场机制中，从技术上来说还存在哪些问题？
陈皓勇：当前我国的现货试点省区纷纷开始了试运行，这些试点大多模仿美国电力市场模式，也就是采用节点边际电价体系。看起来节点电价似乎很完美，但必须指出的是，节点电价是完全基于“工程师思路”而设计的，其基础是最优潮流模型。节点电价在处理输电网络阻塞方面或许是有效的，但也存在很多问题，如对电网物理参数和运行条件过于敏感、阻塞费用过高、发电商和用户承担的电价波动风险过大等。
美国输电网投资自上世纪70年代以来一直裹足不前，而且长期滞后于电力需求和发电容量的增长。由于输电投资水平低，跨州、跨区电网联系薄弱，输电能力不足，输电阻塞严重。
因此在美国电力市场，引入节点电价体系，以反映物理输电网络阻塞，使得交易出清结果自动满足输电线路传输容量约束，并为阻塞费用分摊提供依据。以PJM为代表的美式电力现货市场的目的实际上是采用市场机制打破电力公司（utility）的“各自为政”，实现更大范围的经济调度。
《能源》：中国不适合节点电价体系么？
陈皓勇：这主要有两方面的问题。首先，节点电价体系考虑的电网技术约束虽然十分复杂，但其所依据的经济学理论却是理想的完全竞争市场模型。我国各地区经济发展水平和资源禀赋差异巨大，若在差异显著的区域建立完全自由竞争的统一电力市场，其结果是欠发达地区的电价被抬高，而且可能失去使用电力资源的权利；发达地区则可能利用其电价较高、购买力较强的优势通过市场机制与欠发达地区争夺电力资源，使得自身电价水平趋于降低，但也将对本地区的发电企业形成冲击。这与国家区域协调发展的战略背道而驰。此外，其他一些有关市场公平性的问题在节点电价体系下也难以解决。
而且我国输电网较新，设备冗余度高，500kV输电线路轻载情况相对较为严重，大部分线路处于长期轻载的情况，只有相对少数线路负载率超过50%，其他电压等级也类似。此外，国家电网和南方电网都属于国有的统一大电网，输电线路传输容量约束和阻塞费用分摊并非电力市场的关键问题。
其次，美国电力市场建设的前提是电力公司将调度权上交至ISO（独立调度）或RTO（区域输电组织）。中国的国情既不适合边际节点电价理论，也没有完成调度独立，此外复杂的节点电价出清计算程序的收敛性也存在问题。所以节点电价体系在我国大部分地区都不适用。另一方面，在可再生能源大规模接入的背景下，美国的节点电价电力市场本身也遇到了许多比较棘手的问题。
《能源》：调度独立是电力现货市场的先决条件么？
陈皓勇：在欧美电力市场中，调度独立的涵义可能各有不同，但与电力现货交易的建立都是如影相随的（日前市场、日内市场一定独立于电网公司，维持实时电力平衡和电力系统安全的实时市场可以留在网内），这是因为现货交易的结果直接就是电力系统调度计划，调度机构本身就是电力现货交易所，只有调度独立（其含义实际上是现货交易所独立）才能保证交易的公平、公正。
在我国的现实条件下，由于允许电网参与竞争性售电，如果建立现货市场，电网公司要么调度/交易完全独立，要么完全退出竞争性售电，两者只能居其一。这只是基于“裁判员不能兼职运动员”的常识，也是建立“网运分开”的电力市场机制的前提。此外，调度独立并非指把所有调度功能都独立于电网，在交易中心独立的条件下，调度独立的含义是将日前、日内现货的出清权（即电价、电量决定权）划归交易中心，而实时平衡和调度操作权仍可留在电网调度机构。
《能源》：电网调度往往与电网安全一起被提到。这两者是什么样的关系？
陈皓勇：“调度独立”是否会影响电力系统安全可靠性虽然目前存在一些争论，但并未找到“调度独立”影响电力系统安全可靠性的明确依据。
从2003年美加“8.14”大停电来看，电力市场化改革对电力系统安全确实有一定影响，比如导致电网投资不足、厂网协调困难、过于追求经济性而忽视安全性等等。但和“调度独立”没有直接关系。实际上美国的经验恰恰说明，打破电力公司“各自为政”的调度方式，将调度权独立出来并实行大范围的统一安全经济调度，这样可以加强集中化的调度管理。在严格的强制性电网运行可靠性标准下，对电力系统安全反而是有利的。
《能源》：在电力市场的建设中，您认为中国应该参考什么国际经验？
陈皓勇：北欧电力市场中不同国家分为不同的区域，在有的国家内部也进行了分区，这主要是由于这些区域间经常出现阻塞。
若北欧电力市场出现阻塞，则在相应地区划分区域实行分区电价，进行新一轮的价格计算，并且进行对销贸易（counter-trading）来消除阻塞，其成本由TSO（输电系统运营商）来承担并作为电网需加强的信号，最终该区域电价和系统电价会出现差异。
这种区域划分是不固定的，一般能维持三至四个月，视不同阻塞情况而定。以瑞典为例，全国基本分为四个区域，在实际中，瑞典本质上是一个同价区域。如在2014年，其全国有86%的时间是同价的；其区域电价差异主要发生在区域3和区域4，但这两个区域仍有90%的时间是同价的。区域间联络线不断加强，差异电价情况也会相对减少。最终分区电价作为该区域现货市场结算价格，而在金融市场一般以系统电价（systemprice）作为参考价格。
可以看出，北欧电力市场的分区电价体系设计更多地体现了经济学家的思路，其价区划分不仅仅是物理网络约束，还有社会经济方面的考虑并涉及到国际贸易因素，可以看出一个不同于物理电网的“贸易网络”的存在。价区的划分涉及市场公平性的问题，也与输电网物理阻塞有关。事实上，北欧也曾经讨论过是否将分区电价改成节点电价，但最终这个提议被否决了。
在社会主义市场经济体制和公有制为主体的背景下，我国完全可以借鉴北欧电力市场的对销交易方式，而在长期的电力系统运行实践中也积累了丰富的断面潮流控制的技术经验，不一定要转化为节点价格信号并由之来引导供需和分摊阻塞费用。
此外，日本电力市场改革是学习借鉴欧美改革经验后再结合本国特点进行市场设计的结果，从售电侧引入竞争着手的改革路径与我国也更为相近，而且在历史文化方面也有诸多关联，其改革的经验和教训更加值得我国关注。
《能源》：对于目前各省正在进行的现货试点，您认为市场主体还有哪些问题没有意识到？
陈皓勇：当前的一种错误观点是将电能中长期交易与日前、日内、实时交易简单理解为远期（期货）与现货的财务（金融）关系，没有认识到通过电能中长期交易，让供需方尽可能早地制订发用电计划（含负荷曲线）对电力系统安全经济运行的重要作用。
虽然国外电力市场常采用金融合约锁定远期的电量和电价，但这仅仅是一种财务结算关系，其背后的实物商品仍然是现货市场中分时交易的纵向“能量块”，没有从物理上解决电能生产和消费的时间连续性问题。实际上，在北欧电力现货市场，早都建立了多个连续时段整体参与竞价的“能量块”（block）交易品种。在日前、日内、实时市场上通过全电量集中竞价形成交易（调度）计划和市场价格的市场机制，将彻底改变电力系统多年来形成的安全经济调度习惯和模式，给市场交易和电力系统运行带来极大隐患。
