市場模式設計

模式1：順價模式。采用邊界1實行輸配電價，負荷側交易價格由發電側交易價格按照順價模式形成。

模式2：回收模式。采用邊界1、邊界2和邊界3，實行輸配電價，市場化自由定價，并通過目錄電價方式折算結算價格或調整結算費用，避免產生交叉補貼費用損益。

模式3：分攤模式。采用邊界1、邊界2和邊界4，實行輸配電價，發用兩側可以自由定價，通過獨立核算方式計算非市場化用戶的交叉補貼損益，并在市場化用戶中進行分攤和返還，以此保證交叉補貼費用平衡。

模式4：現貨模式。采用邊界1和邊界5，實行輸配電價和帶曲線的中長期交易，用電偏差部分以現貨結算，適用于已開展現貨交易的售電市場。

模式5：目標模式。采用邊界1、邊界2、邊界4和邊界5，實行輸配電價，發用兩側可以自由定價，通過獨立核算方式計算非市場化用戶的交叉補貼損益，并采用中長期電力曲線交易與現貨相組合的策略，適用于較為成熟的電力市場。

開放路徑設計

根據不同售電市場邊界條件的選擇以及國內各省區現貨市場和售電市場試點情況，可總結出售電市場放開的演進路徑主要有四條，如圖所示。

路徑1：第一階段以實行輸配電價體系為基石，采用順價模式起步；第二階段，通過市場化交易確定發用兩側電量價格，采用目錄電價方式回收交叉補貼；第三階段，實現與現貨市場銜接，開展帶曲線的中長期交易；第四階段，發用電計劃全部放開，采用獨立核算方式分攤交叉補貼；第五階段，市場相對成熟，過渡到目標模式。

路徑2：第一階段以實行輸配電價體系為基石，采用順價模式起步；第二階段，通過市場化交易確定發用兩側電量價格，采用目錄電價方式回收交叉補貼；第三階段，發用電計劃全部放開，采用獨立核算方式分攤交叉補貼；第四階段，現貨市場推進，為實現與現貨市場銜接，開展帶曲線的中長期交易；第五階段，市場相對成熟，過渡到目標模式。

路徑3：第一階段以實行輸配電價體系為基石，采用順價模式起步；第二階段，市場化自由定價，直接采用獨立核算方式分攤交叉補貼，實行分攤模式；第三階段，開展帶曲線的中長期交易，實行現貨模式；第四階段，市場相對成熟，過渡到目標模式。

路徑4：第一階段以實行輸配電價體系為基石，采用順價模式起步；第二階段，開展帶曲線的中長期交易，實行現貨模式；第三階段，直接采用獨立核算方式分攤交叉補貼，實行分攤模式；目標階段，市場相對成熟，過渡到目標模式。

上述4種路徑均可適用于不同發用電計劃放開程度和現貨市場建設進展的售電市場，但路徑1和路徑2都采用了邊界3目錄電價方式回收交叉補貼，通過模式3回收模式進行售電市場過渡。這種路徑的選擇會在市場過渡時期對發用兩側的市場價格進行限制，違背電改本意，同時在結算過程中結算價格折算和結算費用調整復雜，增加了市場結算風險。為此，筆者認為采用路徑3和路徑4可以實現市場化定價，增加市場活力，同時采用分攤模式化繁為簡，直接獨立核算方式計算非市場化用戶的交叉補貼損益，是最優的售電市場開放路徑。

圖片

典型售電市場模式與路徑分析

各省區售電市場試點中，浙江、江蘇、廣東的售電市場方案最具有代表性，筆者采用售電市場模式設計邊界分析矩陣分別對浙江售電市場、江蘇售電市場和廣東售電市場的方案進行診斷分析（見表2）。