各位看官，這兩條曲線分別是2022年1月至2023年7月的江蘇國網代理購電價格和月度集中競價出清價格的走勢圖。猜猜先賣個關子，請大家猜猜看哪條曲線是集中競價的，哪條是國網代理購電的........真的是雙兔傍地走，安能辨我是雄雌了......(肉眼可見，今天小熊休息哈，又是毛坯就來了，各位看官原諒這個)

(來源：微信公眾號“淼爸評書” 作者：淼爸評書)

答案是藍色曲線波動較大的是國網代理購電價格曲線，而幾乎保持不變的黃色曲線是集中競價曲線。

這就多少就有那么一點無奈了，按照猜猜對國網代理購電的理解結合實際公布數據(2022年1月至2023年7月，統計月份19次，其中7次按月競價格采購了79.47億千瓦時電量，總計代理購電量為1429.5億千瓦時，占比僅為5.56%)，大部分電源應該都是優先電量，其價額應該是較為穩定的。而相反，作為江蘇月度的主能量市場，月度集中競價價格卻異常平穩(用WPS中的VAR函數計算出的總體方差前者是236.41，而后者是5.71)。

究其原因呢，猜猜認為主要有以下幾個方面：

首先是江蘇電力市場化機組的種類太過集中。以2023年年度交易數據為例總計成交量為3389.89億千瓦時，其中綠電為17.78億千瓦時(較2022年增長了92.4%)，核電按年度公告為不低于180億千瓦時，陽城不低于120億千瓦時，其余外來電總計80億千瓦時。由此可見，其成交主體電量仍為燃煤機組，這當然也是我省裝機結構導致的。但不得不說，對于一個受電大省，外來電參與交易的占比著實不高。暫時參與市場化交易的新能源機組也主要僅僅是無補貼集中式的場站。所以一旦出現煤炭價格高企，我省市場化成交價格就出現了持續的高位運行。

其次是帶有發電背景售電公司簽約電量過大。以2023年公布的售電公司繳納保函保險金額進行排序(根據最新的售電公司管理辦法，簽約電量與保函保險有明確比例關系，當然不排除部分售電公司為了提升公司競爭優勢超額繳納的因素，但總體而言兩者強相關是肯定的)，繳納金額前20名的售電公司中，有發電側背景的售電公司超過13家，其總計繳納金額占比超過全省售電公司繳納金額的50%以上。(數據根據實際用電情況會有更新，僅作為趨勢上分析的參考。)如果，僅僅是不負責任的假設，一個市場主要賣家手上掌握了一半左右的買方需求，那這個市場定價權......細思極恐......

最后是交易規則對購方限制太多，而對售方限制太少。對于售電公司及一類用戶，在參與月度交易時，有發電側參與的兩次月內交易采購量被限制在對應月份年度交易分計劃及月競中標量之和的10%，不足部分只能通過購電側合同轉讓交易序列從其他購電側主體中購買。這一方面迫使購電側主體必須準備好足夠的年度交易分計劃，不然就只能通過月競市場采購足量電量，可選擇可調整的空間受到極大限制;另一方面由于年度交易分計劃調整及月競交易都是跨月進行的，對于購電側來說，大大提高了預測電量的難度。而反觀售電方的發電側則相對限制較少，雖然今年也準備從年度交易量滾動執行向月結月清過渡，但配套規則遲遲沒有發布。反而造成發電側擔心月結月清政策公布，而對調整年度交易計劃量和月度交易量更為謹慎，引發了4、5月份購電側按照發電側成交最高價(469.2元/兆瓦時)申報在月競交易中都買不到電量的尷尬情況(這兩個月月競的購電側成交邊際價格分別為997元/兆瓦時和888元/兆瓦時)。

最終的結果就是購電側要么接受偏差考核，要么從購電側轉讓交易中以更為極端的價格采購電量。2022年1月至2023年6月購電側合同轉讓均價月對應月份月競價格對比參考圖。可以看出，僅有少數月份兩者較為接近。

當然話分兩頭，對于發電背景售電公司的簽約量其實并無任何文件有所針對性約束，但由于江蘇售電公司總體電量非常龐大，哪怕是單個主體僅占比10%，就超過了400億千瓦時。放在全國來說也是一個非常巨大的數字。俗話說蘿卜快了不洗泥，單個售電公司簽約量是否應該考慮其下屬人員數量，否則如何能夠提升售電公司的其他延展業務能力?如何能將更多改革目標落地?同時，對其市場力的監管是否應該增加維度，比如在批發市場毫厘必爭，恨不得月月封頂價格出清;而在零售側搶用戶時，則豪橫放價，大肆開啟價格戰。對這樣的行為是否算是不公平競爭?是否算操縱價格?

針對上述情況，其實我省電力主管部門早就有所對策，在新版的中長期交易規則中，都已經有針對性地優化措施。猜猜真心希望，這個規則能夠早日正式發布。減少對購電側交易的限制，約束有市場力主體的行為，讓市場定價權更多回歸市場。也希望發電集團在下售電任務的時候，也多給配點人員編制和福利待遇，否則發電企業全靠代理開拓售電市場多少有點本末倒置?？傊?，希望給我們省的電力市場注入更多活力，也給實體經濟的恢復帶來更多助力，讓我們省的電力市場越來越好。

與君共勉~~