2018年是本輪電改啟動的第四年，也是電改進入新階段的一年。這一年，本輪電改的主要任務——發用電計劃放開、競爭環節電價放開、輸配電價核定、交易機構獨立等電力經營機制變革通過電力市場化交易逐步落地。電力市場化交易規模的不斷擴大，促進電力市場化交易的措施和制度逐步成長完善。在全國電力市場化交易逐步進入良性軌道的同時，加強對電力商品屬性考慮的呼聲越來越強，因此，電力現貨試點應時而出。隨著電力市場化改革的進一步深入，行業內對下一步電力市場化交易機制需要開展的重點工作共識也日趨統一，為進一步推動電力市場化交易的發展創造了良好的環境。

 

（來源：微信公眾號“中國電力企業管理” ID:zgdlqygl 作者：谷 峰）

 

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2018年全國市場化交易特點分析

 

經過三年的努力，全國電量市場化交易機制已在2018年逐漸成型，圍繞電力市場化交易，特別是電力直接交易，發用電計劃放開、競爭性電價放開、輸配電價核定、組建交易機構、售電業務放開等中發9號文布置的重點工作開始進入實操狀態。2018年全國電力交易明顯呈現出七個方面的特點：

 

一是電力交易市場化的觀念開始得到普及。隨著準許參與電力交易市場化的主體類別增加、數量快速上升，與一般商品一樣交易電量成為大量電力用戶的習慣。一方面隨著2018年部分地區允許一般工商業參與電力直接交易，目前除農業和居民以及公益性用電，各地正在準備解除其他用戶參與直接交易的限制。發用電計劃的放開，使用戶普遍認識到原來“統購統銷”的電網銷售模式并不是唯一的用電方式，廣泛接受了電量作為一般商品交易的概念，推動了電力直接交易開始一定程度上從優惠電向正常交易的轉變。另一方面，發電行業市場化概念和實際動作相對用戶都更加普遍，發電企業市場準入范圍超乎預期，截至2018年底，22個省份的24個交易區域的統調火電已全部進入市場，占比77%；13個省份的15個交易區域1的全部火電、水電、集中并網的新能源都已進入市場，占比48%；7個省份的核電進入市場，占有核電省份的100%。

 

二是輸配電價首輪核定工作完成為電力市場化交創造了基礎性條件。2018年，我國基本完成了輸配電價首輪核定工作：2月2日，國家發改委印發《關于核定區域電網2018-2019年輸電價格的通知》，對各區域內電網輸電價格予以明確；同日印發《關于調整寧東直流等專項工程2018-2019年輸電價格的通知》，明確國網4條特高壓專項工程、南網西電東送工程全部線路的輸電價格和線損；8月25日，國家發改委印發《關于核定部分跨省跨區專項工程輸電價格有關問題的通知》，不但明確了靈寶直流等21個跨省跨區專項工程輸電價格，同時公開了跨省跨區專項工程完成交易的用戶購電價格算法。這些文件的出臺標志著我國輸配電價體系初步形成，為電網企業成為電力市場化交易的通道提供了模式性保障，有力地配合和促進了電力市場化交易的快速發展。

 

三是交易規則體系初步建立。為推動電力體制改革深入落地開展，國家發改委、能源局于2016年12月29日印發《電力中長期交易基本規則（暫行）》（發改能源[2016]2784號，以下簡稱基本規則）。截至2018年，全國29省（市、區）（不包括海南和西藏）的31個交易區域共編制各類電力市場規則近300個，總體看，各省份規則的制定符合9號文件的基本原則，并在試點期間持續完善改進，現行交易規則大部分條款符合國家中長期交易規則的基本要求，但臨時性的通知占比偏高。“電力市場交易規則或方案”類的電力市場指導性的意見或相關方案由各省級政府有關部門（經信委或發改委）單獨或會同國家能源局派出機構組織制定；具體交易的辦法、操作細則、結算規則類文件一般則由各省電力交易中心制定，聯合出臺的文件由發文部門和國家能源局派出機構按各自職責實施監管；單獨出臺的文件監管單位為發文單位。在實踐中，有關部門分工逐步經磨合變得清晰，規則自部委到地方逐漸形成了初步的體系。

 

四是交易價格一定程度上出現了反映燃料價格變化的現象。2016年-2018年是煤炭去產能力度較大的三年，煤炭供應形勢趨緊，外來煤控制日趨嚴格，造成煤炭價格持續維持高位上漲，但是直接交易開始的初始階段，市場一片喊降的聲音，特別是由于不合理的交易機制，以及供應側主體的不理性恐慌，造成直接交易價格嚴重偏離燃料價格變化趨勢，甚至出現了煤價越高、電價越低的奇怪現象。2018年，隨著市場主體的理性，雖然煤電直接交易價格仍在低價徘徊，但是全年市場價格同比變化趨勢與燃料價格同比變化趨勢趨同，大型發電集團煤電直接交易價格相應同比提高0.0119 元/千瓦時。

 

五是交易品種與方式更加豐富。經過三年探索，通過不斷進行“打補丁”，交易品種和方式越來越契合當地的交易需要。2018年，全國市場化交易除電力直接交易、跨省區交易、合同電量轉讓交易外，還出現了電量互保交易、水火置換交易等多個交易品種；有雙邊協商、集中競價、掛牌等多種交易方式；分年、季、月等多種交易周期，逐步形成了“年度交易為主，月度交易為輔、日前市場引入”的態勢。其中，云南省的互保交易、事前、事后合約轉讓交易，貴州省的電量互保交易，有效降低簽約風險，促進改革紅利的釋放。陜西省增加的省內掛牌交易，減少了棄風率、棄光率，消減了燃煤消耗量。江蘇省2018年7月增加了月內增量掛牌和合同轉讓兩個交易品種，給市場主體調整余缺、降低偏差、控制風險以更多的選擇權。湖北省首創雙掛雙摘交易模式，發用電雙方自愿通過交易平臺隨時進行摘牌、掛牌、掛牌撤回等操作。

 

六是獨立售電公司開始轉向正確定位。電改前三年，售電業務放開吸引了大量獨立售電公司進入，“吃購銷價差”成為售電公司生存的商業模式，同為改革推動者的售電公司和發電企業在電價只能下降的交易里成了競爭對手，矛盾沖突屢屢激化，通常兩種典型觀點較為流行，一種聲音認為現貨售電公司沒有創造價值，一種聲音認為獨立售電公司生存困難是因為發電企業背景的售電公司造成了不平等競爭。隨著售電主體認識的不斷深入，2018年中，售電公司出現了分流，仍繼續堅持單一“吃價差”的獨立售電公司數量開始減少，一部分獨立售電公司轉向未來現貨市場的技術支持服務，一部分獨立售電公司開始向發電企業的渠道商轉變，獨立售電公司的發展方向開始向國外獨立售電公司的商業模式靠攏。

 

七是通過多種形式增加系統調節能力促進可再生能源消納。長期以來，一直有很強的聲音批評自備電廠不參與調峰，影響了可再生能源消納。實則站在客觀的角度發現，自備電廠參與調峰并沒有道理。自備電廠的出力一般伴隨自身業主的負荷，按照我國計量法的規定，上下網電量不得互抵，如果在業主負荷一定水平的情況下，自備機組降低出力，則意味著業主將購入電網出售的電量（價格相對自備機組生產電量較高），雖然實現了更多消納可再生能源的目的，但是嚴重影響業主的經濟效益。解決可再生能源消納，不能要求其他主體講情懷讓可再生能源投資主體得利，因此必須找到一種經濟機制，至少使自備機組降低出力，業主增加向電網購電部分不影響其經濟利益。內蒙古以電力直接交易模式創新開展新能源替代自備電廠發電權交易，在遏制自備小火電無序發展的同時，擴大了新能源的市場份額。甘肅省創新開展新能源替代自備電廠火電機組的發電權置換交易，以省內現有存量市場提高新能源消納能力。

 

02

 

現階段交易機制存在的問題

 

從國際經驗來看，電力市場化改革往往持續20~30年，特別是我國的電力行業長期處于嚴格的計劃體制當中，計劃體制的制度、意識根深蒂固，因此，我國的電力市場化之路難免有一些曲折。加之電力中長期交易由于涉及電力物理特性相對較少，推動難度較小，各地電力市場化均從電力中長期交易起步，但是由于缺乏電力現貨市場體現電力特殊屬性的定價，難免我國現階段的電力市場化交易存在這樣那樣的問題。

 

一是相當比例地區以降價代替建機制作為市場交易的目標。縱觀2018年國內的電力交易，存在最大的問題仍然是相當比例的地區將降價作為電力交易的主要目的。甚至，部分地區專場電力直接交易還具有“定向優惠電”的特征。市場化交易是以價格引導資源優惠配置，任何分割市場的設計不但扭曲價格，而且形成資源分配的不公平，造成用戶人為被分割成三流九等，不利于營造良好的營商環境。福建、四川、新疆、遼寧、山西和內蒙古（東部地區）均有針對特定對象的專場交易。部分地區將直接交易發電企業價格上限設置為國家核定電價，這是造成交易價格無法反映燃料價格變化和供需形勢的重要原因。同時在跨省區交易中，無論受電地區供需情況如何，即使是離開外受電總體電量供應不足的情況下，受端仍然要求按照受端火電價格扣除輸電費用倒推作為送端發電企業報價上限。合同電量轉讓過程中，尚未出現受讓方溢價代替出讓方發電的情況，受讓方尚無意識與出讓方進行博弈，合同電量轉讓平抑風險的作用發揮不足。過分壓低電價會影響長期電力供應的充裕性，易出現由發電廠沒電發過渡到用戶沒電用的糟糕情況。

 

二是部分地區未向主體傳遞足夠的市場化信心。國家明確指出“自愿參與市場交易的電力用戶原則上全部電量進入市場，不得隨意退出市場，取消目錄電價”。其根本含義是進入市場應當是電力用戶所擁有的“單程車票”，用戶擁有繼續使用目錄電價、不進入市場交易的選擇權，但是一旦用戶選擇進入市場交易，則不應再回到目錄電價之下，部分地區未能夠在此方面堅持原則，沒有向市場主體傳遞堅持市場化方向的信息。大部分地區用戶沒有實現全電量進入直接交易，用戶可以主要在市場交易，不足部分用目錄電價由電網企業按照原售電方式銷售，形成事實上用戶用電的雙軌制，造成用戶可以在兩軌之間主動或被動地分配用電量比例，反向引導用戶采用“宜市場則市場、宜計劃則計劃”的用電策略，未能使取消用戶目錄電價進入不可逆的軌道，甚至造成部分用戶形成了“利用眼前發電能力過剩，進市場‘撈一把’就走的觀點”。雖然大部分省份在交易規則中對因自身原因退出市場用戶和部分電量參與市場的用戶價格執行情況做出了不同規定，但在實際交易過程中，并沒有按規則嚴格執行，出現一旦交易價格高于目錄電價，電力用戶選擇不成交或退出市場交易的情況屢屢出現。一部分獨立售電公司的牢騷實際上也來自與這種雙軌制暗示的市場化“未來未定論”。另外，國家要求的“市場主體進入市場后退出的，原則上3年內不得參與電力市場交易，使用懲罰性電價”也未得到堅決的落實。

 

三是交易機構工作制度仍不適應電力交易自身的要求。交易機構組建三年以來，工作制度已經基本成型，但是仍然帶有很強的計劃機制特點。電力交易機構采用的是“定時交易為主+臨時交易為輔”的工作方式，沒有規律的連續開市制度。電力交易機構開市主要按照確定時間執行“年度+月度的集中交易，以及不定時的臨時交易”，年度和月度雙邊交易的合同備案也需要在指定時間指定地點一次性完成。不連續開市（服務）的工作制度，使電力交易機構服務交易平臺的性質減弱，變成了類似于“計劃司”性質的公權力機構，定時定點發布計劃（需求），使市場中大量的雙邊交易意愿和市場自身及時快速響應供需形勢變化的功能發揮受到很大限制。當然，存在這個問題實際上還有一個重要的原因就是電力調度機構尚未形成一套適應電力交易需要的安全校核制度，交易機構和調度機構仍然維持了同屬電網企業一家時代的職能劃分，即電力交易機構只管月度計劃，電力調度機構按照年度和月度進行安全校核，缺乏適應電力交易的安全校核制度性設計。

 

四是電力市場化交易中對電力商品的特性表現不明顯。目前的電力交易對于電力一般商品屬性表現非常明顯，電力商品還具有即時平衡的特殊性，對電力商品的交割和輸送有著特殊的要求。一般商品還要約定送貨時間和交割地點，而電力商品的特殊屬性在交易中完全沒有得到考慮。這種做法不利于將電力真正商品化。我國計劃體制下，政府主管部門分配電力指標，電力調度機構組織執行電力指標，通過“統購統銷”的方式將全部負荷視為一個用戶。行業內將指標的特點概括為三不知，即“不知給誰、不知何時給、不知怎么給”。目前的電力直接交易在財務上解決了給誰的問題，卻沒有解決“何時給、怎么給”的問題，發電企業電力生產和用戶用電解耦，違背電力即時平衡這個基本原則，難免造成電價扭曲，進而影響資源優化配置。

 

五是部分地區交易與可再生能源全額消納出現矛盾。從國際經驗來看，市場化有利于可再生能源的全額消納，從相關改革文件的描述來看，我國的頂層設計也是如此考慮。但是從2018年的情況看，在僅有電力中長期交易的情況下，部分市場化交易變得對可再生能源企業不太“友好”：一方面由于中長期交易時間跨度長，不能考慮真實的系統運行情況，即使通過安全校核也不能夠保證執行，因此部分可再生能源企業感覺直接交易只是在降低電價，而不是調動系統的調節資源解決電力消納；另一方面具備調節能力的機組大部分已隨著發用電計劃放開比例的增大進入了市場，通常調節能力越強的煤電機組成本也相應越低，在市場競爭中處于優勢，進而獲得的發電機會較多，造成電力調度機構在影響可再生能源上網和無法執行市場化交易合同的矛盾上處于兩難境地2。這也是四大行業放開后，交易電量未能顯著上升的原因之一。