月度集中競爭——2017年2~3月月度競爭采用邊際價格統一出清、用戶全電量的模式開展交易，交易成交電量分別為12.99億千瓦時、21.6億千瓦時，統一出清價差分別為-145.5厘/千瓦時、-189.45厘/千瓦時。降價幅度較大，主要出于以下三點原因：

一是月度競爭激烈?；诠┐笥谇蟮男蝿?，發電企業通過基數和長協鎖定了大部電量，月度報價基本反映了變動成本。月度供需比在2左右，發電側競爭偏激烈。

二是節能高效大機組占優勢。60萬千瓦及以上煤電機組、部分39萬千瓦及以上燃氣機組（澳洲氣），月度成交電量分別占月度總競價交易成交電量的七成，體現資源優化配置原則。經粗略成本測算，上述機組月度成本基本持平或略有盈余。

三是綜合供需雙方價格。綜合考慮月度和長協的量和價，折合至全市場電量的平均價差分別為-81.9厘/千瓦時、-97.0厘/千瓦時。綜合考慮基數、月度和長協的量和價，折合至全電量的平均價差分別為-29.0厘/千瓦時、-39.0厘/千瓦時。

四是80%以上用戶采取報零價策略。統一出清模式下，允許采用跟隨市場價格的保守策略；需求側售電公司占主導，月度出清價格高，雖降價幅度大，但考核力度相對更大，售電公司下探邊際意愿不強。

五是大用戶的下探邊際意愿較強。少數大用戶自認為能夠把握生產用電規律、預測準確，不會被偏差考核，下探邊際意愿較強。

偏差考核總體情況——2月全市場計劃用電量60.6億千瓦時，實際用電量62.1億千瓦時。售電公司、大用戶用電預測準確率最高99.8%，最低25%，平均89.1%。偏差±2%以內，免于考核的18家，占比19%。參與交易的售電公司和大用戶95家，有77家被偏差考核，偏差考核費用合計0.62億元。按成交價并計及偏差考核結算，用電側整體盈利77家，虧損18家。

總市場電量偏差率為2.4%，體現了售電公司有一定的需求側管理和預測能力，偏差率好于預期。其中占比42%的售電公司，偏差在±5%以內，代理電量占比72%，考核費用僅占20%。說明代理電量多的售電公司，整體用電偏差低，體現了售電公司的規模效應。據統計，共14家售電公司采用實時用電負荷監控和能耗管理等手段，代理電量占比71.5%，平均偏差率1.4%，顯著優于平均水平。部分大型售電公司通過與代理用戶簽訂“以電定產”合約，初步實現需求側管理。

總體而言，電量考核為有能力的售電公司發展帶來機遇。不具備技術及管理能力的小型售電公司，市場空間較小。售電公司為企業帶來優質的綜合用能服務，符合國家售電側改革方向。

市場建設成效

初步構建了市場交易工作體系，包括工作機制、市場模式、制度規范，以及技術系統。

在工作機制方面：調度機構銜接層面，與多個省級及以上調度機構建立職責清晰、協同合作、運轉高效的工作機制；交易中心與政府部門銜接層面，建立與相關政府部門定期匯報的聯絡機制；交易中心層面，梳理年度雙邊協商、月度集中競爭等交易品種的業務流程，形成市場策劃、交易組織、交易結算、市場管理等業務規范，建立分工明確、協作規范、運作高效的內部工作機制。

在市場模式構建中：交易品種方面，構建雙邊協商、集中競爭、發電權交易的電能量交易市場，適應改革初期需要，基本形成了競爭充分、多買多賣的市場格局；價格機制方面，年度采用雙邊協商價格，基本反映了發電企業年度的綜合成本；月度采用統一出清價格，基本反映了月度變動成本；交易結算方面，建立統一的結算規范，統籌廣東、廣州、深圳電網并行結算，打通結算數據通道；統籌批發、零售市場同步結算，防范了市場資金風險。

在制度規范方面：貫徹國家層面、省政府層面相關改革配套文件，交易中心擬訂了相應的交易細則、業務指導書、表單等制度文件進行銜接。

在技術系統層面：一是實現交易全過程信息化運作，實現了包含市場管理、交易組織、結算分析、信息發布在內的交易全過程網絡化、信息化運作，有效降低交易成本，提高市場透明度，提高市場服務水平；二是建立交易系統建設、運行和維護的管理機制，嚴把系統需求分析、開發建設和運行測試的關口，確保系統建設質量，交易系統無差錯；三是保障交易系統信息安全，以加密技術等措施確保敏感信息安全。以系統備用等措施確保系統安全；四是技術平臺友好開放，與調度、營銷、計量等系統互聯互通，系統運行穩定，用戶使用體驗友好、便捷。

落實供給側改革要求，釋放改革紅利。一是響應國家供給側結構性改革要求，推進發電合同電量轉讓市場建設，利用市場機制推動實現共26萬千瓦高能耗機組主動關停，促進了發電側產能優化調整。二是通過市場化交易，有效降低用電成本。優先將產業轉移園區用戶納入市場，有效促進粵東西北地區產業轉型發展。三是多措并舉促進節能減排。實施市場電量上限與煤耗掛鉤、競爭交易能耗低者優先、煤耗由高到低進行合約轉讓等舉措。

構筑多元市場結構，創新行業業態。廣東市場交易運轉流暢，市場形成了發、售、用、電網的多元結構。改變了垂直一體化的購銷模式，形成了多買多賣的格局。絕大多數電力用戶選擇向售電公司購電，提升了專業化水平，平衡了供需雙方市場話語權，提升了市場效率和用戶用能水平。

工作路徑展望

加強交易品種研發和前瞻性研究。一是制定市場發展規劃，明確市場發展路徑；二是積極研發新交易品種，探索輔助服務市場建設；三是做好日前現貨市場、輸配電價實施市場價格機制的研究，明確相關技術路線和建設實施方案。

建設開發、可靠、高效的電力交易系統。一是根據發展路徑、規劃，建設完善交易系統；二是加強信息安全防護體系建設，提升信息化管理水平。

建立市場預測工作機制，提升市場預測分析能力。一是加強宏觀經濟形勢、重大政策、氣候等因素對用電需求的影響分析，把握需求總體趨勢；二是開展行業用電需求調查分析，及時掌握需求動態；三是開展年度、月度需求分析研究，提升市場預測準確率；四是建立預測分析工作閉環機制，開展市場電量分析預測功能模塊建設。

加強交易安全風險防控。一是開展交易安全風險辨識和評估，梳理風險點，編制風險庫；二是制定交易風險管控措施，明確到位標準，跟蹤檢查落實；三是重點構建電力交易法律風險防范機制，確保市場依法依規運行。

加強信息披露。進一步加強市場信息披露，修編完善信息披露管理辦法，完善系統平臺相關功能建設。規范、全面地披露市場信息。

開展電力交易市場誠信建設。一是重點建立售電公司信用保證機制，2017年底出臺售電公司信用保證相關制度；二是開展市場主體信用評價，建立市場主體信用評價和懲戒機制。

（本文刊載于《中國電力企業管理》2017年3期，作者楊駿偉系廣東電力交易中心有限責任公司董事長）