2018年全國電力市場交易情況分析

　　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(fā)用電計劃放開、競爭環(huán)節(jié)電價放開、輸配電價核定、交易機構獨立等電力經(jīng)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(guī)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(xiàn)貨試點應時而出。隨著電力市場化改革的進一步深入，行業(yè)內(nèi)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(tǒng)一，為進一步推動電力市場化交易的發(fā)展創(chuàng)造了良好的環(huán)境。

　　2018年全國市場化交易特點分析

　　經(jīng)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(fā)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(yè)務放開等中發(fā)9號文布置的重點工作開始進入實操狀態(tài)。2018年全國電力交易明顯呈現(xiàn)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(shù)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(qū)允許一般工商業(yè)參與電力直接交易，目前除農(nóng)業(yè)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(fā)用電計劃的放開，使用戶普遍認識到原來“統(tǒng)購統(tǒng)銷”的電網(wǎng)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(yōu)惠電向正常交易的轉(zhuǎn)變。另一方面，發(fā)電行業(yè)市場化概念和實際動作相對用戶都更加普遍，發(fā)電企業(yè)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(qū)域的統(tǒng)調(diào)火電已全部進入市場，占比77%；13個省份的15個交易區(qū)域1的全部火電、水電、集中并網(wǎng)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(chuàng)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(fā)改委印發(fā)《關于核定區(qū)域電網(wǎng)2018-2019年輸電價格的通知》，對各區(qū)域內(nèi)電網(wǎng)輸電價格予以明確；同日印發(fā)《關于調(diào)整寧東直流等專項工程2018-2019年輸電價格的通知》，明確國網(wǎng)4條特高壓專項工程、南網(wǎng)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(fā)改委印發(fā)《關于核定部分跨省跨區(qū)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(qū)專項工程輸電價格，同時公開了跨省跨區(qū)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(wǎng)企業(yè)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(fā)展。

　　三是交易規(guī)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(fā)改委、能源局于2016年12月29日印發(fā)《電力中長期交易基本規(guī)則(暫行)》(發(fā)改能源[2016]2784號，以下簡稱基本規(guī)則)。截至2018年，全國29省(市、區(qū))(不包括海南和西藏)的31個交易區(qū)域共編制各類電力市場規(guī)則近300個，總體看，各省份規(guī)則的制定符合9號文件的基本原則，并在試點期間持續(xù)完善改進，現(xiàn)行交易規(guī)則大部分條款符合國家中長期交易規(guī)則的基本要求，但臨時性的通知占比偏高。“電力市場交易規(guī)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(jīng)信委或發(fā)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(jié)算規(guī)則類文件一般則由各省電力交易中心制定，聯(lián)合出臺的文件由發(fā)文部門和國家能源局派出機構按各自職責實施監(jiān)管；單獨出臺的文件監(jiān)管單位為發(fā)文單位。在實踐中，有關部門分工逐步經(jīng)磨合變得清晰，規(guī)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(xiàn)了反映燃料價格變化的現(xiàn)象。2016年-2018年是煤炭去產(chǎn)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(xù)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(cè)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(xiàn)了煤價越高、電價越低的奇怪現(xiàn)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(fā)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(jīng)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?shù)氐慕灰仔枰?018年，全國市場化交易除電力直接交易、跨省區(qū)交易、合同電量轉(zhuǎn)讓交易外，還出現(xiàn)了電量互保交易、水火置換交易等多個交易品種；有雙邊協(xié)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(tài)勢。其中，云南省的互保交易、事前、事后合約轉(zhuǎn)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(nèi)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(nèi)增量掛牌和合同轉(zhuǎn)讓兩個交易品種，給市場主體調(diào)整余缺、降低偏差、控制風險以更多的選擇權。湖北省首創(chuàng)雙掛雙摘交易模式，發(fā)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(zhuǎn)向正確定位。電改前三年，售電業(yè)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(yè)模式，同為改革推動者的售電公司和發(fā)電企業(yè)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(xiàn)貨售電公司沒有創(chuàng)造價值，一種聲音認為獨立售電公司生存困難是因為發(fā)電企業(yè)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(xiàn)了分流，仍繼續(xù)堅持單一“吃價差”的獨立售電公司數(shù)量開始減少，一部分獨立售電公司轉(zhuǎn)向未來現(xiàn)貨市場的技術支持服務，一部分獨立售電公司開始向發(fā)電企業(yè)的渠道商轉(zhuǎn)變，獨立售電公司的發(fā)展方向開始向國外獨立售電公司的商業(yè)模式靠攏。

　　七是通過多種形式增加系統(tǒng)調(diào)節(jié)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(diào)峰，影響了可再生能源消納。實則站在客觀的角度發(fā)現(xiàn)，自備電廠參與調(diào)峰并沒有道理。自備電廠的出力一般伴隨自身業(yè)主的負荷，按照我國計量法的規(guī)定，上下網(wǎng)電量不得互抵，如果在業(yè)主負荷一定水平的情況下，自備機組降低出力，則意味著業(yè)主將購入電網(wǎng)出售的電量(價格相對自備機組生產(chǎn)電量較高)，雖然實現(xiàn)了更多消納可再生能源的目的，但是嚴重影響業(yè)主的經(jīng)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(jīng)濟機制，至少使自備機組降低出力，業(yè)主增加向電網(wǎng)購電部分不影響其經(jīng)濟利益。內(nèi)蒙古以電力直接交易模式創(chuàng)新開展新能源替代自備電廠發(fā)電權交易，在遏制自備小火電無序發(fā)展的同時，擴大了新能源的市場份額。甘肅省創(chuàng)新開展新能源替代自備電廠火電機組的發(fā)電權置換交易，以省內(nèi)現(xiàn)有存量市場提高新能源消納能力。

　　現(xiàn)階段交易機制存在的問題

　　從國際經(jīng)驗來看，電力市場化改革往往持續(xù)20~30年，特別是我國的電力行業(yè)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(xiàn)貨市場體現(xiàn)電力特殊屬性的定價，難免我國現(xiàn)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(qū)以降價代替建機制作為市場交易的目標?？v觀2018年國內(nèi)的電力交易，存在最大的問題仍然是相當比例的地區(qū)將降價作為電力交易的主要目的。甚至，部分地區(qū)專場電力直接交易還具有“定向優(yōu)惠電”的特征。市場化交易是以價格引導資源優(yōu)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(huán)境。福建、四川、新疆、遼寧、山西和內(nèi)蒙古(東部地區(qū))均有針對特定對象的專場交易。部分地區(qū)將直接交易發(fā)電企業(yè)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(qū)交易中，無論受電地區(qū)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(fā)電企業(yè)報價上限。合同電量轉(zhuǎn)讓過程中，尚未出現(xiàn)受讓方溢價代替出讓方發(fā)電的情況，受讓方尚無意識與出讓方進行博弈，合同電量轉(zhuǎn)讓平抑風險的作用發(fā)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(xiàn)由發(fā)電廠沒電發(fā)過渡到用戶沒電用的糟糕情況。

　　二是部分地區(qū)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(xù)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(qū)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(qū)用戶沒有實現(xiàn)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(wǎng)企業(yè)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(fā)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(guī)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(zhí)行情況做出了不同規(guī)定，但在實際交易過程中，并沒有按規(guī)則嚴格執(zhí)行，出現(xiàn)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(xiàn)。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(nèi)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(jīng)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(guī)律的連續(xù)開市制度。電力交易機構開市主要按照確定時間執(zhí)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(xù)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(zhì)減弱，變成了類似于“計劃司”性質(zhì)的公權力機構，定時定點發(fā)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(fā)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(diào)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(diào)度機構仍然維持了同屬電網(wǎng)企業(yè)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(diào)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(xiàn)不明顯。目前的電力交易對于電力一般商品屬性表現(xiàn)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(diào)度機構組織執(zhí)行電力指標，通過“統(tǒng)購統(tǒng)銷”的方式將全部負荷視為一個用戶。行業(yè)內(nèi)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(fā)電企業(yè)電力生產(chǎn)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(yōu)化配置。

　　五是部分地區(qū)交易與可再生能源全額消納出現(xiàn)矛盾。從國際經(jīng)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(yè)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(tǒng)運行情況，即使通過安全校核也不能夠保證執(zhí)行，因此部分可再生能源企業(yè)感覺直接交易只是在降低電價，而不是調(diào)動系統(tǒng)的調(diào)節(jié)資源解決電力消納；另一方面具備調(diào)節(jié)能力的機組大部分已隨著發(fā)用電計劃放開比例的增大進入了市場，通常調(diào)節(jié)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(yōu)勢，進而獲得的發(fā)電機會較多，造成電力調(diào)度機構在影響可再生能源上網(wǎng)和無法執(zhí)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(yè)放開后，交易電量未能顯著上升的原因之一。

　　轉(zhuǎn)自：中國電力企業(yè)管理

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