十年综述：电力市场化之直购电

2005年3月，吉林炭素与国电吉林龙华热电开展全国首单电力大用户直购电交易之后，作为国家及有关部委推动电力市场化建设的突破口，在之后10年间，我国除港、澳、台之外的省级行政区中，有24个开展了不同程度的大用户直购电试点，取得了积极的成效。盘点开展大用户直购电的这些年，本网推出10年综述为您详细梳理。

自2002年电力体制改革实施以来，在党中央、国务院领导下，电力行业积极探索了电力市场化交易和监管，相继开展了竞价上网、大用户与发电企业直接交易、发电权交易、跨省区电能交易等方面的试点和探索，电力市场化交易取得重要进展，电力监管积累了重要经验。

2015年下发的《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》指出，深化电力体制改革要坚持市场化改革，区分竞争性和垄断性环节，在发电侧和售电侧开展有效竞争，培育独立的市场主体，着力构建主体多元、竞争有序的电力交易格局。

售电侧放开的主要内容之一就是放开用户选择权，现阶段主要的表现形式就是大用户向发电企业直购电，大用户直购电是电力市场化交易的一种表现形式，是电力市场化改革的重要内容，是构建多买多卖竞争市场结构的重要环节，对发展和完善电力市场竞争机制，构建有效竞争的市场格局，丰富电力市场交易模式，促进合理电价机制形成具有重要意义。

经笔者初步统计，自2004年3月原国家电监会、国家发展改革委联合下发《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》以来，除台湾、香港、澳门外的全国31个省级行政区中，有24个在不同时间进行了不同程度的大用户与发电企业直接交易试点，分别是重庆、黑龙江、辽宁、吉林、河南、湖北、湖南、山东、山西、安徽、江苏、福建、广东、四川、云南、江西、宁夏、广西、陕西、浙江、贵州、甘肃、内蒙古和新疆。

特别是2013年5月15日国务院办公厅公布《国务院关于取消和下放一批行政审批项目等事项的决定》，决定取消“电力用户向发电企业直接购电试点”行政审批以来，全国各地大用户直购电试点呈现爆发式增长。

初期的尝试与审慎

2002年，国务院印发《电力体制改革方案》，提出“开展发电企业向大用户直接供电的试点工作，改变电网企业独家购买电力的格局;在具备条件的地区，开展发电企业向较高电压等级或较大用电量的用户和配电网直接供电的试点工作。直供电价格由发电企业与用户协商确定，并执行国家规定的输配电价”。

两年以后，2004年3月29日，原国家电监会、国家发展改革委联合下发《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》，提出在具备条件的地区，开展较高电压等级或较大用电量的电力用户向发电企业直接购电的试点。大用户直购电试点开始起步。

之后，广东、湖北、河南、内蒙古、四川、吉林、辽宁开展了不同程度的试点。试点规模、模式则大不相同。

广东的试点规模较小，而且为“一对多”的简单模式，2006年广东省启动了台山直接交易试点工作，由台山电厂与当地6家企业直接交易，年直接交易电量约2亿千瓦时。

湖北则直接启动了双(多)边交易，2008年12月完成了53亿千瓦时的大用户与省内发电企业多边交易电量，以及3.5亿千瓦时的大用户与跨省发电企业的双边交易电量。

河南的试点主要针对电解铝产业，而且初期的试点电量规模较大。2009年3月，河南省下发《关于我省电解铝电价有关问题的函》，提出用电电压等级110千伏及以上电解铝用户向发电企业进行直购电。2009年河南省直购电交易合计192.67亿千瓦时，约占全省直调公用燃煤机组电量的比例为12.34%。

四川的试点则以给予省内多(单)晶硅、钒钛、电解铝等高耗能企业一定程度上的电价优惠为开端，并且规模迅速扩大。2008年9月，四川省经信委下发《关于落实直购电试点工作的通知》，明确当年直购电总量为91.55亿千瓦时，其最低限价为上网电价的50%，参加直购电试点的发电企业共78家。2009年，四川省共有100家电厂、94家电力大用户参与交易，完成直购电交易电量155.9亿千瓦时。

内蒙古的试点起点较高，直接进行了多边交易市场的尝试，并建立了成熟的模式，一直延续至今。2008年11月17日至2009年2月17日，内蒙古通过多边交易模拟运行，最终完成电力多边交易电量85.5亿千瓦时。2009年7月1日，内蒙古电力多边交易市场启动运行，共有19家发电企业和18家用电企业参与交易，截至2010年4月，累计交易电量225.1亿千瓦时。

吉林大用户直购电始于国电吉林龙华热电和吉林炭素的单个发电厂同单个用电企业供需对面、全电量过网的直供模式，即点对点模式。2009年吉林扩大了交易范围和规模，通过实行双向报价、集中撮合的方式来进行大用户市场竞争购电，交易电量原则上不超过吉林电力公司年售电量的10%。

辽宁抚顺铝业与内蒙古伊敏电厂直接交易是我国最早进行跨省直接交易并延续至今的大用户直购电交易探索。

2009年下半年，原国家电监会、国家发展改革委、国家能源局正式批复了辽宁抚顺铝厂、安徽铜陵有色集团公司与发电企业开展直接交易试点的方案。2009~2012年，试点累计交易电量105亿千瓦时，相关各方取得多赢：交易增加了华能伊敏电厂的发电量，发挥了其资源与成本优势，其2012年设备利用小时数高出东北区域火电机组平均水平460小时;交易扩大了电网售电量，使输配电企业获得可观的经济效益。

然而，初期的试点出现了一些不规范的操作，比如变相的电价优惠，2007年9月30日，多部门联合印发《关于进一步贯彻落实差别电价政策有关问题的通知》，指出河北、福建、江西、宁夏、新疆等省(区)只对部分高耗能行业执行了差别电价政策，四川、湖北等省仍以大用户直购电和协议供电等名义对部分高耗能企业实行电价优惠。通知要求立即停止执行各地自行出台的对高耗能企业的优惠电价措施，并要求仍在以大用户直购电和协议用电名义自行对高耗能企业实行优惠的四川、湖北等省，立即停止对高耗能企业的电价优惠行为。

2010年，黑龙江、河南、四川、陕西、青海、宁夏、甘肃、山东、山西、广西等省区自行实施优惠电价。2010年5月，国家发展改革委、原国家电监会和国家能源局联合下发《关于清理对高耗能企业，优惠电价等问题的通知》，要求清理各种形式的优惠电量交易，并开展了电力价格大检查工作。对此，大部分省区取消了优惠电价。而湖北保留了“协议供电”优惠电量，并扩大了用电企业范围，河南省对拥有自备电厂的企业用电仍然实施优惠。

2010年后的两三年，除少数几个省外，全国大部分省份的大用户直购电交易暂停。

简政放权引来爆发

2010年下半年至2013年上半年，全国大用户直购电交易进入低谷期。

2010年，全国大用户直接交易电量仅为80.4亿千瓦时，占全社会用电量的0.2%左右。其中吉林、广东、安徽、辽宁、福建分别为5.3亿千瓦时、1.8亿千瓦时、36.7亿千瓦时、14.3亿千瓦时、22.3亿千瓦时。内蒙古电力多边交易电量100.2亿千瓦时。

2011年，全国已有辽宁、吉林、安徽、福建、广东5个省份的电力直接交易试点工作正式获得批复实施，当年全国大用户直接交易电量共完成81.94亿千瓦时。其中辽宁抚顺铝厂向华能伊敏电厂直接购电，完成交易电量31.81亿千瓦时;吉林炭素向吉林龙华热电厂直接购电，完成交易电量4.91亿千瓦时;安徽省铜陵有色金属集团控股有限公司向国投宣城发电有限责任公司直接购电，完成交易电量14.39亿千瓦时;福建省6家用户与6家发电企业开展电力直接交易试点形成9对交易，完成交易电量28.93亿千瓦时;广东省2011年台山市大用户直购电完成交易电量2.06亿千瓦时。

2011年7月，国家发展改革委下发《关于整顿规范电价秩序的通知》，要求未经批准擅自开展大用户直购电试点，或者以其他名义变相降低企业用电价格的，要立即停止执行。

2013年5月15日，大用户直购电迎来有史以来最大的转机：国务院办公厅公布《国务院关于取消和下放一批行政审批项目等事项的决定》，决定取消“电力用户向发电企业直接购电试点”行政审批。

从2013年下半年到2014年底的一年半时间内，全国大用户直购电试点省份从个位数迅速增长到24个，除北京、天津、河北、海南、西藏、青海等受电力基础设施等限制，不适合试点外，其他所有省份均进行了试点，大用户直购电席卷全国。

2013年5月，国家能源局宣布一批涉及能源领域的行政审批事项被取消或下放，其中包括“电力用户向发电企业直接购电试点”。

例如，山东省2014年全年安排交易电量100亿千瓦时，2015年上半年迅速增长到150亿千瓦时;安徽省安排2015年交易电量198亿千瓦时;广东省安排2015年交易电量227亿千瓦时;山西省安排2015年交易电量180亿千瓦时;蒙西2014年完成多边交易电量361.92亿千瓦时，占蒙西地区大工业用电量的25%左右;四川省安排2015年交易电量220亿千瓦时;云南省安排2015年交易电量300亿千瓦时。

2014年1月28日，国家能源局印发的《2014年市场监管工作要点》明确指出，全面推进电力用户与发电企业直接交易，进一步完善电力用户与发电企业直接交易的准入、交易等制度，扩大交易范围和规模，力争全国大部分省份开展直接交易，交易电量不低于全社会用电量的3%，并选择部分省份进行深度试点。

笔者梳理发现，已经开展试点的省份，几乎已经全部公布了各自的试点方案、交易规则等规范性文件，在交易电量的设计上，从2%到10%不等，其中以2%的居多。在交易模式上，大部分采用双边协商交易、集中撮合交易等模式，部分省份尝试了交易市场在线集中竞价交易、挂牌交易等模式。

为推进电力用户和发电企业直接交易并加强后续监管，规范直接交易行为，2013年7月29日，国家能源局下发了《关于当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》，提出以省为单位统筹安排电力直接交易工作。

2013年10月21日，国家能源局、工信部下发了《关于规范电力用户与发电企业直接交易的通知》，指出部分省(区)以电力用户与发电企业直接交易为名，利用行政手段，强制指定交易对象、交易电量和交易价格，违背市场原则。要求各省科学制定工作方案和交易规则，在平等自愿的基础上开展电力直接交易，电力用户与发电企业直接交易的工作方案、交易规则、输配电价以及参与的标准、企业名单应予公布，不得通过行政手段指定直接交易的对象、电量和电价，不得指定交易的降价优惠幅度。

地方试点的创新

在试点用户的选择上，大部分省份规定参与试点的大用户电价级别要在110千伏以上，有的放宽至35千伏、10千伏以上，特别是属于国家产业政策鼓励类的，高新技术企业、战略性新兴产业可放宽至电压等级10千伏及以上。

例如，山东省要求参与试点的电力用户全年用电量需在5000万千瓦时以上，用电电压等级在110千伏以上。

四川省政府则明确表态有序推进符合条件的重点产业园区实施直购电试点。此外，用户的交易电量规模一般也会有所限制。比如，福建省对单个电力用户交易电量原则上按其上年度企业购电量的80%进行限制，新进入电力用户交易电量原则上按当年度企业计划购电量的70%进行限制，且不超过全省交易电量总规模的10%。

浙江省规定参与试点的发电企业直接交易发电量由市场交易确定，但原则上不超过该发电企业交易合同期内同类机组年度发电计划总量的30%。

大部分省份要求参与交易试点的机组必须为火电机组，单机容量规模一般在30万千瓦及以上，交易电量有些也受到限制。

比如，江西省要求发电企业年度累计交易规模不高于5亿千瓦时，其设备利用小时数(含交易、代发、外送等电量)原则上不高于5600小时，发电企业可与多个电力用户进行交易，但电力用户只能与一家发电企业进行直接交易。

也有部分省份试点了新能源发电参与直接交易。比如，内蒙古将风电、光伏发电等纳入内蒙古电力多边交易市场，规定集中式光伏、风力发电企业可参与直接交易，交易电量按照用电企业增量生产用电量的20%匹配，单个新能源企业每月参与交易的总电量不能超过该发电企业2015年上半年月平均实际发电量的20%。

在电量的计划安排上，一些省份将交易电量纳入了年度计划电量，但大部分省份采取增量交易的方式。比如，山东省电力直接交易电量就不计入计划内电量。江西省甚至探索用电量在5亿千瓦时以内的电力用户与发电企业进行全电量交易。

在交易规则的安排上，双边协商直接交易占据主流，利用在线平台集中竞价交易被各地视为未来发展方向。

安徽省试点了自由协商交易和集中撮合交易两种交易模式，交易次数为每年两次。湖南试点形成了直接协商和集中撮合交易两种方式并行的局面，在两种交易方式的总量安排上，以直接协商为主(约占总交易电量的8成)，撮合交易为辅(约占总交易电量的2成)。云南省的交易方式最为丰富，云南电力市场交易采用集中撮合交易、发电权交易、挂牌交易、直接交易4种交易模式。云铝以2014年基数电量作为2015年基数电量，其他电解铝用户基数电量按云铝2014年基数电量占其全年电量比重进行确定。

在输配电价核定上，部分省份获得了国家发展改革委的输配电价批复，一些没有获得批复的省份采取了诸如价格传导、参照电网前几年平均线损等方式来确定电价。比如，陕西省采取价差传导模式组织交易，即供需双方自主协商发电机组上网电价，将协商确定的上网电价与政府批复上网电价间的价差，等额传导至用户对应类别目录电价中的峰谷分时电度电价，基本电价维持现行标准不变。黑龙江省物价局则参照近两年电网实际损耗率来确定输配电价。

从2013年下半年至今，试点的各个省份陆续出台了试点的办法、规则等规范性文件，并且有些规则在试点过程中进行了修订，以使其更加规范化和适合交易实际。以地方为主力的大用户直购电试点，虽然每省各有特色，但为建立全国统一的市场交易模式进行了探索、积累了经验。