电力市场亟需更多活力

各位看官，这两条曲线分别是2022年1月至2023年7月的江苏国网代理购电价格和月度集中竞价出清价格的走势图。猜猜先卖个关子，请大家猜猜看哪条曲线是集中竞价的，哪条是国网代理购电的........真的是双兔傍地走，安能辨我是雄雌了......(肉眼可见，今天小熊休息哈，又是毛坯就来了，各位看官原谅这个)

(来源：微信公众号“淼爸评书” 作者：淼爸评书)

答案是蓝色曲线波动较大的是国网代理购电价格曲线，而几乎保持不变的黄色曲线是集中竞价曲线。

这就多少就有那么一点无奈了，按照猜猜对国网代理购电的理解结合实际公布数据(2022年1月至2023年7月，统计月份19次，其中7次按月竞价格采购了79.47亿千瓦时电量，总计代理购电量为1429.5亿千瓦时，占比仅为5.56%)，大部分电源应该都是优先电量，其价额应该是较为稳定的。而相反，作为江苏月度的主能量市场，月度集中竞价价格却异常平稳(用WPS中的VAR函数计算出的总体方差前者是236.41，而后者是5.71)。

究其原因呢，猜猜认为主要有以下几个方面：

首先是江苏电力市场化机组的种类太过集中。以2023年年度交易数据为例总计成交量为3389.89亿千瓦时，其中绿电为17.78亿千瓦时(较2022年增长了92.4%)，核电按年度公告为不低于180亿千瓦时，阳城不低于120亿千瓦时，其余外来电总计80亿千瓦时。由此可见，其成交主体电量仍为燃煤机组，这当然也是我省装机结构导致的。但不得不说，对于一个受电大省，外来电参与交易的占比着实不高。暂时参与市场化交易的新能源机组也主要仅仅是无补贴集中式的场站。所以一旦出现煤炭价格高企，我省市场化成交价格就出现了持续的高位运行。

其次是带有发电背景售电公司签约电量过大。以2023年公布的售电公司缴纳保函保险金额进行排序(根据最新的售电公司管理办法，签约电量与保函保险有明确比例关系，当然不排除部分售电公司为了提升公司竞争优势超额缴纳的因素，但总体而言两者强相关是肯定的)，缴纳金额前20名的售电公司中，有发电侧背景的售电公司超过13家，其总计缴纳金额占比超过全省售电公司缴纳金额的50%以上。(数据根据实际用电情况会有更新，仅作为趋势上分析的参考。)如果，仅仅是不负责任的假设，一个市场主要卖家手上掌握了一半左右的买方需求，那这个市场定价权......细思极恐......

最后是交易规则对购方限制太多，而对售方限制太少。对于售电公司及一类用户，在参与月度交易时，有发电侧参与的两次月内交易采购量被限制在对应月份年度交易分计划及月竞中标量之和的10%，不足部分只能通过购电侧合同转让交易序列从其他购电侧主体中购买。这一方面迫使购电侧主体必须准备好足够的年度交易分计划，不然就只能通过月竞市场采购足量电量，可选择可调整的空间受到极大限制;另一方面由于年度交易分计划调整及月竞交易都是跨月进行的，对于购电侧来说，大大提高了预测电量的难度。而反观售电方的发电侧则相对限制较少，虽然今年也准备从年度交易量滚动执行向月结月清过渡，但配套规则迟迟没有发布。反而造成发电侧担心月结月清政策公布，而对调整年度交易计划量和月度交易量更为谨慎，引发了4、5月份购电侧按照发电侧成交最高价(469.2元/兆瓦时)申报在月竞交易中都买不到电量的尴尬情况(这两个月月竞的购电侧成交边际价格分别为997元/兆瓦时和888元/兆瓦时)。

最终的结果就是购电侧要么接受偏差考核，要么从购电侧转让交易中以更为极端的价格采购电量。2022年1月至2023年6月购电侧合同转让均价月对应月份月竞价格对比参考图。可以看出，仅有少数月份两者较为接近。

当然话分两头，对于发电背景售电公司的签约量其实并无任何文件有所针对性约束，但由于江苏售电公司总体电量非常庞大，哪怕是单个主体仅占比10%，就超过了400亿千瓦时。放在全国来说也是一个非常巨大的数字。俗话说萝卜快了不洗泥，单个售电公司签约量是否应该考虑其下属人员数量，否则如何能够提升售电公司的其他延展业务能力?如何能将更多改革目标落地?同时，对其市场力的监管是否应该增加维度，比如在批发市场毫厘必争，恨不得月月封顶价格出清;而在零售侧抢用户时，则豪横放价，大肆开启价格战。对这样的行为是否算是不公平竞争?是否算操纵价格?

针对上述情况，其实我省电力主管部门早就有所对策，在新版的中长期交易规则中，都已经有针对性地优化措施。猜猜真心希望，这个规则能够早日正式发布。减少对购电侧交易的限制，约束有市场力主体的行为，让市场定价权更多回归市场。也希望发电集团在下售电任务的时候，也多给配点人员编制和福利待遇，否则发电企业全靠代理开拓售电市场多少有点本末倒置。总之，希望给我们省的电力市场注入更多活力，也给实体经济的恢复带来更多助力，让我们省的电力市场越来越好。

与君共勉~~