甘肃直接交易：如何在降成本与保成本之间实现利益最大化

编者按：甘肃的年度电力直接交易最大的矛盾其实是用户侧对低电价的渴望，发电企业面对燃煤成本上升希望不亏损，面对这样的怪圈甘肃该如何走出去呢?晶见在过去曾撰文简单分析甘肃的交易情况，可以作为背景知识来了解一下甘肃的市场情况：市场电力交易降成本与火电行业生存之间，两者该如何共存?以甘肃直购电困境为例

以下文章为甘肃市场主体撰稿，不代表晶见立场。

2017年12月20日，甘肃省发改委、工信委、甘肃能源监管办联合发布了《关于印发<甘肃省2018年电力用户与发电企业直接交易实施细则>及有关问题的通知》(甘发改价管〔2017〕1153)，2018年1月8日，甘肃省交易中心发布了2018年直接交易公告，标志着2018年甘肃省直接交易工作正式拉开序幕。笔者翻出2017年直接交易文件和2018年进行了对比分析，发现一些变化：

第一个变化是：2018年政策明确型企业新增金昌氯碱化工循环经济产业链项目，宝兰客专、兰渝铁路牵引变用电，这也是2018年度用户准入方面唯一一个重要变化;

第二个变化是：加大水电、热电的参与力度，由20%调整为30%;

第三个是结算方式：2017年明确了两种结算模式，等额传导和输配电价模式，2018年明确为等额传导。

笔者还想发现一些政策方面的变化以证明甘肃省直购电是进步的，可是确实找不到了。

谁也拿不走谁的必发电量

用户侧:准入174家直接交易电量320亿千瓦时。其中:电解铝企业4家138.57亿千瓦时，铁合金企业30家71.25亿千瓦时，碳化硅企业35家22.95亿千瓦时，电石企业6家22.27亿千瓦时，战略新兴骨干企业57家19.45亿千瓦时，兰州新区企业28家9.49亿千瓦时，政策明确企业8家28.37亿千瓦时，铁路牵引变6家7.64亿千瓦时。

发电侧:准入127家直接交易电量320亿千瓦时。其中:火电厂22家238.2亿千瓦时，包括安全约束与调峰调频电量173.48亿千瓦时，匹配供热电量64.74亿千瓦时;水电厂105家匹配电量81.8亿千瓦时。火电厂安全约束与调峰调频电量、匹配供热电量、匹配水电电量分别占交易电量规模的54.21%、20.22%、25.57%。匹配供热电量、匹配水电电量分别占供热总电量、水电总电量约32%。

从政策到公告，一番分析下来，非常有意思的是2018年政策似乎只是在2017年基础上改了几个字，当然最大的改动是将“2017”改为“2018”，那么问题又出来了，有人说怎么没变化，我们新增了三家政策型明确企业，第二个问题又来了，什么叫政策明确型企业?纳入直购电政策明确企业的依据是什么?紧接着笔者又将《2018年电力直接交易用户公示名单》拿出来分析了一番，发现第三个问题：兰新铁路是从哪冒出来的?哪个政策明确的?为啥实施细则中政策明确性企业没有他?笔者不敢往下分析了。

于是乎我又联想到了交易组织的过程，最大的关注点是发用两侧电量匹配，320亿用户侧对应320亿发电侧，按照公告披露信息显示，安全约束与调峰调频电量173.48亿由火电厂与用户采取双边协商、集中交易的方式开展，由于安全约束与调峰调频电量是必发电量，且已经明确了各火电厂上限电量包括机组必开方式下按50%确定的供热电量、安全约束电量，以及按13%确定的各电厂调峰调频电量。也就是说，各火电厂上限电量都是其必发电量，谁的电量谁发，谁也不能通过直购电拿走别人的电量。

正是基于这一规则的设定，在第一轮交易中成交电量3205万千瓦时，第二轮交易中成交电量44.2998亿，第三轮交易中132.8亿，甘肃2018年直购电终于在历时四个月后落下帷幕，草草收场。值得注意的是，第三轮交易采取的是线下双边，事前没有任何公告发布，企业基本都是小道消息得知双方线下签订确认单可以视同交易成功，其中在第三次交易中部分用户和电厂并没有达成交易，从发布的结果来看，对电厂侧根据平均价差进行了强制结算。通过交易组织过程，笔者又发现了一些问题：

一是交易规则设定存质疑，首先供需完全平衡造成发用双方都缺乏积极性，不能有效的反映供需关系，其次是对供热、水电制定交易对象、交易电量、交易价格，存在政府“三指定”行为;

二是交易不公开透明，第三次交易前未发布交易公告，未明确具体事项，直接发布交易结果;

三是对未达成交易的发电企业进行强制结算，存在政府干预市场的嫌疑;

四是常规火电实际交易电量与173.48亿的要求不一致，对华能新增6亿电量未进行有效说明。

各方都想实现利益最大化

一番分析下来，笔者对甘肃企业深表同情，用户、发电企业、售电公司把全部的赌注都压在年度交易，生怕有所闪失，错失仅有的机会。从发电企业来看，生存困难、连年亏损、入不敷出，企业面临生死考验;从用电企业来看，生怕在仅有的一次交易中错失全年机会，得不到最优的价格，所以不断的要求最大限度降价。

从售电公司来看，缺乏合理的盈利空间，缺乏参与机会，所以也是想着从中争取最大的利益。一方面是发电企业使劲保住价格，以期在全年煤价涨幅过高的情况下还能包住成本，一方面是用电企业使劲压低价格，以便达到全年的最大的预期。孰对孰错?我认为站在各自的角度，都是想着利益最大化，都没有错。那么问题到底出在哪了?

大唐甘肃公司某位领导也曾在《中国电力企业管理》2017年11期上发表署名文章《甘肃电力直接交易若干问题的思考》，指出：甘肃以原材料加工为主的工业结构明显偏重，工业发展对电力的依赖程度高，电力消纳对工业发展的依附程度极强。发用电矛盾突出：一边是电力装机过剩、火电利用小时低下、弃风弃光现象严重;一边是高载能行业开工不足、工业用电的稳定与增长受到高电价的制约;“电用不完”和“电用不起”问题并存。

如何破解制约工业经济运行和电力行业发展的突出矛盾和深层次问题，的确是一个难题。该领导一并针对甘肃直购电提出九点建议，一时间也引起了业内人士的赞同，但却没有引起主管部门的重视。其实在这之前相关部门(省工信委、能监办)和相关发电集团都针对2018年直购电提出了一些切实可行的意见，但最终均未得到主管部门的认可，甘肃直接交易工作并不是不断汲取经验，一直在进步的路上，从全国来看，虽然各省情况千差万别，但还是有值得借鉴的地方，都值得甘肃区好好学习。(未完待续)

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