甘肃直接交易怪圈：发电企业入不敷出 “输血”并没有变成“造血”

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，上期谈到了怪圈的成因(点此阅读)，这一期就来谈谈如何破局吧。

以下文章为甘肃市场主体撰稿，不代表晶见立场。

上一篇对甘肃省2018年直购电的现状进行了罗列(点此阅读)，行业同仁们也了解，其中涉及到对一些政策和做法的质疑，也是客观存在的问题。当然，另一个很关键的因素是由于甘肃特殊的工业结构和装机结构造成。

发电方面

一是新能源装机的占比达到总装机的45%，发电量接近总发电量的25%，这在全国来说都处于领先水平，而大规模的新能源投产需要火电机组保持最小开机方式为其调峰，所以曾今某位地市领导告诉媒体火电挤占了新能源是立不住脚的，火电企业也在哀叹：既生瑜，何生亮;

二是为减少弃风弃光、提高新能源省内消纳能力与保障民生采暖需要、热电联产机组发电以及水电不弃水之间矛盾比较突出，且与直接交易用户侧电量匹配困难，也就是说用户分月电量并不是真正意义上的匹配到不同的发电企业，实际执行中是结算出来的;

三是省内公用机组非优先发电为“0”，也就是说省内用电空间已经无法保障全部优先发电计划安排;

四是煤价高位运行，火电企业毫无竞争力可言，参与直接交易能力较弱。

用户方面

甘肃以原材料加工为主的工业结构明显偏重，20%大工业用户掌握着80%的工业用电量，工业发展和电力生产之间依赖性较大。且由于市场影响和行业性质，生产存在着一定的“随机性”。一方面是发电企业的不断让利，挣扎在垂死边缘，一方面是用户怎么让都达不到期望，且频频减产、甚至停产。而且从这几年的情况来看，一味的让价不但没有从根本上拉动用电量的上升，还使得发电企业入不敷出，“输血”并没有变成“造血”。有业内人士开玩笑说：这就如同扶贫，扶了三年，穷的没扶起来，自己却变成了更穷的。

甘肃直接交易似乎总是在这个怪圈中绕来绕去。笔者也和同仁交流过一些看法，得出的结论是：甘肃火电再无空间进行直接交易。从现实情况来看也是如此，这就导致直接交易规模不可能不断做大。同时新能源企业的同仁们似乎也不太理解，觉得新能源必须要保障，不能参与直接交易。

曾在2016年，甘肃省工信委下发了一份文件，规定甘肃省风电按500小时、光伏按400小时的基数进行保障性收购，一时间引起一大批专家学者和新能源企业的抵制，最后迫于压力被国家收回，从当时甘肃电力市场实际出发，笔者认为甘肃已无能力达到更高的保障要求，出此下策实属无奈，是政府和企业都不希望出现的结果。

那么再说直接交易的话题。现阶段解决矛盾的途径似乎都可以归结到发展上，长期来看，经济的不断发展，市场的不断完善都可以化解现有的矛盾，问题的关键是我们的火电企业可以坚持多久?真正困难的用户能不能坚持下去?

从短期来看，用电量的快速增长可以解决一部分矛盾。经济学角度认为扩大生产要基于生产成本的下降或成品的价格提高。用户只有扩大生产规模用电量才会上升，发电侧只有电量不断的增长才会生存下去。直接交易的目的是让大家都活起来，不是把谁压榨干了，然后死了，那样最终的结果是谁都活不下去，“皮之不存毛将焉附”，不管是火电企业、新能源企业、用户都是相互依存的，所以各方都要回归理性，增进共识。如何走出直接交易“怪圈”，是摆在大家面前共同的问题。

如何破局

一是成立直接交易办公室：由主管部门牵头，相关政府部门、电网参与，并选择有代表性的发电企业、用户、售电公司等市场主体共同成立直接交易工作小组，设立直接交易办公室，让市场主体真正的参与到政策制定中，各方共同努力、增进共识、形成合力，从政策制定方面达到优化的目的，制定出符合甘肃实际、有利于市场可持续发展的政策。

二是建立直接交易联动机制：制定对发用双方的年度综合评估体系(可建立直接交易大数据平台)，设立第三方平台或由直接交易办公室对降价资金根据评估结果进行二次分配(直接交易资金池)，减少对大幅盈利性企业的扶持资金，逐步向亏损企业倾斜，做到“精准扶持”，使大部分降价资金能够落实到真正困难的企业上去，使其渡过难关，扩大生产，拉动用电增长。避免出现“扶不准”或“扶不起”的旧病，变“输血”为“造血”。

三是建立分类偏差考核机制：目前的交易规则对偏差考核虽有所要求，但由于产业结构的特殊性，执行困难，建议综合甘肃用电行业的特殊性及用户的不同类型，考虑建立不同的、与行业相适应的分类偏差考核机制，使偏差考核真正的发挥作用，为市场保驾护航。尤其对用户而言，既要享受改革的红利，又必须承受风险。

四是建立直接交易信用评价体系：通过对市场主体信用积分，对虚报用量、偏差较大、恶意操纵市场、扰乱市场或违约率较高的市场主体信用减分。反之，对直接交易或市场有利的(如偏差小、合同执行好、诚信度高等)的市场主体进行加分。结合直接交易资金池，对信用等级底的市场主体采取资金扣罚措施，或令其退出市场，对信用等级高的进行奖励。

五是增加直接交易品种：改变“一锤子买卖”的现状，通过“年度+月度”结合的交易模式，按照各类发电的曲线特征，在年度长协的基础上，逐月对不同电源的直接交易电量进行组织，以此来实现发用两侧的实时平衡，减少偏差。对发电来说，可以根据当时的煤价等因素确定合理的交易价格，又可以根据用户实际用电量进行月度调整，降低年度偏差，避免电用不完而造成的损失;对用户来说，可以根据实际生产需要灵活调整，解决用户侧“量”和“指标”不匹配的现状，激活用电市场。

六是鼓励新能源参与直接交易：充分利用现货交易、中长期等一系列规则，在价格“合理”的基础上，扩大外送;另外鼓励新能源在价格“接受”的前提下，自愿参与直接交易，一是解决直接交易电量缺口，二是利用新能源的价格优势缓解煤电企业压力，两者实现合作共赢。虽然此举有可能会存在政策风险，但从发展的角度分析，对用电量的拉动作用明显，新能源企业的整体收益也会增加，值得一试。

七是加快售电市场培育：建议用电量5000万以下用户必须通过一家售电公司代理参与各种交易，5000万以上用户可以进行双向选择，即可直接与发电侧交易，又可委托售电公司代理，以此来加速售电市场成长，又可降低交易组织过程中难度，避免中小用户跟风现象;同时，鼓励售电公司利用自身资源，积极开拓省外市场，在外送争取上，政府资源和民间资源相结合，使电量能够最大限度“走出去”，实现甘肃外送“全员营销”模式。

八是放宽用户准入范围：立足甘肃实际，继续将符合产业政策的高耗能企业及战新企业纳入。同时，对国家鼓励的(如：新能源汽车、大数据、清洁能源供暖等)、甘肃省特色发展的(如：中药材加工、农产品加工等)、对地方经济社会发展贡献较大的(如：轨道交通、高铁等)产业，以及批复的试点园区进行纳入，适当纳入工商业用户。

九是推动自备电厂参与市场：建议将符合条件的自备电厂按一定比例的电量纳入直接交易，同时出台自备电厂调峰制度，引导和鼓励自备电厂享受和承担公平权利和义务，以利于做大直购电规模，保障电网安全稳定运行。另一方面利用《甘肃省电力辅助服务市场运营规章》等方式对自备电厂进行补偿，确保自备电厂自身利益。

另外，建议尽快出台《售电公司参与市场监管办法》，或通过成立售电行业协会、引入履约保函机制等手段，加强行业自律，杜绝售电市场乱象，保护发电和用户权益。