2018年全国电力市场交易情况分析

六是市场主体参与跨省区交易和合同转让交易仍有“玻璃壁垒”。谈起市场主体准入，各地总是讲起市场主体放开如何全面深入，市场主体总是模模糊糊感觉自己似乎可以参加全部交易，但是有些交易在实践中又参加不了，看起来似乎具体的交易品种准入有层“玻璃壁垒”，即看得到交易、知道自己有资格，却无法参与交易。相较跨省区交易和合同转让交易而言，电力直接交易在中发9号文及其配套文件以及实施细则中所占篇幅很多，地位突出，加之省内市场用户购电的主要来源是省内发电企业，因此电力直接交易的准入相对其他市场交易准入更为开放，主体更为全面，并且各地通过比较竞争，在主体准入上大体相差不大。由于跨省区交易占比不高、长期在电网企业之间开展交易，并且合同转让交易又起源于发电权交易，因此除发电企业外的市场主体，往往不清楚跨省区交易和合同转让交易的准入条件，实际与电力直接交易并无区别。目前，跨省区交易电力用户能够参加的比例可以忽略不计，合同转让也基本不允许在售电公司或用户之间开展。特别是虽然《跨区省间富余可再生能源现货交易规则》明确受端售电公司、电力用户和火电企业均可以作为买家，但是2017-2018年的实操中均不允许上述主体参与跨区省间富余可再生能源现货交易。

 

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未来交易机制建设的发展方向

 

以电力现货市场为核心是现代电力市场的主要特征，加快推动电力现货市场试点工作是新一轮电改的必然选择，上述问题中的很多可以通过现货市场建设得到解决。不过必须承认的是，电力现货市场建设的复杂程度远高于新一轮电改前四年各项工作难度的加和，需要长期耐心的试错和调整，因此现货市场试点地区3~5年内很难给出一个普适的成功范例，供其他地区参考。同时，集中组织的现货市场也需要成本，这种成本是否能够低于所在地区通过现货市场优化出的红利，在全国范围内未必有唯一的答案。所以，除电力现货试点地区继续以电力现货为核心为中国的电力市场体系摸索可行的道路外，其他地区还有进一步深化、优化市场化交易机制建设的空间。

 

一是清醒地认识市场化交易是资源分配的方式而非“降价”利器。市场化交易是一种资源优化分配的手段，短期价格受供需情况影响，中长期价格受燃料价格影响，确无降低平均用电价格的能力。市场化交易的价格可能低于目录电价，也有可能高于目录电价，正是这种波动才能自然调节需求，形成需求侧在多个经济周期内的自然响应。各地用电价格变化趋势与燃料价格变化趋势解耦，并非是市场化的功劳，出现这一结果根本原因是市场外衣下的行政干预。行政干预是比计划体制还要效率低下的资源分配手段，市场既然不是降价利器，各地还应相信市场机制，回到依靠市场配置资源的机制建设上来。

 

二是明确市场准入的单向性结束“用电双轨制”。各地应加强对用户的宣传和学习，按照国家要求明确市场化机制的单向性，通过有效力的文件实现市场化方向的不可逆性。在规则及其配套文件中应明确要求符合放开标准的用户，如果选择进入市场，即表明放弃自身享受的目录电价标准，如确有原因暂时无法通过直接交易向发电企业购电，所使用的临时用电价格应当相对市场价格有明显上升，推动用户再次寻找新的售电公司，进而继续参与市场。同时，建立科学合理的偏差定价机制，用户在合同电量之外的偏差，不再使用目录电价结算，通过市场化的偏差定价机制进行结算。

 

三是推动交易中心天天开市发挥好“交易服务员”的作用。加强交易中心能力建设，配备足够的人力资源，实现交易中心工作日交易平台正常工作的制度，对于高于最小交易周期3和次最小交易周期双边协商合同实现工作日“天天可备案”，对于集中交易实现工作日挂牌交易的连续滚动开市。当然，要实现交易中心日日开市和连续交易，一个非常重要的前提是必须实现调度机构安全校核管理制度的“适应市场化”改革，电力调度机构应为市场化交易配备更多人员，缩短安全校核时间，提高安全校核频次，使安全校核适应“交易服务员”的需要。

 

四是加强交易信息耦合推动交易机构竞争。由于国内仅存在三大交易技术支持系统，应该讲我们的交易中心在交易信息耦合上具有天然的体制优势。特别是在国网和南网覆盖范围内，不同市场交易信息的耦合相对国外市场化国家具有先天的优势，应尽快实现交易需求“某一平台出现、全部平台可见”的耦合功能。这样可以真正打破不同交易平台之间需求信息的垄断，进而打破市场间壁垒，实现电能量在全国范围内依据价格的经济流动，也能加快不同交易机构的融合和效率提升。当然，这种交易信息耦合带来的成交结果信息也应纳入耦合，并且五级调度中的上三级调度要尽快研究如何实现为各交易机构耦合交易提供安全校核服务。

 

五是引入市场进出口商解决“两级市场”撕裂电力市场交易问题。国内有部分观点认为，调度分级对应交易也应分级，但是我们应该看到，电力资源有市场内的、有跨市场的，而用户却一定在一个市场的地理范围内。市场机制是以用户为核心进行工作的，应该怎么便于用户交易怎么来，所以用户面对的应当是一级市场。因为解决用户隶属于某一市场地理范围，而供给侧电源往往来自多个市场地理范围的矛盾，可以引入市场进出口商，进出口商由所在地政府准入，可以为售电公司、发电企业或电力用户。在跨省区交易中，送端的进出口商作为负荷通过双边或集中交易向省内发电企业买电，送端的进出口商在跨市场平台上作为电源出售电力，受端的进出口商在跨市场平台上作为买家购买电力，受端的进出口商在受端市场上可以通过双边交易向用户出售够得的电量，也可以在集中交易中“扮演”电源，与省内发电企业一起出清。进出口商需要较好信用，允许财务先行购入或卖出电能，负责在送受端市场和跨市场交易中承担经济责任。

 

六是加快放开国家指令性计划和政府间协议。电力资源的流动应当符合经济规律，随着省内发用电计划放开的加快，国家指令性计划和政府间协议应当启动放开工作，研究放开的方式与过渡路径，避免形成央地之间发用电计划放开上的不同做法，形成央地之间发用电计划放开的“双轨制”。同时，这部分电量占全社会用电量比例很大，对发用电计划全局性的放开工作影响还不小，只有市场化的国家指令性计划和政府间协议才能更好地与各地市场衔接，使市场主体公平的享受权利和义务。

 

七是取消各类交易对已通过市场准入的主体限制。市场中应当只有两类主体：买方和卖方。市场是形成经济关系的平台，做不到“既要和又要”的要求。一般来说产业政策和宏观调控应当发生在二次分配领域，对于市场化交易这一典型的一次分配领域，应当充分发挥价格配置资源的作用，如确需进行利益调整则应在二次分配中进行。各地应坚持中发9号文要求的“管住中间，放开两头”，打破一切“统购统销”，取消专场交易，实现在全市场范围全交易品种的主体公平。

 

电力市场化机制的建设不能一蹴而就，改革永远在路上。行业需要树立市场化的信心和决心，坚持基本经济规律，坚持问题导向，从现实出发、从解决实际问题出发，持之以恒、坚持不懈，经过奋力开拓与上下求索一定能够建立起符合国家高质量发展要求的电力市场化交易机制。

 

注1：部分省份存在一个以上的交易区域，例如蒙西和蒙东。

 

注2：电力调度机构选择放弃消纳可再生能源电量将违反《可再生能源法》，选择不执行发电企业签订的电力市场化交易合同则会违反《合同法》。

 

注3：目前普遍最小交易周期为月度。

 

本文刊载于《中国电力企业管理》2019年06期，作者系本刊特约撰稿人

 

原标题:2018年全国电力市场交易情况分析