2018年全国电力市场交易情况分析

2018年是本轮电改启动的第四年，也是电改进入新阶段的一年。这一年，本轮电改的主要任务——发用电计划放开、竞争环节电价放开、输配电价核定、交易机构独立等电力经营机制变革通过电力市场化交易逐步落地。电力市场化交易规模的不断扩大，促进电力市场化交易的措施和制度逐步成长完善。在全国电力市场化交易逐步进入良性轨道的同时，加强对电力商品属性考虑的呼声越来越强，因此，电力现货试点应时而出。随着电力市场化改革的进一步深入，行业内对下一步电力市场化交易机制需要开展的重点工作共识也日趋统一，为进一步推动电力市场化交易的发展创造了良好的环境。

 

（来源：微信公众号“中国电力企业管理” ID:zgdlqygl 作者：谷 峰）

 

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2018年全国市场化交易特点分析

 

经过三年的努力，全国电量市场化交易机制已在2018年逐渐成型，围绕电力市场化交易，特别是电力直接交易，发用电计划放开、竞争性电价放开、输配电价核定、组建交易机构、售电业务放开等中发9号文布置的重点工作开始进入实操状态。2018年全国电力交易明显呈现出七个方面的特点：

 

一是电力交易市场化的观念开始得到普及。随着准许参与电力交易市场化的主体类别增加、数量快速上升，与一般商品一样交易电量成为大量电力用户的习惯。一方面随着2018年部分地区允许一般工商业参与电力直接交易，目前除农业和居民以及公益性用电，各地正在准备解除其他用户参与直接交易的限制。发用电计划的放开，使用户普遍认识到原来“统购统销”的电网销售模式并不是唯一的用电方式，广泛接受了电量作为一般商品交易的概念，推动了电力直接交易开始一定程度上从优惠电向正常交易的转变。另一方面，发电行业市场化概念和实际动作相对用户都更加普遍，发电企业市场准入范围超乎预期，截至2018年底，22个省份的24个交易区域的统调火电已全部进入市场，占比77%；13个省份的15个交易区域1的全部火电、水电、集中并网的新能源都已进入市场，占比48%；7个省份的核电进入市场，占有核电省份的100%。

 

二是输配电价首轮核定工作完成为电力市场化交创造了基础性条件。2018年，我国基本完成了输配电价首轮核定工作：2月2日，国家发改委印发《关于核定区域电网2018-2019年输电价格的通知》，对各区域内电网输电价格予以明确；同日印发《关于调整宁东直流等专项工程2018-2019年输电价格的通知》，明确国网4条特高压专项工程、南网西电东送工程全部线路的输电价格和线损；8月25日，国家发改委印发《关于核定部分跨省跨区专项工程输电价格有关问题的通知》，不但明确了灵宝直流等21个跨省跨区专项工程输电价格，同时公开了跨省跨区专项工程完成交易的用户购电价格算法。这些文件的出台标志着我国输配电价体系初步形成，为电网企业成为电力市场化交易的通道提供了模式性保障，有力地配合和促进了电力市场化交易的快速发展。

 

三是交易规则体系初步建立。为推动电力体制改革深入落地开展，国家发改委、能源局于2016年12月29日印发《电力中长期交易基本规则（暂行）》（发改能源[2016]2784号，以下简称基本规则）。截至2018年，全国29省（市、区）（不包括海南和西藏）的31个交易区域共编制各类电力市场规则近300个，总体看，各省份规则的制定符合9号文件的基本原则，并在试点期间持续完善改进，现行交易规则大部分条款符合国家中长期交易规则的基本要求，但临时性的通知占比偏高。“电力市场交易规则或方案”类的电力市场指导性的意见或相关方案由各省级政府有关部门（经信委或发改委）单独或会同国家能源局派出机构组织制定；具体交易的办法、操作细则、结算规则类文件一般则由各省电力交易中心制定，联合出台的文件由发文部门和国家能源局派出机构按各自职责实施监管；单独出台的文件监管单位为发文单位。在实践中，有关部门分工逐步经磨合变得清晰，规则自部委到地方逐渐形成了初步的体系。

 

四是交易价格一定程度上出现了反映燃料价格变化的现象。2016年-2018年是煤炭去产能力度较大的三年，煤炭供应形势趋紧，外来煤控制日趋严格，造成煤炭价格持续维持高位上涨，但是直接交易开始的初始阶段，市场一片喊降的声音，特别是由于不合理的交易机制，以及供应侧主体的不理性恐慌，造成直接交易价格严重偏离燃料价格变化趋势，甚至出现了煤价越高、电价越低的奇怪现象。2018年，随着市场主体的理性，虽然煤电直接交易价格仍在低价徘徊，但是全年市场价格同比变化趋势与燃料价格同比变化趋势趋同，大型发电集团煤电直接交易价格相应同比提高0.0119 元/千瓦时。

 

五是交易品种与方式更加丰富。经过三年探索，通过不断进行“打补丁”，交易品种和方式越来越契合当地的交易需要。2018年，全国市场化交易除电力直接交易、跨省区交易、合同电量转让交易外，还出现了电量互保交易、水火置换交易等多个交易品种；有双边协商、集中竞价、挂牌等多种交易方式；分年、季、月等多种交易周期，逐步形成了“年度交易为主，月度交易为辅、日前市场引入”的态势。其中，云南省的互保交易、事前、事后合约转让交易，贵州省的电量互保交易，有效降低签约风险，促进改革红利的释放。陕西省增加的省内挂牌交易，减少了弃风率、弃光率，消减了燃煤消耗量。江苏省2018年7月增加了月内增量挂牌和合同转让两个交易品种，给市场主体调整余缺、降低偏差、控制风险以更多的选择权。湖北省首创双挂双摘交易模式，发用电双方自愿通过交易平台随时进行摘牌、挂牌、挂牌撤回等操作。

 

六是独立售电公司开始转向正确定位。电改前三年，售电业务放开吸引了大量独立售电公司进入，“吃购销价差”成为售电公司生存的商业模式，同为改革推动者的售电公司和发电企业在电价只能下降的交易里成了竞争对手，矛盾冲突屡屡激化，通常两种典型观点较为流行，一种声音认为现货售电公司没有创造价值，一种声音认为独立售电公司生存困难是因为发电企业背景的售电公司造成了不平等竞争。随着售电主体认识的不断深入，2018年中，售电公司出现了分流，仍继续坚持单一“吃价差”的独立售电公司数量开始减少，一部分独立售电公司转向未来现货市场的技术支持服务，一部分独立售电公司开始向发电企业的渠道商转变，独立售电公司的发展方向开始向国外独立售电公司的商业模式靠拢。

 

七是通过多种形式增加系统调节能力促进可再生能源消纳。长期以来，一直有很强的声音批评自备电厂不参与调峰，影响了可再生能源消纳。实则站在客观的角度发现，自备电厂参与调峰并没有道理。自备电厂的出力一般伴随自身业主的负荷，按照我国计量法的规定，上下网电量不得互抵，如果在业主负荷一定水平的情况下，自备机组降低出力，则意味着业主将购入电网出售的电量（价格相对自备机组生产电量较高），虽然实现了更多消纳可再生能源的目的，但是严重影响业主的经济效益。解决可再生能源消纳，不能要求其他主体讲情怀让可再生能源投资主体得利，因此必须找到一种经济机制，至少使自备机组降低出力，业主增加向电网购电部分不影响其经济利益。内蒙古以电力直接交易模式创新开展新能源替代自备电厂发电权交易，在遏制自备小火电无序发展的同时，扩大了新能源的市场份额。甘肃省创新开展新能源替代自备电厂火电机组的发电权置换交易，以省内现有存量市场提高新能源消纳能力。

 

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现阶段交易机制存在的问题

 

从国际经验来看，电力市场化改革往往持续20~30年，特别是我国的电力行业长期处于严格的计划体制当中，计划体制的制度、意识根深蒂固，因此，我国的电力市场化之路难免有一些曲折。加之电力中长期交易由于涉及电力物理特性相对较少，推动难度较小，各地电力市场化均从电力中长期交易起步，但是由于缺乏电力现货市场体现电力特殊属性的定价，难免我国现阶段的电力市场化交易存在这样那样的问题。

 

一是相当比例地区以降价代替建机制作为市场交易的目标。纵观2018年国内的电力交易，存在最大的问题仍然是相当比例的地区将降价作为电力交易的主要目的。甚至，部分地区专场电力直接交易还具有“定向优惠电”的特征。市场化交易是以价格引导资源优惠配置，任何分割市场的设计不但扭曲价格，而且形成资源分配的不公平，造成用户人为被分割成三流九等，不利于营造良好的营商环境。福建、四川、新疆、辽宁、山西和内蒙古（东部地区）均有针对特定对象的专场交易。部分地区将直接交易发电企业价格上限设置为国家核定电价，这是造成交易价格无法反映燃料价格变化和供需形势的重要原因。同时在跨省区交易中，无论受电地区供需情况如何，即使是离开外受电总体电量供应不足的情况下，受端仍然要求按照受端火电价格扣除输电费用倒推作为送端发电企业报价上限。合同电量转让过程中，尚未出现受让方溢价代替出让方发电的情况，受让方尚无意识与出让方进行博弈，合同电量转让平抑风险的作用发挥不足。过分压低电价会影响长期电力供应的充裕性，易出现由发电厂没电发过渡到用户没电用的糟糕情况。

 

二是部分地区未向主体传递足够的市场化信心。国家明确指出“自愿参与市场交易的电力用户原则上全部电量进入市场，不得随意退出市场，取消目录电价”。其根本含义是进入市场应当是电力用户所拥有的“单程车票”，用户拥有继续使用目录电价、不进入市场交易的选择权，但是一旦用户选择进入市场交易，则不应再回到目录电价之下，部分地区未能够在此方面坚持原则，没有向市场主体传递坚持市场化方向的信息。大部分地区用户没有实现全电量进入直接交易，用户可以主要在市场交易，不足部分用目录电价由电网企业按照原售电方式销售，形成事实上用户用电的双轨制，造成用户可以在两轨之间主动或被动地分配用电量比例，反向引导用户采用“宜市场则市场、宜计划则计划”的用电策略，未能使取消用户目录电价进入不可逆的轨道，甚至造成部分用户形成了“利用眼前发电能力过剩，进市场‘捞一把’就走的观点”。虽然大部分省份在交易规则中对因自身原因退出市场用户和部分电量参与市场的用户价格执行情况做出了不同规定，但在实际交易过程中，并没有按规则严格执行，出现一旦交易价格高于目录电价，电力用户选择不成交或退出市场交易的情况屡屡出现。一部分独立售电公司的牢骚实际上也来自与这种双轨制暗示的市场化“未来未定论”。另外，国家要求的“市场主体进入市场后退出的，原则上3年内不得参与电力市场交易，使用惩罚性电价”也未得到坚决的落实。

 

三是交易机构工作制度仍不适应电力交易自身的要求。交易机构组建三年以来，工作制度已经基本成型，但是仍然带有很强的计划机制特点。电力交易机构采用的是“定时交易为主+临时交易为辅”的工作方式，没有规律的连续开市制度。电力交易机构开市主要按照确定时间执行“年度+月度的集中交易，以及不定时的临时交易”，年度和月度双边交易的合同备案也需要在指定时间指定地点一次性完成。不连续开市（服务）的工作制度，使电力交易机构服务交易平台的性质减弱，变成了类似于“计划司”性质的公权力机构，定时定点发布计划（需求），使市场中大量的双边交易意愿和市场自身及时快速响应供需形势变化的功能发挥受到很大限制。当然，存在这个问题实际上还有一个重要的原因就是电力调度机构尚未形成一套适应电力交易需要的安全校核制度，交易机构和调度机构仍然维持了同属电网企业一家时代的职能划分，即电力交易机构只管月度计划，电力调度机构按照年度和月度进行安全校核，缺乏适应电力交易的安全校核制度性设计。

 

四是电力市场化交易中对电力商品的特性表现不明显。目前的电力交易对于电力一般商品属性表现非常明显，电力商品还具有即时平衡的特殊性，对电力商品的交割和输送有着特殊的要求。一般商品还要约定送货时间和交割地点，而电力商品的特殊属性在交易中完全没有得到考虑。这种做法不利于将电力真正商品化。我国计划体制下，政府主管部门分配电力指标，电力调度机构组织执行电力指标，通过“统购统销”的方式将全部负荷视为一个用户。行业内将指标的特点概括为三不知，即“不知给谁、不知何时给、不知怎么给”。目前的电力直接交易在财务上解决了给谁的问题，却没有解决“何时给、怎么给”的问题，发电企业电力生产和用户用电解耦，违背电力即时平衡这个基本原则，难免造成电价扭曲，进而影响资源优化配置。

 

五是部分地区交易与可再生能源全额消纳出现矛盾。从国际经验来看，市场化有利于可再生能源的全额消纳，从相关改革文件的描述来看，我国的顶层设计也是如此考虑。但是从2018年的情况看，在仅有电力中长期交易的情况下，部分市场化交易变得对可再生能源企业不太“友好”：一方面由于中长期交易时间跨度长，不能考虑真实的系统运行情况，即使通过安全校核也不能够保证执行，因此部分可再生能源企业感觉直接交易只是在降低电价，而不是调动系统的调节资源解决电力消纳；另一方面具备调节能力的机组大部分已随着发用电计划放开比例的增大进入了市场，通常调节能力越强的煤电机组成本也相应越低，在市场竞争中处于优势，进而获得的发电机会较多，造成电力调度机构在影响可再生能源上网和无法执行市场化交易合同的矛盾上处于两难境地2。这也是四大行业放开后，交易电量未能显著上升的原因之一。