甘肃直接交易怪圈（一）：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。