我国电力市场存在哪些问题？未来交易机制如何发展？业内专家全方位解析

 

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是扭曲价格，而且形成资源分配的不公平，造成用户的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的分配用电量比例，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。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。

 

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。 本`文内.容.来.自：中`国`碳`排*放*交*易^网 t a npai fan g.com