电力交易市场化按下快进键

7月16日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于积极推进电力市场化交易 进一步完善交易机制的通知》（简称《通知》），意在有序放开发用电计划，加快推进电力市场化交易，完善直接交易机制，深化电力体制改革。

统计显示，2016年全国市场化交易电量突破1万亿千瓦时，约占全社会用电量的19%，其中直接交易电量接近8000亿千瓦时。2017年，全国市场化交易电量达到1.63万亿千瓦时，同比增长45%，占全社会用电量比重达26%左右。

考虑到新一轮电力体制改革已经过去三个半年头，上述电力市场化交易规模显然与改革顶层设计者的期许尚有一定差距，因此才有了《通知》的发布。而《通知》在要求提高市场化交易电量规模、进一步放开市场主体准入范围等方面有哪些具体考量？本文带你一起重新回顾一下这份文件中的有关内容。

大幅提高市场化交易电量比重，与放开发用电计划相协调

中电联的数据显示，2018年一季度，全国市场化交易电量（含发电权交易）合计为3322亿千瓦时，市场化交易电量占全社会用电量的比重为20.9%。这是记者写稿时所能找到的最近的一份全国电力市场化交易数据。数据显示，全社会用电量中还有近80%的非市场化率，显然还有很大的提升空间。这为发布《通知》的原因找到一个明证。

既然说还有提升空间，那么，这个市场化率到底应该达到多少呢？虽然《通知》并没有给出具体定量，但我们能够在这份文件的字里行间寻找到答案。在“提高市场化交易电量规模”这一部分的第一项中，我们能够看到“总结经验”“结合实际”等带有探索性质的语言，而后面“加快放开无议价能力用户以外的电力用户参与交易”，则是从用户准入角度提出的一个相对较为具体的要求。接下来，“统筹协调好扩大市场化交易规模和放开发用电计划”，这句话则给出了“大幅提高市场化交易电量规模”应遵循的原则，那就是根据当地的发用电计划放开程度来确定该地区的市场化交易比例。发用电计划放得越开，市场化交易电量规模就越大。

既然关注到了文件的语言特点，记者进一步发现，“鼓励”二字在《通知》中成了一个高频词汇，出现共达15处之多。可以理解，在与改革相关的文件中用到“鼓励”这样的词汇一点都不奇怪，因为“鼓励”体现了探索和试验的态度——改革设计者提出一种可能，希望改革实施主体去探索、去试水，一旦经过实践证明确实可行，以后就可以去掉“鼓励”二字，变为直接推动。

言归正传，其实，我国除了需要在整体上提升电力市场化交易规模之外，还存在各地市场化交易比例不均衡的问题。这应该也是《通知》需要面对的问题之一。

同样是来自中电联的数据，我国电力市场化交易情况分区域看，2018年一季度，国家电网区域市场化交易电量2305亿千瓦时，占该区域全社会用电量的18%；南方电网区域市场化交易电量731亿千瓦时，占该区域全社会用电量的30%；蒙西电网区域市场化交易电量285亿千瓦时，占该区域全社会用电量的46%。其中南方电网区域和蒙西电网区域分别高出全国平均水平9.1和25.1个百分点，各区域市场化率十分不均衡。分省来看，同样存在不均衡的问题，比如，2018年一季度云南省内累计交易电量194.8亿千瓦时，占全省全社会用电量的50%，市场化率高出全国平均水平29.1个百分点，省际不均衡问题可见一斑。

提高市场化交易电量规模出实招，必须明确实施路径

《通知》除明确了提高市场化交易电量规模的要求之外，还给出了实现的路径。该文件本身虽然没有给出市场化交易电量的具体规模，但却要求各地进一步明确放开各类发电企业、电力用户和售电企业进入市场的时间，明确放开比例，制定具体工作方案。同时，《通知》还要求进一步完善和规范参与市场化交易的发电企业、电力用户和售电企业等市场主体准入标准、准入程序和退出机制，并向社会公布。这其实是督促各地要加快工作进度，明确工作目标和工作机制，制定实施计划的意思。

此外，《通知》更是直面省间壁垒和地方保护问题，明确指出，各地要取消市场主体参与跨省跨区电力市场化交易的限制，鼓励电网企业参与跨省跨区电力交易。此项工作与其他方面不同，做与不做、做得到位不到位，反映的不是能力问题，完全是态度问题。既然把问题明确点出来了，顶层设计者肯定就不想让这类问题长期存在下去。当然，影响跨省跨区市场化交易的因素远远不止破除省间壁垒那么简单，还有赖于两大区域电力交易中心积极创造条件，完善规则，加强机制建设，搭建平台。

值得注意的是，《通知》多次提及“清洁能源配额”，并要求抓紧建立清洁能源配额制。我们都知道，国务院2010年发布的《关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》最早提出“实施新能源配额制”。2013年，全国人大常委会办公厅致国务院办公厅“关于请研究处理《全国人民代表大会常务委员会执法检查组关于检查〈中华人民共和国可再生能源法〉实施情况的报告》及审议意见的函”中，要求“加快研究制定可再生能源电力配额制”。《可再生能源发展“十三五”规划》提出，各省、区、市应将提高可再生能源在能源消费中的比重作为各地区能源发展的重要约束性指标，建立以可再生能源利用指标为导向的能源发展指标考核体系。2017年11月，国家发展改革委和国家能源局印发的《解决弃水弃风弃光问题实施方案》提出实行可再生能源电力配额制。2018年3月，国家能源局发布《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》，明确对各省级行政区域全社会用电量规定最低的可再生能源电力消费比重指标。有报道称，该文件有望在年内出台。此次经过《通知》的帮腔呼吁，《可再生能源电力配额及考核办法》估计也憋不了多大一会儿了。

2018年一季度煤电市场化率较高省区大型发电集团市场化交易电量图

2018年一季度部分省区煤电市场化交易价格与标杆电价示意图

2018年一季度部分省区大型发电集团风电市场化交易电量示意图

2018年一季度部分省区大型发电集团光伏发电市场化交易电量示意图

链接

建立完善重点行业科学合理的市场化价格形成机制

2018年起，煤炭、钢铁、有色、建材等重点行业电力用户参与市场化交易，不再执行目录电价。鼓励电力用户和发电企业在签订电力市场化交易合同时自主协商，约定建立“基准电价+浮动机制”的市场化价格形成机制。电力用户的用电价格由三部分组成，包括与发电企业协商的“基准电价+浮动机制”价格、政府明确的输配电价（含损耗）和政府性基金及附加。

1.约定基准电价

交易双方自主协商选取合理的基准电煤价格，将与其对应的发电价格确定为交易合同的基准电价；

协商达不成一致的，推荐参考煤电标杆上网电价或电煤中长期合同价格对应的发电价格确定为基准电价。

2.约定浮动机制

电力用户和发电企业可自主协商建立价格浮动机制，协商确定浮动的参考标准、浮动周期、浮动比例；

协商达不成一致的，推荐综合考虑发电成本和各类市场因素实施浮动，可每季度浮动调整一次。

3.支持资源综合利用

为促进和鼓励资源综合利用，对重点行业用户自发自用的余热、余压、余气发电或其他类型资源综合利用机组，继续实施相关支持政策，减免系统备用费和政策性交叉补贴。

4.严格落实惩罚性电价

对不符合国家产业政策，以及产品和工艺属于淘汰类的企业不得参与电力市场化交易，且严格执行差别化电价；

已执行阶梯电价政策的行业、企业在市场化电价的基础上继续执行阶梯电价政策；

对存在违法、违规行为且尚在整改期内的企业和列入“黑名单”的严重失信企业执行更高程度的惩罚性措施。

（根据《全面放开部分重点行业电力用户发用电计划实施方案》整理）

进一步放开发电主体市场准入，近乎涵盖全部发电类型

《通知》显示，发电企业的市场准入范围进一步放开。一些过去不常见的电源项目也得以跻身市场化交易行列，电源类型涵盖了煤电、气电、水电、风电和太阳能发电、核电等等；从专业性和规模来看，除了专业发电厂之外，还包括各类企业自备电厂以及分布式发电项目。

在加快放开煤电机组参与电力直接交易方面，《通知》采取了“老厂老办法、新厂新办法”，9号文颁布实施后核准的煤电机组，原则上不再安排发电计划，投产后一律纳入市场化交易。反向推导就是，此前核准的煤电机组可以保留一定的发电计划。这是因为，不同时期，煤电的发展政策和技术水平并不相同，甚至担负的任务也不同。比如，有的时期发展煤电是为了应对“电荒”、满足社会的用电需求，甚至采取了以成本反推价格的定价政策；而如今发展煤电则更多考虑节能减排、优化电源结构、促进转型升级、维持系统稳定的需要。如果让新老煤电机组在同一个市场里、遵循同样的规则开展竞争，对老机组显然有失公平。

水电情况较为特殊，虽然其成本在各发电类型中是相对较低的，但其出力受来水情况和季节影响较大，不同年份有丰年、枯年之说，在同一年份中又分丰水季和枯水季。此外，水电消纳更是一个令人头痛的问题。据报道，2017年1～11月，全国水电设备平均利用小时数为3298小时，比上年同期降低36小时。影响水电消纳的主要是因为一对矛盾——水电与火电的矛盾，又分本省水火矛盾和跨省区水火矛盾。在本省内，水电企业要想多发电，就得向火电企业支付一定的补偿金，或者购买发电权；这要是换成跨省区电量交易，一言不合，受端省份就可能会为了本省的火电效益而拒收外来的水电，这就是所谓的省间壁垒或地方保护。总而言之，《通知》明确，在保障水电基本发电计划的同时，尽可能对其放开市场，让水火电量同台竞技，相信水电一定能打拼出一个美好的未来。

2018年一季度全国大型发电集团各类电源市场化交易情况汇总

风电和太阳能发电与水电有相似之处，同为清洁可再生能源，同样面临严峻的消纳形势，业界同样认为市场化是消纳风电和太阳能发电量的不二选择。2017年1～9月，大型发电集团风电市场化率为19%、光伏市场化率为26.7%；到2018年一季度，上述数据分别提高为33.3%、29.5%。《通知》确认，“推进规划内的风电、太阳能发电等可再生能源在保障利用小时数之外参与直接交易、替代火电发电权交易及跨省跨区现货交易试点等，通过积极参与市场化交易，增加上网电量，促进消纳”。意思是说，首先要合理确定并确保风电和太阳能发电的保障性利用小时数，因为这部分不但是对量的保障，更是对电价和补贴的保障。有了保障性利用小时数保底，企业基本可以保证回收成本，甚至有合理利润。这样，在不再增加边际成本的基础上，就可以充分发挥风电和太阳光能发电的价格优势，促进电量的进一步消纳。而此举在未来配合可再生能源配额制实施起来效果更佳。

此外，《通知》还提及，有序推进企业燃煤自备电厂和利用余热、余压、余气发电等资源综合利用机组开展市场化交易，稳妥有序推进核电机组进入市场，有序开展分布式发电市场化交易试点工作。其中，就关于开展分布式发电市场化交易试点工作，国家发展改革委和国家能源局已分别在2017年10月31日和12月28日发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》两份文件，此番也是再次强调。

符合条件用户应入尽入电力市场，各地可自主把握节奏

《通知》在用户侧的放开力度之大、范围之广可谓前所未有，“符合条件的10千伏及以上电压等级用户均可参与交易，支持年用电量超过500万千瓦时以上的用户与发电企业开展电力直接交易”。10千伏及以上电压等级用户的总体用电量是一个什么样的概念？记者虽然手头没有全国的数据，但通过相关报道得到了广东省的数据，可以据此管窥全国的情况。根据广东省2014年用电数据统计，广东110千伏及以上的工商业用户用电量占全社会总用电量的7%，10～35千伏的用电量占54%左右。据此，我们可以得出，2014年广东省10千伏及以上电力用户的用电量占到全省全社会用电量的61%。我们假设广东的情况可以代表近年来的全国情况，那么一年当中全国可以放开的电量应该是66508亿千瓦时（数据来自《2018年中国全社会用电量及电力需求情况分析预测》）×61%=40570亿千瓦时，如果再加上用电量超过500万千瓦时的10千伏以下用户的用电量，实际会远远大于这一数值。当然，这是指《通知》明确的满足市场化条件用户的总用电量，也是一个理想数据，在现实操作中，不排除有些满足市场化条件的用户拒绝参加市场化交易的情况，更不排除有些地区在推进电力市场化交易方面，进度会远远慢于全国平均步伐。

可能有些人以为这样的放开力度已经够大了，然而事实并非如此。《通知》进一步明确，“2018年放开煤炭、钢铁、有色、建材4个行业电力用户发用电计划，全电量参与交易，并承担清洁能源配额”。这在《全面放开部分重点行业电力用户发用电计划实施方案》中已经解释过了，因为“这4个重点行业市场化程度较高，在电力体制改革过程中已经参与了市场化交易，市场经验丰富，试点全面放开发用电计划具有较好的基础”。

好吧，力度确实够大了。但先别惊叹，力度更大还在后面。“支持高新技术、互联网、大数据、高端制造业等高附加值的新兴产业以及各地明确的优势特色行业、技术含量高的企业参与交易，可不受电压等级及用电量限制。”“支持工业园区、产业园区和经济技术开发区等整体参与交易。”“条件允许地区，大工业用户外的商业企业也可放开进入市场。”“稳妥放开铁路、机场、市政照明、供水、供气、供热等公共服务行业企业参与交易。”“鼓励和允许优先购电的用户本着自愿原则，进入市场。”仔细观察一下，上述几项有一个共同特点，那就是不再限定用户电压等级和用电容量。只要在上述范围内，无论你的用电电压是380伏还是220伏，也不论你的年用电量是多少，都可以参加市场化直接交易。

有人认为，终于可以就此打住了，可是你还是错了。《通知》接下来干脆直说了，“各地可以结合实际情况，自行确定用户电压等级及用电量限制，扩大放开的范围”。也就是说，国家已经彻底放开了，各地能开放到什么程度要因地制宜。