调查 | 浙江电改试错

追溯“祸根”

根据2019年的零售侧结算规则，峰谷分时电价按市场用户交易价格和对应的目录电价差值同幅增减。

而售电公司与发电企业在批发侧的结算，则不分时段，按照一个度电单价结算。售电公司收益=零售市场售电收入（不含输配电价和基金）— 批发市场购电费用。

“按照我们去年的测算，用户的谷电比例不能超过52%。如果超过了这个红线，这个单就要亏损了。”曹民说。

2019年只开放了2个月的中长期电力交易，蛋糕本就不大（售电公司、批发侧大用户与发电企业采用双边协商的交易方式，最终共成交26.7亿度电量）。再加上浙江开放的四大行业企业里，高耗能企业大多因为目录电价里谷段电价低，把大量的生产负荷安排在了谷段时间，售电公司想赚钱就不得不挑选客户。

赵佳告诉记者，2019年的中长期交易里，很多售电公司都抛弃了原本已经签了意向合同的高比例谷电用户。“原本大家以为浙江市场也会是其他省份那样的价差传导模式，只要签约客户就能赚钱。所以从2019年初就开始跑客户、签意向。结果零售侧的结算规则一出，很多售电公司都违约了。”

在《能源》杂志的走访中，许多市场主体都认为2019年抛弃高比例谷电用户的行为，让用户在2020年对独立售电公司产生了极大的不信任感，这是独立售电公司流失用户的一个重要因素。

为了尽可能地抢占市场，一些售电公司甚至不惜采用违规的手段来抢用户。

“有些售电公司口头给用户承诺比发电企业还低的电价，但在合同里只注明是部分时段的低价。”一位浙江电力市场参与者告诉《能源》杂志记者，“听说还有售电公司，明明用户没有和它签约。但售电公司把用户去年签字的三方合同盖章页撕下来，放在今年的三方合同里。想造成用户签约的既成事实，但是被供电所发现了。”

曹民认为，浙江目前开放的市场化交易电量太少是导致售电市场乱象频出的一个重要原因。2019年11月，浙江省发改委人士曾在公开场合表示浙江省2020年电力交易方案中，电力市场化交易电量最低要占省内发电量的60%以上。按这一比例计算，市场化交易电量至少1800亿度。

根据2020年5月7日浙江省发改委正式印发的《2020年浙江省电力直接交易工作方案》，虽然浙江2020年全省安排电力直接交易电量2000亿千瓦时，但有1700亿度属于“普通直接交易电量”，也就是发电侧直接让利给用户的交易模式。留给售电公司的蛋糕只有300亿。

“我估计最终的交易量不到300亿度。”曹民悲观地说。

淘汰售电公司

为什么浙江不像其他省份一样，开放更多的售电市场，把蛋糕做大呢？

“因为浙江电改的首要目标是理顺价格体系，塑造真正的市场。”原浙江电力体制改革综合试点工作领导小组办公室人士对《能源》杂志记者说。

根据中发〔2015〕9号文，“参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定。参与电力市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价（含线损）、政府性基金三部分组成。”

目前被广泛应用于全国各省（浙江除外）电力中长期交易中的价差传导模式，并没有将批发市场与零售市场分离开来。输配电价模式除了浙江，在全国并没有落地。

“按照9号文的改革方案，电价应该是由交易价格+输配电价+政府性基金组成。但价差传导模式并不能反映9号文的改革精神，其实质只是发电侧的单边降价，然后由售电公司和用户分享降价红利。”张骥说，“虽然看起来不再是电网的统购统销，但电网依然是整个电价环节的不透明黑箱。”

在2019年的中长期交易中，浙江省在全国范围内率先实现了批发侧和零售侧完全分离的模式。到了2020年，不仅零售侧结算有了“峰平谷”的电力时间价值，批发侧也采用了“峰平谷”交易价格。

价差传导模式下的售电公司，只需要尽可能多地签约用户、在发电侧签下更多的价差，就可以获利，几乎是稳赚不赔。但是在浙江市场，售电公司要挑选用户、要有策略地跟发电侧谈三段价格。

“2019年是售电公司不愿意签约谷电比例高的用户。到了2020年，就变成了发电厂不愿意跟售电公司签约太多的谷段电量。”浙江发电企业的内部人士对《能源》杂志记者说，“但是现在规定每一个电厂都必须签约至少50%的谷段电量。剩下的就是考验电厂与售电公司的议价能力与电量分配技巧了。”

浙江售电不好干，这几乎是省内市场主体的一致观点。但是从规则制定者和市场设计者的角度来看，这种不好干恰恰是他们所期望看到的。

“从其他省的经验来看，我们非常担心会出现这样一种状况：价差传导模式下的售电公司赚钱太容易了。随着时间的推移，售电公司很有可能会变成了电改中的既得利益者，进而阻挠电改。”一位参与了浙江市场设计的内部人士告诉《能源》杂志记者，“真正的电力市场，或者说现货市场的风险是巨大的。我们希望逐步淘汰一批根本不具备进入现货市场能力的售电公司。”

虽然浙江官方对于售电公司的态度非常的理性、客观、具有更多的前瞻性，甚至看起来“冷酷无情”。但对市场主体应有的保护和预警也并没有缺席。

2019年11月12日，浙江电力交易中心发布浙江2019年四大行业售电市场的风险提示，提醒各市场主体在与用户商谈、签署相关售电业务及合同时，一定要认真解读《浙江部分行业放开电力中长期交易基本规则》的文件精神，不能存在惯性思维，照搬在其他省开展售电业务的相关经验和做法，审慎决策商业行为。这就是希望售电公司避免以低价圈定用户，最终因为签约太多高比例谷电用户，从而陷入亏损或是违约的两难境地。

浙江省已经完成现货结算试运行，没有用户参与，某种意义上也是对售电公司的保护。虽然被外界诟病为“没有用户不是真的现货结算试运行”，但从《能源》杂志获取的信息来看，浙江希望通过3次现货试运行解决其他现货试点省份截至目前暴露出的最大问题——不平衡资金。

各方满意的不平衡资金解决方案

2019年5月30日，浙江电力现货市场启动了一次模拟试运行。对于这次模拟试运行的具体内容和数据，我们能够获得的公开信息并不多。但《能源》杂志记者从浙江省能源集团有限公司（以下简称浙能）内部人士处获悉，浙江省电力现货市场第一次模拟试运行是有用户参与的，但产生了大量的不平衡资金。“最高峰的时候，不平衡资金池总量达到了1.58亿元。”

与广东、山东等省一样，浙江电力现货市场的不平衡资金根源也是高价机组和低价用户之间的不平衡。“电网给非市场化用户卖电，整个试运行期间会有一个按照所有类型的非市场化用户的单价、电量计算出来的加权平均综合销售电价。这个价格减去输配电价和政府性基金，就是电网的销售收入。而现货市场所产生的电价就是电网购电成本。两个数字相减，就可以得出不平衡资金。”一位参与了浙江电力市场现货试结算的发电企业人士告诉《能源》杂志记者，“但问题是，浙江第一次现货试运行的时候，非市场化用户的综合销售电价是电网单方面提供的。只有一个价格，没有计算的具体过程。发电企业认为电网给出的非市场化用户电价偏高，导致不平衡资金太高。”

除此之外，浙江发电市场的电源种类比山东省更多，存在电源侧交叉补贴的问题。以上述方式计算不平衡资金，因为账目不清，所以导致各方意见都比较大，难以持续。所以在后两次现货试运行中，浙江省修改了不平衡资金的计算方式。

新的不平衡资金计算方法是在试运行一个月之后，得出了所有非市场化用户的电量总数。再用发电企业在非市场化条件下的上网电价减去现货市场产生的价格，得出不平衡资金，再进行资金返还。

“这种方式目前看起来账目清晰，浙江省内的电网、发电等各方争议比较小，是具有可行性的。”上述内部人说，“而且这种方法不仅在用户没有参与现货试运行的时候执行，用户即便参与到未来的现货结算试运行中，非市场化用户电量部分依然可以按这种方式执行。”

作为目前中国电力市场化改革中最大的“拦路虎”，不平衡资金自然不会这么容易的就被彻底解决。只能说，在浙江特定的条件下，各方利益达到了微妙的平衡。

“说到底，这种发电侧零和抹平不平衡资金的方式是没有办法永远持续下去的。只要存在计划用户和市场用户、计划机组与市场机组的区别，不平衡资金就永远存在。”上述浙能内部人士说。

此外，这里还存在一个不容忽视的关键信息：浙江已经进行的3次现货试运行，都没有外来电的参与。这可能会是浙江未来电力现货试运行的最大不确定因素。

浙江省全年用电量接近5000亿度，其中约三分之一是外来电。在夏季用电高峰期，浙江电网的外电负荷最高可达50%！如此庞大的发电电源，是浙江电力现货市场中不容忽视的力量。

但就是这股不容忽视的力量，恰恰成为了映射浙江电改艰难试错的一面镜子。