從國際經驗來看，電力市場化改革往往持續20-30年，特別是我國的電力行業長期處于嚴格的計劃體制當中，計劃體制的制度、意識根深蒂固，因此，我國的電力市場化之路難免有一些曲折。加之電力中長期交易由于涉及電力物理特性相對較少，推動難度較小，各地電力市場化均從電力中長期交易起步，但是由于缺乏電力現貨市場體現電力特殊屬性的定價，難免我國現階段的電力市場化交易存在這樣、那樣的問題。

 

一是相當比例地區以降價代替建機制作為市場交易的目標。縱觀2018年國內的電力交易，存在最大的問題仍然是相當比例的地區將降價作為電力交易的主要目的。甚至，部分地區專場電力直接交易還具有“定向優惠電”的特征。市場化交易是以價格引導資源優惠配置，任何分割市場的設計不但是扭曲價格，而且形成資源分配的不公平，造成用戶的人為被分割成三流九等，不利于營造良好的營商環境。福建、四川、新疆、遼寧、山西和內蒙古（東部地區）均有針對特定對象的專場交易。部分地區將直接交易發電企業價格上限設置為國家核定電價，這是造成交易價格無法反映燃料價格變化和供需形勢的重要原因。同時在跨省區交易中，無論受電地區供需情況如何，即使是離開外受電總體電量供應不足的情況下，受端仍然要求按照受端火電價格扣除輸電費用倒推作為送端發電企業報價上限。合同電量轉讓過程中，尚未出現受讓方溢價代替出讓方發電的情況，受讓方尚無意識與出讓方進行博弈，合同電量轉讓平抑風險的作用發揮不足。過分壓低電價會影響長期電力供應的充裕性，易出現由發電廠沒電發過渡到用戶沒電用糟糕情況。

 

二是部分地區未向主體傳遞足夠的市場化信心。國家明確指出“自愿參與市場交易的電力用戶原則上全部電量進入市場，不得隨意退出市場，取消目錄電價”。其根本含義是進入市場應當是電力用戶所擁有的“單程車票”，用戶擁有繼續使用目錄電價、不進入市場交易的選擇權，但是一旦用戶選擇進入市場交易，則不應再回到目錄電價之下，部分地區未能夠在此方面堅持原則，沒有向市場主體傳遞堅持市場化方向的信息。大部分地區用戶沒有實現全電量進入直接交易，用戶可以主要在市場交易，不足部分用目錄電價由電網企業按照原售電方式銷售，形成事實上用戶用電的雙軌制，造成用戶可以在兩軌之間主動或被動的分配用電量比例，反向引導用戶采用“宜市場則市場、宜計劃則計劃”的用電策略，未能使取消用戶目錄電價進入不可逆的軌道，甚至造成部分用戶形成了“利用眼前發電能力過剩，進市場“撈一把”就走的觀點”。雖然大部分省份在交易規則中對因自身原因退出市場用戶和部分電量參與市場的用戶價格執行情況做出了不同規定，但在實際交易過程中，并沒有按規則嚴格執行，出現一旦交易價格高于目錄電價，電力用戶選擇不成交或退出市場交易的情況屢屢出現。一部分獨立售電公司的牢騷實際上也來自與這種雙軌制暗示的市場化“未來未定論”。另外，國家要求的“市場主體進入市場后退出的，原則上3年內不得參與電力市場交易，使用懲罰性電價”也未得到堅決的落實。

 

三是交易機構工作制度仍不適應電力交易自身的要求。交易機構組建三年以來，工作制度已經基本成型，但是仍然帶有很強的計劃機制特點。電力交易機構采用的是“定時交易為主+臨時交易為輔”的工作方式，沒有規律的連續開市制度。電力交易機構開市主要按照確定時間執行“年度+月度的集中交易，以及不定時的臨時交易”，年度和月度雙邊交易的合同備案也需要在指定時間指定地點一次性完成。不連續開市（服務）的工作制度，使電力交易機構服務交易平臺的性質減弱，變成了類似于“計劃司”性質的公權力機構，定時定點發布計劃（需求），使市場中大量的雙邊交易意愿和市場自身及時快速響應供需形勢變化的功能發揮受到很大限制。當然，存在這個問題實際上還有一個重要的原因就是電力調度機構尚未形成一套適應電力交易需要的安全校核制度，交易機構和調度機構仍然維持了同屬電網企業一家時代的職能劃分，即電力交易機構只管月度計劃，電力調度機構按照年度和月度進行安全校核，缺乏適應電力交易的安全校核制度性設計。

 

四是電力市場化交易中對電力商品的特性表現不明顯。目前的電力交易對于電力一般商品屬性表現非常明顯，電力商品還具有即時平衡的特殊性，對電力商品的交割和輸送有著特殊的要求。一般商品還要約定送貨時間和交割地點，而電力商品的特殊屬性在交易中完全沒有得到考慮。這種做法不利于將電力真正商品化。我國計劃體制下，政府主管部門分配電力指標，電力調度機構組織執行電力指標，通過“統購統銷”的方式將全部負荷視為一個用戶。行業內將指標的特點概括為三不知，即“不知給誰、不知何時給、不知怎么給”。目前的電力直接交易在財務上解決了給誰的問題，卻沒有解決“何時給、怎么給”的問題，發電企業電力生產和用戶用電解耦，違背電力即時平衡這個基本原則，難免造成電價扭曲，進而影響資源優化配置。

 

五是部分地區交易與可再生能源全額消納出現矛盾。從國際經驗來看，市場化有利于可再生能源的全額消納，從相關改革文件的描述來看，我國的頂層設計也是如此考慮。但是從2018年的情況看，在僅有電力中長期交易的情況下，部分市場化交易變得對可再生能源企業不太“友好”：一方面由于中長期交易時間跨度長，不能考慮真實的系統運行情況，即使通過安全校核也不能夠保證執行，因此部分可再生能源企業感覺直接交易只是在降低電價，而不是調動系統的調節資源解決電力消納；另一方面具備調節能力的機組大部已隨著發用電計劃放開比例的增大進入了市場，通常調節能力越強的煤電機組成本也相應越低，在市場競爭中處于優勢，進而獲得的發電機會較多，造成電力調度機構在影響可再生能源上網和無法執行市場化交易合同的矛盾上，處于兩難境地。這也是四大行業放開后，交易電量未能顯著上升的原因之一。

 

六是市場主體參與跨省區交易和合同轉讓交易仍有“玻璃壁壘”。談起市場主體準入，各地總是講起市場主體放開如何全面深入，市場主體總是模模糊糊感覺自己似乎可以參加全部交易，但是有些交易在實踐中又參加不了，看起來似乎具體的交易品種準入有層“玻璃壁壘”，即看得到交易、知道自己有資格，卻無法參與交易。相較跨省區交易和合同轉讓交易而言，電力直接交易在中發9號文及其配套文件以及實施細則中所占篇幅很多，地位突出，加之省內市場用戶購電的主要來源是省內發電企業，因此電力直接交易的準入相對其他市場交易準入更為開放，主體更為全面，并且各地通過比較競爭，在主體準入上大體相差不大。由于跨省區交易占比不高、長期在電網企業之間開展交易，并且合同轉讓交易又起源于發電權交易，因此除發電企業外的市場主體，往往不清楚跨省區交易和合同轉讓交易的準入條件，實際與電力直接交易并無區別。目前，跨省區交易電力用戶能夠參加的比例可以忽略不計，合同轉讓也基本不允許在售電公司或用戶之間開展。特別是雖然《跨區省間富余可再生能源現貨交易規則》明確受端售電公司、電力用戶和火電企業均可以作為買家，但是2017-2018年的實操中均不允許上述主體參與跨區省間富余可再生能源現貨交易。 本`文內.容.來.自：中`國`碳`排*放*交*易^網 t a npai fan g.com