这些年我们一起追过的贵州电改——包容（系列三）

随着60亿千瓦时的贵州中铝电量花落国电投，周边跨省区60亿千瓦时电量的蛋糕分割完毕，贵州省2016年410亿千瓦时的直供电量占省内用电量45%的交易大格局已经尘埃落定。居于全国第一位的交易电量省内市场占比，托举增量市场超百亿千瓦时的成效，是贵州电改高歌猛进拥抱改革决心的完美体现。在政府的主导和大力推动下，二十二路火电厂营销人马携电改之火燎原黔山秀水，他们是贵州电改的宣传队和播种机，各路营销好汉凭着“千言万语、千山万水、千辛万苦”的三千精神让当前近千家大用户真正享受到了电改的红利，明白了电力直接交易的规则，知道了电原来也可以是一种商品。但各个电厂面对着严重过剩的电力产能、依然不显疲态的厄尔尼诺水情以及近似“身上衣裳口中食”的交易电价，很难有谁能够真正为取得的交易成果感到欢欣鼓舞，也许有了中铝电量的国电投几家电厂略显优势，但他们也要担忧中铝电费的回收问题，家家有本难念的经。

言归正传，面对已经成型的大规模直供交易，贵州电改给国家上缴了一份一个阶段还算满意的电改答卷。但是通过大规模扩容降价直供，虽然起到托市近百亿千瓦时的成就，但作为本轮综合改革四个试点之一的贵州省，直供交易仅仅只能算万里长征第一步，从2002年就起步的电改至今未能成型，十四年的利益纠葛、恩怨情仇又岂是一个降价直供就能化解的呢。那么接下来贵州电改还需要面临哪些挑战，或者说还有哪些问题需要去思索呢?

挑战一发电权交易

发电权交易实际上就是替代发电交易，看似简单但真正操作起来却似乎没那么简单，由于风、光占比不大，实际上在贵州目前能够操作的就是水电与火电的替代发电，火电与火电的替代发电。

首先讲火电与火电替代发电的操作，按照国家政策导向应该是按照节能减排的原则进行，即由低煤耗机组替代高煤耗机组转移。在总体缺口大的情况下，正常运行的电厂是不太可能进行电量转移的，真正能有发电权拿出来交易的无非几种情况：一是由于安全边际校核不能通过，基础计划电量和已签订的交易电量总和超过安全边界，不得已拿出来进行交易，如今年年度双边交易完成后，兴义电厂和大龙电厂均出现了因为交易电量偏多而超过安全边际进行电量转移的情况;二是在送出线路检修，机组非计划停运或计划停运周期延长时，考虑到可能无法追补基础电量或无法完成签约交易电量时，电厂愿意进入市场交易;三是年内新投产机组，参加了年度双边交易并已获得电量，但投产时间延迟，其签约电量必须进行转移。

第一种情况与第三种情况下实现交易相对容易，尽管由于结算方式问题磕磕绊绊基本还是能够顺利完成电量替代，因为毕竟都是年度长协的提前调整，调度计划也便于实现。但是第二种情况则相对要复杂的多，其根本原因则在于该交易已经属于现货交易的范畴，一方面在送出线路检修时，网公司侧经常会出现通知负荷受限具体数据的时间超前性较弱，基本属于临时告知，使得电厂进行交易决策的时间不足，且即使电厂方当机立断提出交易，由于没有一个及时性的电子交易平台，现货不能立马售出，同时调度计划的响应机制也无法快速跟进帮助交易的落地;另一方面电厂侧对于非计划停运和计划停运延时的不可预测性，也会导致出现比较仓促的现货交易需求。因此在第二种情况下要实现发电权的顺利交易，由于受到现货交易的固有属性限制都存在比较多的制约，这就需要从网公司检修计划、通道阻塞的信息发布的及时性和完整性、到电子交易平台现货交易模块的完善，以及调度机构针对性的快速响应机制上入手，才能真正解决该问题。虽然难度和限制较多，但一切的创新不都是源于事物的倒逼么?以临时性发电权交易为契机，实际上是要解决现货交易的落地问题，也是目前国内电力市场交易相对空白的一片区域(云南虽然搞了日前交易，但基本还只是一个壳)，因此这可以看作是贵州电改可以获得进一步突破的一个点。

其次是水、火发电权交易，其实水、火发电权交易规则在云南电力市场已经基本成熟了，按理说贵州只要按这个路数操作就能快速实现水、火发电权的落地，但实际存在的问题也还是比较多。一是云南本身弃水较多，2015年达到了172亿千瓦时，而贵州弃水量很小，也就是说水电产能过剩不明显，水电进入市场的冲动不足。当然也有人提出来，水电产能不过剩是因为在汛期，贵州省大范围的调停火电机组。但是请注意水电本身就具有优先发电权，同时云南是在更大范围的调停火电后产生的大量弃水，因此这种说法是站不住脚的;二是水电在贵州市场是承担交叉补贴任务的主力军，如果水、火发电权交易参照云南模式采用火电电价结算，则网公司将面对低成本水电份额的大量流失，且在今年大范围的直供电以后，网公司1-5月对外发布的利润是亏损数亿元，政府如何也下不了强制水、火发电权交易的决心。况且即使政府下了强制令，出于自保的目的，网公司也可以提出西电倒挂调价、执行国家批复线损电价以及缩减农网投资额度或延长建设周期等问题予以反制，手心手背，舍而不能得也。因此水、火发电权交易似乎比火、火发电权交易还要难以落地。

挑战二集中竞价交易

集中竞价交易是目前国内市场上被议论最多的交易，主要原因则是因为广东省集中竞价热火朝天的氛围，给整个电力市场打了一针兴奋剂，当然大家的目光多数是集中在售电侧暴利的问题上，这个在后面会说到。而实际最早开展还应该是云南电改市场，只是没有售电公司参与而已。这三个省份的竞价交易方式大同小异，都是以价差匹配作为竞标原则，云南省以发电侧申报价差，按照从高到低进行排序，用户侧申报价差，按照从低到高进行排序，最高发电侧最高价差与用户侧最低价差匹配交易，结算价格按照两个价差的算术平均值来进行结算;广东省则是以两侧申报价差按上述高低匹配原则结成价差对，结算时按照固定的返还系数将报价形成的双方价差部分分别返还。应该说无论平均价差结算还是系数返还结算，基本都能满足竞价出清的基本要求。但这对于贵州省来讲为什么会成为一种挑战呢?问题就在于交易指导价上，实际上在广东的电价市场基本上是完全放开的，云南的最低上网限价是0.15元/分(初期也是完全放开)，而贵州省相对复杂一些是根据行业不同指导价不同。竞价的本意就是通过公平竞争由市场形成电力商品价格，而指导价模式，在完全买方市场下整个演变为分档限价模式，当然政府指导价的目的也是两方面的，一方面是为了向商品价格下滑较大的行业定向输血到位，另一方面也是为了局部保护发电企业的利益不会过度受损。在这种模式下，竞价规则设计变得较为复杂，如果在完全明确标的物行业的情况下，可能会出现发电侧竞争价格完全一致的情况，失去了竞价的意义。而如果完全抛弃当前的指导价模式，则会带来两个问题，一方面如果在今年下半年开始竞价时出现突破指导价的中标结算价格，则年初签订的大量用电户必然会申诉比照当前成交价格调价或撤销年度合约(该情况在2015年就出现过);另一情况则是从明年开始发电侧将不得不面临又一次直接交易市场的全面降价。摆在政府面前的必然是个两难的选择，全面市场化与计划统筹的宏观可控之间的冲突在这个问题上凸显出来。窃以为全面放开市场价格是大势所趋，尽管当前放开会面临一个“一边倒市场”的发电侧阵痛期，但既然是“能源革命”就必然会有牺牲者，“唯有牺牲多奉献，敢叫日月换新天”。而且这种牺牲也只是周期性的一个产物并非固化的业态损失，如果出现水情反转同时经济复苏，价格回升就会出现空间，当然前提是政府不再次干预“价值规律”主导下的价格走势。同时即使在现有的条件下，电厂让价也不会是一个无底洞，因为没有哪家电厂会在负边际的情况上网发电，说小一点是“经营智商”，说大一点是甚至有国有资产流失之嫌。同时市场价格的完全放开也是未来电力金融市场的先决条件。

挑战三水电入市

水电入市实际上可以采用两种模式，一方面就是前面提到水、火发电权交易问题;另一方面就是水电以完全市场主体的地位进入电力直接交易市场。水电入市交易在云南省已经和卖白菜没什么区别，一是交易规则和结算方式已经非常清晰，买卖和白菜一样简单;二是价格确实是“白菜价”。而在贵州省从2015年就开始一直在讨论水电入市，但时至今日，除了在2015年末临时进行了一次类似富余水电的水、火交易电量的置换外，依然没有看到水电入市系统性、完整性的规则设置和实操。究其原因，依然逃不开交叉补贴的魔咒，交叉补贴是我国电改的一大症结，也是与市场化格格不入的一道坎。贵州低价水电在用户侧看来是一个香饽饽，在火电价格已经难以继续向下的情况，无疑水电入市能继续吹响降电价的号角。但是希望各位用户明白，降火电电价对电网公司影响有限，由于水电装机容量仅占省内装机的30%(云南70%)，低价水电是网公司价差业务中确保低成本同时填补交叉补贴的基础，水电完全入市则网公司承担交叉补贴和保底供电业务的底气是不足的，这两项业务内容都代表着民生问题，只要电网一提出来即使是地方政府侧的话语权也会立马弱化。水电一旦入市，网公司就只能收取过网费则水电交易电量收益与火电交易电量收益等同，而对于过网费而言，实际上网公司对于国家批复的2016-2018年的输配电价也感觉到有些委屈，因为当前输配电价测算边际条件，是按照2013-2015年的贵州省平均售电量来计算，而在近五年来的省内售电量峰值就出现在2013年(919亿千瓦时)，然后逐年下滑(2014年同比下滑4.5%，2015年同比下滑3.3%)，而输配电的真实成本与售电量是高度相关的，因此网公司认为当前的输配电价不能反映完全成本，横向比较贵州电网输配电价除了与云南省基本持平外，与其它省当前批复的输配电价确实存在差距，当然网架结构差异无法比较，在此种情况下，网公司报出来的今年巨额亏损数据能佐证这个现状。另外，随着社会舆论对于基本电费批评的声音越来越多，国家发改委在6月28日“深化价格机制改革，降低实体经济成本”专题新闻发布会的表态也意味着《供电营业规则》等已正式提上修改日程，因此基本电费这块“奶酪”流失的隐忧也开始在网公司心头萦绕。