结果及启示！云南电力集中撮合交易多数没成交-北极星输配电网

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云南2017年2月集中撮合交易于1月20日中午12：00结束，下午18:00时许系统撮合交易结果发布，这场从1月19日9：00开始的战斗持续了15个小时。

不像同一日开展的广东竞价，云南的竞价没有报道、没有炒作、没有大范围关注，但是身处其中的小伙伴却深深感到了市场的冷峻与残酷，下面，让我们一一回顾。

（本文转载自：晶见微信公众号微信号：EnergyStudies 作者：陈洛）

一、交易时间

根据昆明电力交易中心发布的信息，云南2017年2月的电力市场化交易从1月19日到1月25日结束，交易品种涵盖月度集中撮合交易、月度自主挂牌交易、框架协议外西电东送挂牌交易，当然也包括日前电量交易。其中，最令各方关注的月度集中撮合交易的申报时间安排在2017年1月19日9:00-1月20日12:00，目前已经结束。安排如下：

二、撮合交易的几个关键点

2月的市场化交易按照《云南省能源局关于2017年电力市场化交易实施方案有关事项的通知》规则执行，与2016年的存在多处不同，加之临近春节，重点应该注意以下几个方面：

（一）售电主体（电厂）和购电主体（用户）申报的都是上网侧的绝对电价。对于电厂而言，为含环保电价、含税的价格，对于用户而言，为不含输配电价、线损电价、基金及附加的价格，即购电主体申报电价=购电主体意愿电度电价-输配电价-线损电价-基金及附加。

其中，输配电价分电压等级不同而不同；线损电价=基准价×综合线损率/（1-综合线损率），每月不同；基金及附加为0.0685元/千瓦时（按照《云南省人民政府关于随用电量征收地方水利建设基金的通知》（云政发〔2016〕108号），从2017年1月1日起征收每千瓦时2分钱的地方水利建设基金）。

详情见下表：（2017年用户申报的是1栏，2016年用户申报的是8栏）

（二）设置最低和最高限价，分别为0.13元/千瓦时、0.43元/千瓦时，但是超基数用电部分不设最低限价。（2016年最低限价为0.10元/千瓦时）

（三）对“抱团”行为的处罚，经过省级及以上相关部门或监管机构认定，某交易过程中售电主体或购电主体存在串谋或恶意报价行为并造成严重后果的，售电主体的价格按集中撮合交易最低价的90%结算，购电主体的价格按上年统调电厂平均上网结算价格的1.1倍与月度集中撮合交易电厂最高成交价的1.1倍中的较大值结算。（这个规定很好，但是如何认定“串谋报价”？）

（四）挂牌电价为中小水电统一上网电价0.235元/千瓦时。（比2017年1月撮合交易的平均电价23999元/千瓦时略低）

（五）撮合交易的成交规则：计算用户报价与电厂报价的价差（价差=购电申报价-售电申报价），对价差按从大到小的顺序排序，分别确定成交对象、成交电量、成交价格，价差为正即可成交。（注意：取消了2016年的“量大优先”原则）

（六）价差返还，售电成交价=申报价+价差×10%，购电成交价=申报价-价差×10%，剩余80%的价差收益纳入结算平衡机制处理。（2016年用户和电厂都是35%的价差返还）

（七）售电公司承担代理用户少用电量的偏差电费的10%。但是电力交易中心和电网公司按照用户的少用电量的偏差电费的100%向用户出具结算依据和收费，并不向售电公司出具结算依据和收费。

所以，偏差电费的10%是由售电公司支付给代理用户，而如果售电公司未支付偏差电费，用户可以申请取消售电公司的代理资格。（此处可能存在信用风险，售电公司亚历山大。）

三、交易结果及启示

集中撮合交易的结果一发布，很多小伙伴炸开锅了。

原因是：多数没成交，也就是：电厂报价高，客户报价低。并且成交量远远低于交易中心披露的可竞价电量，成交价格也远远高于历史所有月份的成交价，最高成交价甚至高于水电厂平均上网标杆电价的50%以上。

怎样看待这种情况，或者说这种情况反映了市场主体的一些什么心理，这是电改的倒退还是回归？这些问题，应该正确看待。

（一）电改的初衷并不是一味降电价

电能作为一种商品，其价格形成也应回归商品的定价机制，即由其生产成本、流通费用、供求关系等决定，在这些因素中，生产成本和流通费用都已经比较透明，关键的因素在于供求关系。

由市场决定价格的电改，供大于求时，价格降低，供过于求时，价格升高，一味地认为电改就是降电价，只是在电改初期表现出来的一种特殊情况，不会成为电改长期遵循的规律。

（二）市场化交易的本质是回归市场

如今云南的电力市场已经初步建立，价格机制也初步形成，供方（电厂）和需方（客户）以直接对话的形式在交易市场公平买卖，可通过双边协商、挂牌、集中撮合等方式购销电力，价格根据市场供需决定，有升有降，完全由市场说的算。

这才是回归电改的本质，市场化交易的本质，并不是倒退，是回归。

（三）集中撮合交易有其不合理之处

在云南目前的市场化交易品种中，有年度双边、月度双边、集中撮合、挂牌等，大部分电厂和客户一开始接触到的都是月度集中撮合交易，没有协商和参考，加之信息的不对称、不透明，报价是否能成交，有点“碰运气”的成分。

特别是在近几个月的枯水期和平水期，客户还停留在“参加市场化都可以降电价”的宣传引导和丰水期享受了降价福利的印象中，压低价格，而电厂则根据自身成本情况，适当抬高价格，双方都没有信息参考，导致交易失败。

而广东的集中竞价都在实时公布部分报价信息，对竞价者有一定的参考和指导。

（四）双边交易和挂牌交易将成为主流

云南自2014年就出现了年度双边交易（大用户直购），让部分电厂和客户开始尝试了“讨价还价”的电力买卖方式，到2016年，出现了年度双边、月度撮合、日前交易、挂牌交易等丰富多样的交易品种，大部分的市场主体也是从2016年的月度集中撮合交易接触电改、认识市场化，并且从中尝到了改革的红利。

到了2017年，在2016年的基础上，云南又增加了一个交易品种：月度双边交易，即电厂和客户可以每月协商购电（讨价还价），再加上挂牌交易，即客户挂牌、电厂摘牌，或者电厂挂牌、客户摘牌（你情我愿），并不需要通过双手不见五指的月度集中撮合进行交易，让市场更加透明和开放，

双边交易和挂牌交易将成为将来市场化交易的主流品种。

（五）各市场主体怎么样面对

经过了2014年至今的尝试，云南的电力交易市场已经逐步建立和完善，各市场主体也在其中切身体验了五味陈杂的滋味，特别是在月度集中撮合交易中，从2016年丰水期的“地板价”，到2017年枯水期的“天花板价”，大家已经感受到了市场的资源配置作用。

在这种形势下，各市场主体应该怎样面对？笔者认为，简言之如下：客户：选电厂、选售电公司、选价格，电厂：找客户、找政府、选售电公司，售电公司：跑客户、跑电厂，电网：稳住客户。

云南不可否认已经成为电力体制改革的先头兵和试验田，丰富的水电资源、丰富的交易品种。只是由于信息闭塞，宣传报道较少，而随着改革的推进和经验的积累，必将为电改探索出一条更加光明的道路！

附：2017年2月电力市场化交易信息披露（部分摘录）

1.需求侧信息：1月中旬主要行业开工率下降至50%左右，较2016年12月底下降7个百分点，但较去年同期依然高出7个百分点。预计2月份主要行业开工率为45%左右，环比减少5个百分点，同比增加8个百分点。综合判断，2017年2月市场总需求折算到电厂上网侧预计为128.06亿千瓦时，同比增加38.8%。

2.发电侧信息：综合天气情况，预计2017年2月澜沧江流域来水偏枯1成左右，金沙江流域来水与多年平均基本持平，其余流域来水偏枯1~4成左右。综合考虑各类一次能源供应情况，预计2月份优先电厂计划上网电量为49.45亿千瓦时，市场化电厂发电能力为101.45亿千瓦时。

3.可竞价电量：省内市场方面，预计2月份省内市场可竞价电量为42亿千瓦时左右；其中，2月双边交易成交23.21亿千瓦时（年度双边：18.71亿千瓦时，月度双边：4.5亿千瓦时）。根据市场总需求、优先电厂计划发电量及省内市场竞价电量，2月份无省内优先购电量挂牌交易。

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