分析！电力市场化交易中的环保电价问题

随着国家发改委、国家能源局《电力中长期交易基本规则（暂行）》的印发，市场化交易作为电改的的主要实现措施，终于走到具体落实操作层面，各地也正在积极根据要求制定具体交易细则。现笔者就电力市场化交易中有关环保电价的几个思考供大家参考、批评。

上周二某夜与南方某君夜聊，越聊越多，有点不知晨之将至的感觉，其中就电力市场化交易设计中如何考虑环保电价的问题进行了讨论，很多东西深以为然。虽该君那里的规则业已印发，我们这边也在部分交易品种中进行了考虑，但都觉得尚不周全，现就择大意成文供各地市场同行者参考、批评。

（本文转载自微信公众号：电力市场研究 微信号：EMRI_WeCanFly  作者：叶岷）

一、市场交易中要不要考虑环保电价？

建议各地在市场交易规则中充分考虑环保电价，既落实国家政策，又防范政策风险。

各地现行市场化交易规则对环保电价体现不足，有的市场交易不只没有保护补贴环保机组，反而让环保机组吃了亏。不管是直接交易、合同转让，还是双边协商、集中竞价（集中撮合）、挂牌交易，各地基本都没过多考虑环保电价的问题，有的甚至是“反环保电价”，这需要我们重视，并想办法妥善解决。

在现行市场交易中，环保问题主要是通过准入来体现。但在实际上，这样一是很难严格限制，二是难以准确体现环保价格。发电企业市场准入中门槛基本上是最低环保标准，实际工作中，有的甚至是只要排污许可证即可，不必说是否全部脱硫脱硝除尘，更不必说是不是超低排放了，其实这也无可厚非，因为正常来说这些机组既然可以并网发电，也应该可以参与市场交易，市场交易发展到现在，已经慢慢还原成配置电力资源的手段，而不应再是一部分能进另一部分不能进的优惠政策，只不过发电上网的有环保价格的补贴，市场机制则体现不足。

（一）市场采用发电直接交易上网电价报价法。

假设上网标杆电价是350元/兆瓦时，其中包含脱硫15元/兆瓦时、脱硝10元/兆瓦时、除尘2元/兆瓦时，另外若是有超低排放还有10元/兆瓦时的补贴。假设有3个发电企业A、B、C，他们分别是A只有脱硫脱硝，上网电价为348元/兆瓦时，B有脱硫脱硝除尘，也就是执行标杆上网电价350元/兆瓦时，C有脱硫脱硝除尘超低排放，上网电价为360元/兆瓦时。

假设A、B、C想要参加直接交易，但是当地准入卡的比较严格，A没有除尘，所以准入不了，最终进入市场的是B、C两家企业。假设B、C两家发电的装机容量、除环保外（超低排放）的发电成本都相同，市场交易采用发电上网电价报价法，在市场报价中（双边、集中、挂牌），B、C报价分别为300元/兆瓦时、310元/兆瓦时，那么毫无疑问B的报价低，也就是市场竞争力比C高10元/兆瓦时，这每度电1分钱的竞争力就来自C因为超低排放而增加的1分钱成本（假设超低排放补贴即为超低排放成本），那么市场用户必定是与B签约，而不会与C交易，若C要想有竞争力就必须最少再降低10元/兆瓦时的电价。也就是因为交易规则的规定，C因为有超低排放却降低了市场竞争力。

可以看出，市场认为更加环保的C发电企业不如B发电企业更有竞争力，在直接结算时是默认直接交易价格已经包含了环保电价，这种方式存在“反环保电价”的问题。

（二）市场采用“发供联动”的价差传导法。

“发供联动”的价差传导方式因为是与发电企业的各自降价为报价，参考的降价是各自的上网电价标准，所以上例中B、C的市场竞争力是一样的，都是降价50元/兆瓦时，是体现了环保电价的。

若各电压等级的工业目录电价差额与各电压等级输配电价差额相同，价差传导方式可以充分体现环保电价和输配电价的差异；但若各电压等级的工业目录电价差额与各电压等级输配电价差额不同，价差传导方式就不能体现各电压等级输配电价的不同，这又出现了新的不公平。这就要看输配电价核定中，若各电压等级的工业目录电价差额与各电压等级输配电价差额是否相等了。

二、市场交易中如何体现环保电价？

（一）直接交易中以什么作为报价为好？

也就是直接交易是以发电的直接交易电价为报价，还是以比上网标杆电价（或销售目录电价）降多少为报价？建议直接交易以发电的直接交易电价为报价。

若只从环保电价方面考虑，价差传导可能更公平、简便一些，但若是从整体上考虑，则以发电的直接交易电价为报价更好一些。主要有以下几方面原因：

一是国家有明确要求。《基本规则》明确要求“已核定输配电价的地区，电力直接交易按照核定的输配电价执行，不得采取购销差价不变的方式”，现在各省的输配电价核审也已完成大半，下一步可能随着分电压等级输配电价落地，价差传导可能将越来越少。

二是更能准确反映到户电价。也就是用户侧销售电度电价=直接交易价格+电网分电压输配电价（已含各电压等级输配电损耗费）+政府性基金及附加，各部分价格都非常明确。而价差传导不能准确反映不同电压等级用户的准确价格，必须有两个前提，一是政府批复的各电压等级的工业目录电价差额与各电压等级输配电价差额相同；二是工业目录电价=发电上网电价+电网分电压输配电价+政府性基金及附加。在具体输配电价监审中，第一个条件基本能达到，但是第二条件肯定达不到，因为前面用的是电网的平均购电价格，而不是发电上网电价，这两者很难正好相同。

三是有利于售电公司交易。因为售电公司代理不同电压等级用户，而各电压等级输配电价又不同，若是用降价为报价容易出现问题，用上网电价为报价，再加上各自对应电压等级输配电价即能得到各自销售电价。

四是有利于合同转让。采用上网电价为报价，这样不管是发电方进行的发电合同转让还是用电侧的用电合同转让都有一个明确的价格，针对合同价格进行合同转让谈判即可，相当于有了一个相对“标准”的合同价格标的，不会因为买卖双方输配电价或上网电价不同而有纠纷。

（二）具体引入环保电价的方法。

1.釜底抽薪法。结合上面报价问题，再进一步，不只采用发电上网电价为报价，而且只以不含脱硫脱硝除尘超低排放等环保电价的“裸价”为报价。也就是所有发电企业只考虑市场情况和自身成本进行报价，而不用考虑环保价格进行市场竞争。

这样，发电侧的环保价格根据实际上网电量进行单独结算，在每月电费结算中将各类环保电价看做类似政府性基金和附加，单独一列结算，不分计划电量还是市场电量，只跟总的上网电量和投运率等有关。在当前只是电量交易而不是曲线及电力交易的情况下，用户侧实际上是区分不了自己用的是环保电还是不是环保电，因此，可以参与市场交易的用户根据交易电量分摊发电侧的环保电费。也就是用户侧销售电度电价=直接交易价格（发电上网裸价）+电网分电压输配电价（已含各电压等级输配电损耗费）+政府性基金及附加+环保电价分摊电价。

这是相对简单和公平的办法，若是风电等可再生能源参与，也可以减去火电的环保电价后公平参与市场交易，且不管是双边、集中还是挂牌交易都可以使用，就是对大家当前的认识有点改变，再就是需要价格部门来支持配合。

2.局部改革法。若是觉得方法1变化太大，且协调价格部门困难，也可以在集中撮合的计算公式中引入环保因子。即在高低匹配计算时将报价减去环保电价，价低的优先匹配成交，然后再加上之前减去的环保电价进行结算。也即上例中假设B、C分别报价305元/兆瓦时和310元/兆瓦时，按照原来高低匹配撮合计算的话是B报价低优先按照305元/兆瓦时进行匹配结算，若是按照减去环保电价进行匹配的话，C多减10元/兆瓦时的超低排放电价，优先B进行匹配，但匹配价格还是按照310元/兆瓦时结算。

这个办法优点就是在交易规则中即可一定程度体现环保电价，比较容易推行，且匹配成交的用户能够知道“使用的”是环保电。缺点一是适用面窄。只能在集中撮合，且个别出清交易中使用，对大量的双边、挂牌和集中竞价统一出清方式无用；二是一定程度上影响了最终价格。也就是优先成交的价格不一定买到的是报价最低的发电，而是去除环保价格后的最低发电，可能存在逆向选择问题；三是需要合理确定参数。具体的计算公式和因子参数等需要计算协商得到，需市场主体理解和支持，可行的方式是通过市场管理委员会讨论通过。

结语：现在新的交易规则广东已经实际执行，其他山西、山东、四川的也都在征求意见，需要考虑的问题也越来越多、越来越细，基本规则印发指明方向后，剩下的就是细节决定成败了，同志们共勉。

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