贵州电力市场化改革试点的实践与思考

着力培育市场主体，不断完善电力市场交易机制

为了提高各市场主体对电力市场化改革的认识，培育市场主体，贵州电力交易中心组织专家，对发电企业、电网企业、电力用户和售电公司共计1200人次进行了电力市场化改革解读、交易规则宣贯和交易系统业务培训，为推进电力市场化改革和培育市场主体奠定了基础，得到了市场主体和政府有关部门的高度评价。

逐步扩大市场规模，有序推进电力市场化交易

2015年，贵州电力交易中心在组织开展年度双边协商直接交易的基础上，相继推出集中竞价、挂牌等交易模式，完成交易电量172.42亿千瓦时，占省内售电量的20.4%。通过电力直接交易，减少用电企业电费支出10.17亿元，保住大工业用电量100亿千瓦时，有效促进了市场各方互利共赢，释放了改革红利，取得了改革经验。

2016年，贵州电力市场交易范围和交易规模进一步扩大，报装容量1000千伏安及以上的非公益类工业用户进入市场交易。全年市场化交易电量400.24亿千瓦时，占省内售电量的45%，占大工业电量的81.6%。通过电力直接交易，减少用电企业电费支出50.66亿元，新增大工业用电量31亿千瓦时，保住大工业用电量160亿千瓦时，省内售电量同比从年初预计负增长2.3%到同比增长5.4%，释放了供给侧结构性改革红利，有力支持了贵州工业经济的发展。

2017年，面对电煤价格高涨、发电企业成本增加等因素造成的严峻的市场环境，贵州电力交易中心在年度双边协商交易中组织了多方协调、多轮宣贯，力促交易各方达成一致。截至目前，全省市场化交易签约电量已达270.14亿千瓦时，1～4月集中竞价交易成交电量7.46亿千瓦时。另外，电解铝行业用户正在与发电企业进行双边协商，预计交易电量143亿千瓦时。

严格执行电力市场交易规则，强化诚信体系建设

贵州电力交易中心严格执行电力市场交易规则，维护市场秩序，强化市场主体诚信体系建设。在开展市场化交易的过程中，密切跟踪直接交易用户欠费情况，通过对直接交易欠费用户下达中止市场交易预通知等方式，有力扼制了大用户欠费的势头。2016年对直接交易欠费用户共下达中止市场交易的预通知66份，帮助追回当年所有直接交易欠费共计4.35亿元，实现参与直接交易的大用户电费年结零，保障了发电企业和电网企业的合法权益。

为切实提高交易合同履约率，2016年贵州电力交易中心对单月合同履约率低于50%的电力用户下达了551份中止市场交易的预通知，并经授权对严重失信的20家电力用户中止市场交易，使得省内直接交易合同履约率达到81%，比2015年提高17个百分点。2017年，贵州电力市场化交易工作实施方案更加注重市场主体的契约精神，有关条款对市场主体的违约责任作出了明确规定，贵州电力交易中心均予以严格执行，一季度直接交易合同履约率进一步提高到96%。

建立完善电力市场交易系统，进一步提高交易效率

贵州电力交易中心按照“依托互联网，运用大数据”的原则，搭建了一套公开透明、功能完善的电力市场交易系统，2016年1月完成了系统招标和功能设计，3月底完成开发并进入系统试运行，4月21日举行了系统投运仪式。经过试运行期间的功能完善和优化，贵州电力市场交易系统于7月11日正式向各市场主体开放市场成员管理、交易管理、合同管理、交易结算等主要功能模块。

贵州推进电力市场化改革试点中需要关注的问题

市场主体缺乏契约精神，亟需建立违约惩戒机制，完善诚信体系建设。由于市场主体信用体系还有待完善，对市场主体行为约束不够，出现虚报签约电量、合同签订不规范、用户和电厂变更合同比较随意等情况，增加了电网安全校核、交易结算和电力电量平衡的难度。因电力用户未完成合同计划用电量致使合同履约率低，2016年有649户次合同履约率连续两个月低于50%，16户累计合同履约率为0。同时，个别直接交易用户存在拖欠电费的情况，损害了电网和发电企业的利益。

电煤供应问题影响发电企业参与交易的积极性，供需双方期望的交易电价差距较大。2016年四季度以来，贵州省内电煤供应严重不足，致使电煤价格大幅上涨，增加了发电企业的生产成本。受此影响，发电企业参与2017年市场化交易申报的交易电价普遍较高，而电力用户由于产品市场低迷等原因，所期望的交易电价相对较低。供需双方的市场博弈进一步加剧，致使2017年度双边协商交易中，电解铝行业用户与发电企业签订交易合同的过程异常艰难，其余用户到2月中旬才完成合同签订，已开展的集中竞价交易虽然申报电量大，但成交电量较小。

输配电价中的分电压等级线损电价尚未出台，影响市场化交易工作的开展。贵州2017年电力市场化交易已经开始，年度双边协商交易除电解铝行业未签约外，参与的用户数量和签约电量均远超2017年电力市场化交易工作实施方案的预期，集中竞价交易也正在按计划开展。但是，目前贵州输配电价中的分电压等级线损电价尚未出台，各电压等级暂时均按输配电价综合线损率4.38%收取，对电力用户不公平，将影响用户在参与市场化交易时准确预估成本和准确报价。

对推进电力市场化改革的思考与建议

坚持契约精神，健全市场主体信用体系，进一步规范市场秩序。完善通报制度和违约补偿规则，倡导在合同中明确违约补偿责任，对售电公司收取保证金等。建立守信激励和失信惩戒制度，设立黑名单，解决合同履约率低、拖欠电费、交易手续费缴纳不及时等问题，并推动市场主体信息披露规范化、制度化、程序化。初步建立市场主体信用评价机制，量化信用评价指标，加强诚信体系建设，规范市场主体交易行为。

充分发挥市场管理委员会的作用，促进市场各方共同推进电力市场化改革。在电力市场化改革试点初期，需充分发挥电力市场管理委员会的作用，制定和完善章程及各项管理制度，严格执行并落实电力市场交易规则，促进市场各方共同推进电力市场化改革。在建立长期双边市场交易的基础上，根据市场需求以集中竞价等方式开展临时交易，适时推进现货交易，丰富交易品种，建立和完善电力价格市场形成机制。

鼓励市场主体建立电力交易价格联动机制，促进市场各方互利共赢。针对电煤价格上涨影响发电企业参与市场化交易的积极性，以及用电企业产品市场价格波动影响其交易合同履约率等问题，从市场各方共生共存、抱团取暖的角度出发，鼓励市场主体建立与电煤、用电企业产品价格联动的电力交易价格，促进市场各方利益共赢，风险共担。

总结试点经验，分析存在的问题，提出以下建设性意见：国家相关部委应在一个改革年度结束时，及时组织总结电力体制改革综合试点省份所取得的经验，高度关注和认真分析电力市场化改革过程中出现的问题，提出建设性的意见和建议，及时纠偏，为国家有序推进电力市场化改革提供参考和决策依据。