观察｜山西电力零售市场阶段性发展透视

自2015年我国新一轮电力体制改革启动至今，电力市场建设已取得重要进展。山西是我国开展连续不间断结算试运行最早的发用两侧均参与的现货市场，截至2022年7月底，已不间断运行16个月，市场规则体系迭代更新至第12版。自2021年7月始，山西通过全面应用具有合约标准化、买卖双方解耦、场内集中匿名组织、交易高流动性特点的中长期分时段交易，在批发市场中实现了中长期与现货的有机衔接，为市场主体提供了灵活的风险管理手段，并为批发与零售市场的分时价格传导建立了良好的基础。同时，山西为完善电力零售市场体系，充分发挥售电公司服务用户用能、引导用户优化调整用电的作用，开展了售电公司信用评价和服务能力评价、售电公司风险防范管理、零售侧分时段交易等机制建设，并在全省范围实施电改政策“下基层、入企业”宣讲培训系列活动，加强零售用户培训教育。目前，山西零售市场建设已取得一些成效，但依然存在信息不对称、竞争不充分、交易效率低等问题，这些也是各省区电力零售市场普遍存在或是在深化市场建设中将会遇到的共性问题，应当引起重视。

（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：张军六 等）

山西电力零售市场现状

山西电力零售市场中实际开展交易的售电公司目前有约160家，共代理零售用户9000余户，售电公司代理电量约占用户侧市场化总电量（不含电网公司代理购电）的90%，月度结算电量规模在100亿至120亿千瓦时。除少量不具备分时计量条件的零售用户不参与现货市场，绝大部分零售用户均由售电公司代理全电量参与现货市场。其中，国有企业背景的售电公司数量约占28%，代理的电量约占53%。

零售交易以售电公司与用户自行双边协商的方式开展。双方协商一致并在电力交易平台上传购电代理协议扫描件后确认绑定关系，解除绑定关系时需经双方同意，绑定关系最短可每月进行更改。每月在公告的截止时间前，由一方在交易平台提交次月的零售结算方案（包括结算模式、价格、电量、偏差责任等），另一方确认后生效，次月即按照经确认的零售结算方案开展结算。

交易平台自2021年起对零售市场提供五种结算模式，分别为固定价格、“固定价格+价差分成”、价差分成、分时定价、“成交均价+固定价差”。2021年一季度未开展现货结算试运行期间，零售市场几乎全部采用固定价格模式；4月现货试运行开启后，少量用户改为“固定价格+价差分成”与“成交均价+固定价差”模式；7月，随着中长期分时段交易开展，山西同步试行零售市场分时段交易，售电公司与零售用户可从原全月采用一个价格的交易方式，改为最短周期可至一旬、最细可分为24个时段的分时定价方式。试运行结果表明，零售分时交易在畅通批发与零售市场价格传导、引导用户削峰填谷优化用电方面作用显著。因此，山西省能源局明确自2021年11月起，110千伏及以上零售用户全部采用分时交易，2022年又明确自7月起，35千伏零售用户亦全部采用分时交易。

自2021年4月山西现货市场开始不间断结算运行以来，各类市场主体已经历两轮次从电力供应宽松到电力供应紧张的循环。现货市场及时发现价格的作用以及对中长期交易价格趋势的引导，实现了发电成本的疏导，对山西保障省内供电及大力支援外省发挥了非常重要的作用。与此同时，价格的大幅波动促使市场主体的风险意识增强，特别是2021年夏秋季节，因煤价大幅上扬、电力供应持续紧张造成电能价格大幅上涨，虽然山西及时采取了一定程度的价格管控，但售电公司7～9月依然出现较大幅度亏损，零售用户也随之改变了参与市场就是降价的认知。而在春季风电大发期，用电负荷不高，电力供应较充足，现货市场均价下降。这一过程使售电公司逐渐认识到其熨平批发市场价格波动的作用，其与零售用户签约不再基于短期供需形势。

现货市场长周期运行的另一结果是有更多的售电公司开始为用户提供综合能源管理等增值服务。许多售电公司会为用户安装负荷监测表计并提供用能和节能咨询服务，其中有些通过返利等形式积极引导用户优化用电曲线，有些已为用户提供综合能源管理项目的设计和实施，近期有6家售电公司已启动负荷侧虚拟电厂建设，售电公司不断呈现出新业态。

山西电力零售市场存在的问题

山西现货市场的连续运行促使电力零售市场不断发展，但目前依然存在一些待解决的问题，归结起来主要是，零售市场的信息不对称、交易效率低、市场监管和风险控制尚不完善，并由此导致零售市场交易成本较高、售电公司之间竞争不充分。

零售市场信息不对称。在零售用户电力交易意识培育、市场规则培训方面，虽然政府主管部门、电网企业、电力交易中心利用线上线下多种媒介和组织形式，开展了一系列面向零售用户的市场政策和规则宣贯培训活动，但由于用户理解较为复杂的交易机制的确存在难度，并且电费占总成本比例不高的用户花时间去了解的积极性较差，造成目前效果并不理想。在市场信息披露方面，交易平台每月会对上月批发市场售电公司购电均价、零售用户结算均价、不同零售价格区间的售电公司数量和电量分布、结算模式选择情况及各模式的均价、分时段结算均价、超过均价15%的售电公司名单等情况公开发布，但很多零售用户未关注和查看。对交易平台市场主体账号登录IP地址的数据分析显示，目前约75%的零售用户（电量占比约48%）月度由售电公司代替其确认月度零售结算方案，可见相当一部分零售用户的账号、密码均由售电公司掌握。用户可能因不了解情况、不愿每月进行操作或出于信任等原因将自身账号和密码交给售电公司，造成的结果是其与售电公司的信息不对称程度较高，对售电公司的操作无法形成有效监督。

零售交易效率较低。目前零售市场双边协商的交易方式使得双方联络沟通、建立信任、合约谈判等方面的周期较长、效率较低、成本较高，因此给居间代理商（联络零售用户与售电公司的中介服务商）留下了较大的生存空间，部分售电公司给居间代理商的服务费用或利润分成较高，占其运营成本比重较大。交易效率低还体现在售电公司与零售用户的合同调整或解约难题。双方绑定时通常会签订时长一年的合同，由于合同调整或解约条款规定不明晰及实际执行的困难，经常导致出现争议和纠纷，给双方后续交易造成干扰，影响市场平稳运转。此外，根据发改价格〔2021〕1439号文，一般工商业用户全部进入市场（尚未入市的先由电网企业代理购电），山西潜在的入市用户超过80万户，巨量的小微用户若与售电公司按双边协商开展零售交易，其交易效率将更为低下，交易成本更为高昂。

零售市场监管和风险防控尚不完善。山西电力市场规则持续迭代，采取了售电公司信用评价等一系列加强零售市场监管的措施，但必须承认，目前的监管技术手段和机制尚待进一步完善。在2022年电力行业行政执法检查工作中，发现个别售电公司存在注册资质虚报、造假行为。此外，还有几家售电公司长期拖欠因购售价差为负产生的欠费，虽已停止其交易行为并多次进行追缴但未能追回。在市场长期运转中，售电公司必然会出现亏损欠费等情况，如何做好市场风险防控，当费用确实无法追回时如何处理亏空，都是必须应对的问题。

对电力零售市场建设的建议

针对当前电力零售市场存在的问题，应着重从降低市场信息不对称、提升零售交易的效率、加强市场监管和风险防控等方面采取措施，构建公开透明、竞争有序、便捷高效的零售市场体系。

加快建设统一的“电商化”零售交易平台。在北京电力交易中心支持下，山西电力交易中心正依托交易平台建设“电商化”的电力零售商城，建成后拟在省内统一推广应用。各售电公司可在零售商城内开设虚拟商铺，运用商城提供的结构化套餐库和标准化的数据格式，为零售用户提供丰富多样的零售套餐；零售用户可在商城内自主进行零售套餐搜索、浏览、对比和选择签约，并可利用自身历史用电预测情况和计量数据模拟测算各个零售套餐的结算价格，对一些允许双边协商的零售套餐，可与售电公司进行在线洽谈，还可在交易结束或合作达到一定时长后进行满意度评价。商城平台的签约解约等操作，运用对市场主体法人代表的指纹识别等技术进行认证，强化账号安全管理，确保真实反映交易意愿。通过零售商场建设，搭建起可集中比选、单边邀约摘牌、信息高透明度的零售平台，实现售电公司与用户双方绑定及零售套餐签约的同步操作，同时兼容双边协商交易方式，能够有效降低市场信息的不对称，显著提升零售市场的交易效率，降低交易成本。

增强零售市场信息的可获取性和易读性。一是畅通信息披露渠道。在电力零售商城提供“全透明”一站式信息披露服务，并灵活运用微信公众号、手机App、短视频、直播、短信等媒介开展零售交易培训、信息发布等服务，方便零售用户随时随地获取市场资讯。二是提升信息易读性。通过关键数据筛选、可视化显示、具象化示例等方式，降低信息理解的难度，促进用户建立对市场信息的判断能力。三是增强信息推送的精准性。对零售信息进行精细分类，运用特征标识、用户画像等技术，向用户推送与其自身更为相关的个性化信息，避免过量信息给用户增加认知负担。

规范零售解约管理，降低零售用户切换难度。一是在统一零售平台为售电公司配置零售套餐提供标准化的解约条款，同时明确解约费用在月度结算时随电费收支一并执行。零售套餐电子合同需规定解约方式，可选双方协商解约或零售用户单方解约，当规定单方解约时需按平台标准格式条款约定解约金计算方法。若某零售用户确认单方解约执行中的零售合同，对解约部分电量向原售电公司支付依照约定方式计算的解约金后，可自由选择另一售电公司签约。为防止解约费用过高，平台可对平均度电解约费用进行约束。二是在零售市场发展更为成熟前，降低零售用户转为电网企业代理购电或保底购电的成本。根据发改价格〔2021〕1439号文，零售用户转为电网企业代理购电，价格按电网企业代理其他用户购电价格的1.5倍执行。如此高的成本大大降低了用户转为电网企业代理购电的可能，同时也造成部分有意愿尝试入市的代理购电用户因退回成本过高而保持观望。在零售市场建设尚不完善的情况下，这在一定程度上减少了零售用户的选择，增加了流动难度。因此建议一定时期内，若用户退回电网企业代理购电，1.5倍价格仅执行1个季度，之后按照其他同类用户代理购电价格1.1～1.2倍的标准执行；或者尽快建立完善的保底购电制度，为零售用户提供退路。同时，应有序推进电网企业代理购电的市场化程度，增大代理购电用户个体电费与其分时用电差异的相关性，加强对代理购电用户削峰填谷的引导。

完善零售市场监管和风险防控体系。一是提升监管技术手段。做好与政府相关部门、行业协会、金融机构等信息系统的对接和联动，运用人工智能、大数据、区块链等新技术，常态化开展对售电公司资质、信用情况等相关信息的校验和核查，杜绝造假、欺骗行为，对售电公司经营状况、用户服务水平等进行分析预判，完善信息公开、风险预警及预控机制。二是加强监管执法及处罚力度。对严重违反市场规则、存在违规违法行为、长期欠费不缴的市场主体和相关责任人员，建立纳入征信并实施联合惩戒的工作机制，保证执法到位、处罚有力。三是完善售电公司退出及欠费处理机制。对于长期不开展交易或违规违法等根据有关规定需强制退市及主动选择退市的售电公司，细化完善其退出机制，明确其市场欠费的催收、追缴程序。根据市场运行实际适度提升对售电公司履约保函、保证金的要求，同时对建立履约保险制度的可行性开展研究。对于超出一定时限仍无法清偿的欠费，应明确疏导途径。

作者：

国网山西省电力公司 张军六 王其兵 王小昂

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