浅谈云南省电力市场化交易特点

马立子

摘要：云南省是我国新一轮电力体制改革试点省份，在电改持续推进的过程中，总结出许多经验，为其他省份提供了积极的示范作用。本文分析和探讨云南电力交易发展过程中形成的特点及有待完善的相关问题。

关键词：交易规则；交易特点；售电公司

2014年以来，云南经济发展和用电增长缓慢，但水电、风电和光伏发电装机却高速发展，电力开始出现供大于求现象，导致汛期水电严重富余、弃水压力加剧，30%以上的水电面临亏损严重，而火电生存空间受到严重挤压，火电平均利用小时已下降至1500小时以下，负债率已突破150%，云南电力行业整体陷入了经营困境。面对严峻的电力供需形势，如何保障清洁能源全额消纳、火电发展以及增加外送电量，成了云南电力改革最亟需解决的问题。

一、云南省电力特点

截至2018年底，全省累计装机9245万千瓦（其中统调火电装机仅为1240万千瓦时，其余均为清洁能源），全社会用电量1679.1亿千瓦时，西电东送电量1380.5亿千瓦时，送境外电量18.5亿千瓦时。作为重要的清洁能源和西电东送基地，云南省电力呈现出清洁能源装机占比较重，对外送电量依赖程度较高两个鲜明的特点。云南电力市场化改革以来，市场化交易电价特征与上述特点呈正相关特性，枯期市场化交易价格高、汛期价格低，省内市场价格低、省外市场价格高，市场化交易电量以清能能源为主、火电电量为辅，体现了具有云南特色的市场化交易特点，为消纳云南富余电量提供了有效保障机制。

二、云南电力市场化交易开展情况

面对汛期弃水压力陡升的实际情况，2014年，云南首次开展了汛期富余水电市场化交易，成交电量94亿千瓦时。2015年率先在国内开展电力市场化交易，全年省内共成交电量320亿千瓦时，同时为保障火电企业的基本生存空间，开展水火置换和风火置换交易，首次实现了火电发电权转让。

云南省在获批新一轮电力体制改革首批综合试点的基础上，2016年云南在全国率先放开全部大工业用户全电量参与交易，市场化交易进一步放开，市场化电量规模进一步扩大，全年交易电量590亿千瓦时，并对火电长期备用进行补偿，帮助火电维持生存。同时，通过搭建交易平台，新增交易品种及周期，实现了电力交易平台化，品种多元化，周期多样化。

2017年云南正式引入新能源企业在枯平期主动参与交易，汛期执行撮合交易电价，被动参与交易，并引入售电公司参与交易，增加月度双边交易，开放价格调整和双边合同互保机制，全年省内市场化交易电量703亿千瓦时，市场规模持续扩大。

2018年首次开展连续挂牌交易，赋予售电公司完全自主交易的权限，增加用户与售电公司参与事后合约转让，引入实时交易服务费结算系统“电交e通”，全年省内市场化交易电量851亿千瓦时，市场化规模实现逐年大幅增长。

2019年首次放开315千伏安及以上的一般工商业专变用户及55个非独立价区的小水电进入市场，云南电力体质改革进一步深化，全年预计省内市场化交易电量规模将达到1000亿千瓦时。

三、交易规则及运行特点

3.1双边交易重要性进一步巩固

云南省在落实推进电力市场化改革过程中，始终坚持中长期交易为主，日前交易为辅。为更好的服务中长期交易，作为中长期交易主力军的双边协商交易也在不断的推陈出新，从最初仅限在规定时间内签订年度双边到每月开放次月度签订月度双边的权限，再到2019年任何时间段都能进行双边交易。双边交易让发用电双方均能提前协商锁定电量的可靠性及灵活性使双边交易规模越来约大，2019年1-3月双边交易电量占比高达95%。随着双边交易价格逐渐成为市场价格的重要信号，2019年交易规则把双边交易价格纳入了上调服务价格的组成部分。

3.2用户交易选择多样化，售电公司发展自然化

除2019年新增的部分一般工商业用户外，云南省从未强制要求用电量较小的用户进入市场后必须由售电公司代理，只要用户愿意，全部都能自主参与交易，这与其他省份大为不同。在这种自然的状态下，用户更能清晰地衡量其自主交易的能力，通过分析理论知识、市场行情、时间成本、人工成本等，得出是否需要被代理的决策。从目前交易数据来看，云南省售电公司代理用户的电量比例极高，即使是用电量较大的用户，也愿意遵循术业有专攻的道理，把大部分电量委托售电公司代理。

3.3交易质量保障性进一步提升

交易中心通过监测用户双边电量合同执行情况，连续数月履约率极低的用户直接取消后续双边交易资格；实时收取参与交易的发用电双方的服务费；对市场主体进行信用评级；用保证能力（保证需求）及准确能力（准确需求）合理约束发用电双方可申报电量等措施，进一步保障交易质量，提升交易可执行度。

3.4结算机制更加人性化

从最初发用电双方一一对应结算双边电量的模式，到如今所有市场化交易电量品种融为一体结算；采用市场主体成交的电量电价先进行预结算，减少了电费结算的偏差。新的结算机制使流程更加简化，更易操作，为发用电双方完成完整的交易提供了便利。

3.5风险控制机制更加完善

为确保电力市场健康平稳的发展，对成交价格与市场均价偏离较大的电厂和用户收取系统平衡调节资金，使过去某些严重偏离市场均价进行申报的市场主体能理性参与市场交易，抑制市场价格大幅波动，有效控制市场风险。

四、需要改善的不足之处

4.1上调服务价格机制有待健全

与下调服务涵盖自身、系统、不可抗力的原因有所不同，上调服务均默认为自身原因。在枯平期除新能源外的水电厂的成交电量是在考虑来水情况、经济运行等因素下决策的，造成电量超发的主要原因系统需要，如顶峰，替代线路或机组检修的电厂发电等，为系统安全可靠运行做出了贡献。由于规则未设置自愿申报上调价格的机制，仅设置上调服务系数，一旦超发，结算价格将低于上调服务基准价，无法真实反映市场经济下的真实电价水平。

4.2实际价格与市场价格存在偏差

自新一轮电力市场化改革以来，发电企业不断为用户释放了电费让利，开工率上升等电改红利。然而发用电双方实际电价与公布的市场电价还存在一定偏差。发电企业实际价格要更低，用电企业反之，这主要是由于市场中各类层出不穷的中间商赚取了不同程度的差价。居间服务本是活跃市场的媒介，但在电力供需不平衡的大环境下，一些高昂的居间服务费成了制约发用电企业享受更好价格的阻碍。如何规范不合理的居间服务费，是所有市场主体面临的难题。

4.3火电在市场化中的定位不明确

由于云南电力供大于求，并且以清能能源为主，在国家能源战略的指导下，导致云南火电为清洁能源发电让路，火电机组长期处于备用停机状态，云南火电全行业整体陷入了生存困境之中。虽有长期备用费维系火电生存，确保火电勉强具备在枯期顶峰发电条件，但长远从市场化改革不可逆转的情况下来看，火电不参与市场化交易，没有明确的市场机制和定位，仅靠长期备用费作为主要收入来源，将无法满足火电企业正常经营所需，云南整体电力行业也无法健康长久发展。

云南电力市场改革成果丰硕，为振兴省内经济，减轻东部排放等作出了突出贡献。下一步，还需继续探索更好的机制来解决减少弃水弃风问题，研究现货交易规则，使资源得到更好配置，同时加快研究建设区域性国际化电力交易中心，更好融入和服务“一带一路”发展战略之中。

参考文献：

[1]云南电力市场2018年运行分析及2019年市场预测[2019-2-2]

[2]云南省发改委、云南省能源局关于印发2019年云南电力市场化交易实施方案的通知[2018-11-30]