中國儲能網訊：中共中央國務院《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）（以下簡稱“9號文”）對推進新一輪電力體制改革作出了總體部署，提出以用戶市場化購電為核心的總體思路，用戶對市場化購電的滿意度、方便程度，從某種意義上講是衡量這一輪改革成績的重要標尺。但是9年來，用戶對市場化購電有諸多困惑甚至是不理解和不滿意，需要在下一步的工作中繼續(xù)深化改革，完善市場，提高用戶的滿意度，保護用戶的選擇權。
用戶參與市場的設計與現(xiàn)狀
中國電力體制與電力市場化改革已經走過了二十多年的路程，迄今取得了多階段突破和切實進展。2002年發(fā)布的電力體制改革“5號文”率先打破電力系統(tǒng)的垂直一體模式格局，實現(xiàn)了“廠網分離”；2015年的“9號文”及其一系列配套文件進一步在批發(fā)、配電、零售的環(huán)節(jié)引入競爭，用戶側首次開始參與電力體制機制改革，推動了全國范圍內中長期電力交易常態(tài)化和現(xiàn)貨交易的大范圍推進。
用戶購電頂層制度設計。按照“管住中間、放開兩頭”的市場體制構架，“9號文”分別從政府和市場的角度對電改進行了全面設計，著力構建主體多元、競爭有序的電力交易格局，發(fā)揮市場在電力資源配置中的決定性作用。
售電側改革是新一輪深化電力體制改革的重點，也是備受社會關注的一個焦點、熱點。售電側改革的核心是賦予用戶自由購電選擇權，參與直接交易的購電主體，原則上應全部電量參與市場交易，對于市場化交易的電量，政府相關部門將不再下達用電計劃，中小用戶無法參與電力直接交易的，可由售電公司代理參與；暫無法直接參與市場交易的可由電網企業(yè)代理購電作為過渡機制，通過這種機制設計將所有用戶全部推入市場。
售電側放開直接面向用戶，對售電市場進行重構，引入多元化的售電主體，打破電網企業(yè)單一購售電局面，通過發(fā)電側和售電側競爭，發(fā)電和售電價格由市場供需關系決定，還原電力商品屬性，為電力市場的有序運營提供堅強支撐。
用戶側改革新進展。“9號文”發(fā)布以來，市場建設步伐加快，多途徑培育了售電側市場競爭主體。一是建立了保底供電機制，解決了用戶無論什么情況都可以用上電的問題，電網企業(yè)承擔營業(yè)區(qū)內保底供電義務，按照政府定價向居民、農業(yè)及公益性等用戶供電，當售電公司終止經營或無法提供售電服務時，電網企業(yè)在保障電網安全和不影響其他用戶正常供電的前提下，按規(guī)定提供保底供電服務。二是理順了用戶側電價結構，讓用戶買電買得明明白白，明確了參與市場交易用戶的購電價格由市場交易價格、輸配電價、系統(tǒng)運行費用、上網環(huán)節(jié)線損費用和政府性基金五部分組成。三是初步構建了售電側市場主體準入與退出機制，為用戶規(guī)避購電風險作準備，對于缺乏電能生產成本、電力市場交易等專業(yè)知識，對電價不敏感、參與交易成本高的用戶，可以選擇由售電公司代理參與市場。
雖然電力市場建設已經取得了部分新進展，但是市場化用戶對現(xiàn)在的市場仍然充滿了困惑。
用戶日漸加深的迷茫和困惑
電力作為工商業(yè)用戶能耗的一部分，電費是其生產經營成本的重要組成部分。工商業(yè)用戶其他原材料采購和產品銷售是完全市場化的，但是對買電而言，扣除電力的技術因素外，用戶對電力商品目前的市場設計和其他原材料采購的巨大差異感到迷茫和困惑。
一是用戶正常經營的收益可能被強制回收。工商業(yè)用戶正常經營中對電力原材料買賣獲得收益屬于正常的市場行為，不應該被強制回收。在部分電力現(xiàn)貨市場設計中，用戶側實時市場每小時偏差電量超出允許偏差范圍的電費會被回收，而在企業(yè)正常經營過程中，企業(yè)購買其他原材料，多余部分可以按照市場價格轉讓給其他的企業(yè)，企業(yè)通過中長期合同買了便宜的原材料只會增加企業(yè)的收益?？墒窃谟秒娺^程當中，一旦企業(yè)在電力市場里因為各種原因簽訂了比實際用電量多的中長期合約，在現(xiàn)貨市場出售買來的便宜 “電力原材料”的時候，這部分收益會以套利的名義按一定比例被回收。用戶購買了便宜的電力原材料，因為市場的價格波動，出售給有用電意愿的其他企業(yè)，這本屬于正常的生產經營，但現(xiàn)在用戶的正常經營活動卻要面臨考核。上述現(xiàn)象中，絕大部分用戶都是響應國家政策、系統(tǒng)需要，改變自身用電行為進行削峰填谷，為系統(tǒng)穩(wěn)定運行需要作出的貢獻反而被認為是“投機倒把”的套利行為，實在讓市場化的經營主體難以理解。國際經驗證明，若市場中出現(xiàn)了無風險套利行為，是因為市場設計存在缺陷，經營主體套利這種行為的出現(xiàn)恰好是促進市場完善設計的核心手段。
二是用戶無緣市場中的便宜電。受年度中長期簽約比例、時間的限制，用戶無法在市場中掌握主動權購買相對便宜的電。目前各地交易規(guī)則均對中長期交易進行較高比例的簽約限制，用電側年度電力中長期合同簽約電量應不低于上一年度上網電量的80%，全年電力中長期合同簽約電量不低于上一年度用電量的90%。年度交易簽訂時間一般都在11～12月期間，此時正值用煤高峰的供暖期，造成煤電電價處于全年高峰時段，用戶“被迫”簽訂了大量高價中長期合約。由此，用戶產生“我為什么不能挑電價便宜的時候簽合同”的困惑。甚至有些地區(qū)為了讓用戶簽訂高比例中長期合約，對現(xiàn)貨運行月中長期交易電量及分時交易申報買入電量不足實際用電量一定比例的用戶，還會進行考核處理。對用電側而言，即使能夠預測現(xiàn)貨市場價格低于中長期市場，卻因為簽約比例的限制無法在電力現(xiàn)貨市場中購買更多的低價電。如果確實放到幾年的時間維度上，市場價格的波動有高有低，用戶簽約的年度合約能夠在較長周期內達到一個旱澇保收的狀態(tài)也無可厚非，很遺憾在市場實際運行中，歷史上煤電價格出現(xiàn)大幅上漲時，用戶卻會被強制以改簽、換簽合同的名義進行合同電價修改，用戶在市場中充當著弱者角色。
三是市場化用戶分時損益分攤不合理。分時損益應該是誰產生的由誰來分攤。執(zhí)行分時電價政策過程中，會因為削峰填谷的響應能力、調節(jié)能力大小等問題影響，使得發(fā)電側與用戶側結算電費出現(xiàn)差額，從而產生分時損益；在部分非電力現(xiàn)貨地區(qū)，分時損益由全體工商業(yè)用戶承擔。實際上引起分時損益的經營主體不同，一攬子的分攤會造成市場不公平，因為進入市場直接參與交易的用戶絕大部分是高峰用電用戶，而電網代理用戶是低谷用戶，將分時損益打包分攤造成參與直接交易的高峰用戶對通過代理購電的低谷用戶的補貼，低谷用戶不僅享受著較低的電價，產生的損益還要市場化用戶承擔。已經進入市場的用戶若要改為電網企業(yè)代理購電，其用電價格要按電網企業(yè)代理其他用戶購電價格的1.5倍執(zhí)行。市場化用戶的積極入市不僅沒有享受到任何獎勵、激勵，還要為非市場化用戶承擔分時損益，讓市場化用戶遭受了不公平的待遇。
四是外送電作為送端負荷不承擔對應的經濟責任。除上都、托克托、錦界、府谷等少數火電機組與送電電網無直接電氣連接，我國大部分直流通道配套的電源均為“網對網”接線，本質上看，外送電與是省內負荷共同組成送端省份的用戶側。按照國家發(fā)改委《關于第三監(jiān)管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知》（發(fā)改價格〔2023〕526號）（以下簡稱《通知》）的要求，工商業(yè)用戶用電價格包含系統(tǒng)運行費，但是目前外送電沒有承擔送端省份的系統(tǒng)運行費。從物理位置來看，參與外送電交易的發(fā)電企業(yè)，自身發(fā)電量按照所在節(jié)點注入電網，而外送交易的實際交割節(jié)點一般位于關口節(jié)點，由于系統(tǒng)阻塞原因，兩個節(jié)點價格大概率不同；從結算的經濟關系來看，我國采用全電量集中優(yōu)化的電力現(xiàn)貨市場模式，發(fā)電企業(yè)發(fā)電量已經全部按照所在節(jié)點價格進行結算，所以結算過的電量已經無法通過省間交易進行再次結算。因此，發(fā)電企業(yè)自身發(fā)電量與外送交易的交割電量并沒有直接關系，外送電量屬于發(fā)電企業(yè)在市場中購買的關口負荷增量。對于電力系統(tǒng)而言，在送端省份，電力系統(tǒng)為全體負荷及外送電量提供調節(jié)、備用服務以及電力有效容量，因此，送端省份系統(tǒng)運行費用分攤主體由外送電量與省內負荷共同組成。在實際中，外送電量沒有承擔送端省內的系統(tǒng)運行費用，使得外送電價格相對便宜，這是由于送端省內的工商業(yè)用戶額外承擔了部分費用，出現(xiàn)經濟發(fā)展較差的送端省份用戶出錢，補貼了經濟相對發(fā)達的受端省份的情況，本不富裕的送端省份經濟發(fā)展更是“雪上加霜”。據統(tǒng)計，蒙東外送電量占據全省燃煤發(fā)電量的2/3左右，山西外送電量占據全省燃煤發(fā)電量的1/3左右，額外承擔的系統(tǒng)運行費用將會為送端用戶帶來巨大的經濟負擔。
用戶如何公平參與市場
公平競爭對用戶參與市場非常重要，市場經濟是一種法治經濟，同時也是競爭經濟，良好的市場秩序和良性的競爭生態(tài)是經濟能否健康發(fā)展的重要基礎。深化電力體制機制改革需要發(fā)揮市場在資源優(yōu)化配置中的決定性作用，努力破除壁壘，為用戶營造健康有序的市場環(huán)境。
一是為用戶側套利行為正名。套利是一種正常的市場行為，正是因為套利行為的存在，用戶才能響應市場的需要，做出正確的市場行為。實際上，電力現(xiàn)貨市場出清的時序價格信號相當于更為精細化的峰谷電價，在用電高峰期電價高，新能源大發(fā)時段電價低，用戶側響應了峰谷電價信號或者電力現(xiàn)貨市場的時序價格信號，在高價時段減少用電量能夠緩解系統(tǒng)供電壓力，在低價時段增加用電可以促進新能源消納、降低系統(tǒng)調峰壓力，這是正常的、合理降低自身用能成本的行為，不能錯誤地將用戶用電與中長期合同進行綁定，并對其正常收益進行回收。在電力現(xiàn)貨市場設計中，中長期合約的定位已經發(fā)生變化，用戶強行按照中長期合約用電，相當于對峰谷分時電價政策的否定，屬于電力行業(yè)市場化改革的倒退。應正確看待用戶側響應價格信號的行為，允許用戶側通過改變自身用電習慣合理降低用電成本，取消市場設計中各種獲利回收機制，激勵用戶更好地參與市場供需調節(jié)，最大程度地發(fā)揮電力現(xiàn)貨市場價格引導資源優(yōu)化配置的作用。
二是取消中長期強制簽約電量比例限制。用戶可以根據自身安排進行中長期合約電量比例簽約，年度合同簽約時間由用戶與發(fā)電自行協(xié)商，將選擇權交還給用戶。在電力現(xiàn)貨市場開始之前，大多數市場主體會通過事先持有一定中長期合約的形式，實現(xiàn)對一部分自身發(fā)用的電量及電價的鎖定。但是在電力現(xiàn)貨市場中，中長期市場與現(xiàn)貨市場供需的一致性難以在簽約中體現(xiàn)，尤其是隨著可再生能源比例不斷提升，市場價格波動大幅增加的情況下，一味要求中長期合約以極高比例簽約，合同價格與市場供需不匹配程度也會不斷提高，用戶用電的最終結算價格將難以反映供求關系的時變性。并且高比例的中長期合約、中長期合約的限價范圍遠小于電力現(xiàn)貨市場的價格，削減了電力現(xiàn)貨市場價格的引導作用，難以形成中長期交易與現(xiàn)貨市場的有效聯(lián)動。電力現(xiàn)貨市場里，中長期合約的作用是通過金融性靈活化合約規(guī)避在現(xiàn)貨市場上的價格風險，應當放開簽約電量限制，由用戶根據自身意愿自由確定中長期簽約比例。
三是建立公平的分時損益分攤機制。應按照“誰收益、誰承擔”的原則，對分時損益進行合理分攤分享。代理購電用戶要承擔自身產生的損益而不是由全體工商業(yè)用戶對其進行“補貼”，非現(xiàn)貨地區(qū)的電網企業(yè)代理購電用戶和直接參與市場交易的工商業(yè)用戶產生的分時電價損益要單獨分類統(tǒng)計，分別向兩類用戶中執(zhí)行分時電價政策的用戶按月分攤。同時加快推進電力現(xiàn)貨市場建設進程，逐步形成由市場手段替代人為劃分方式，建立健全并完善分時電價的市場化形成機制，通過市場供需形成的價格信號實現(xiàn)削峰填谷，調節(jié)系統(tǒng)平衡。建立公平的損益分攤機制，既能提高各類用戶電費結算的合理性，又有利于用戶積極入市直接參與交易。
四是落實外送電量承擔送端省份的經濟責任。早在2022年，國家發(fā)改委、國家能源局就發(fā)布了《關于加快推進電力現(xiàn)貨市場建設工作的通知》（129號）文件，提出跨省跨區(qū)交易賣方成交結果作為送端關口負荷增量，買方成交結果作為受端關口電源參與省內出清結算的要求，時至今日，除蒙西外沒有省份對其進行落實，外送電量在送端省內的“負荷”角色定位也沒有得到明確。需要盡快落實“129號文”的相關要求，厘清跨省跨區(qū)交易各經營主體間、跨省跨區(qū)交易結果與省內現(xiàn)貨市場間的經濟責任，外送電量應同省內負荷公平承擔送端省份容量和輔助服務費用等系統(tǒng)運行費分攤，體現(xiàn)真實的外送電成本，完善跨省跨區(qū)交易價格機制，減少跨省跨區(qū)交易的爭議，同時避免送受兩端“以窮補富”的行為，促進“共同富?！敝袊浆F(xiàn)代化目標的實現(xiàn)，推動全國統(tǒng)一市場體系的早日確立及高質量發(fā)展。
在新一輪電力體制改革進入關鍵時期的同時，我們要深入推進用戶購電市場化改革，把改革重點放到解決實際問題上來，搭建平臺、解開枷鎖，勇于突破利益固化藩籬，推動電力體制機制改革走向深化，促進電力行業(yè)的高質量現(xiàn)代化發(fā)展。
