六论新政下的山东售电市场

六论新政下的山东售电市场抽油烟机清理,李欣岚,分析数据, 山东电力市场化改革走到今天成就斐然，电力现货市场已多月连续运行，这离不开主管部门和各市场主体的共同努力。但取得成就的同时也存在种种问题，山东电力市场化改革正走在十字路

山东电力市场化改革走到今天成就斐然，电力现货市场已多月连续运行，这离不开主管部门和各市场主体的共同努力。但取得成就的同时也存在种种问题，山东电力市场化改革正走在十字路口。

（北极星售电网 作者：凌霄）

“1439号文”的下发，让各地电力市场与电网代购电拉开了新一轮大幕，全国各地电力市场化交易正如火如荼的展开，然而却出现“几家欢喜，几家愁”的景象。在山东电网代购电和电力现货结算试运行过程中，表现出了一些问题，给电力市场化用户和售电公司造成了一定的影响。这里探讨六点疑问。

一、 规则是否统一

“809号文”明确规定“电网代理购电用户与其他用户平等参与现货交易，公平承担责任义务”。但山东电力市场运行与此规则并不相符。

《山东省电网企业代理购电工作指南（试行）》规则第十六条指出 “代理购电用户代理购电价格、输配电价执行分时电价政策，具体执行范围、时段划分和浮动比例根据现行有关规定执行。容量补偿电价、政府性基金及附加、代理购电损益分摊标准、保障性电量新增损益分摊标准等其他标准不执行分时电价。”

再来看看山东电力现货模式下市场化用户结算规则：

山东省发改委、山东省能源局、山东能监办联合印发的《关于全面放开燃煤发电上网电价有序推进销售电价市场化改革的通知》中规定“电力现货市场结算（中长期、日前、实时）电量，其交易价格、省级输配电价（含线损和交叉补贴）不再执行峰谷分时。”

试问：电网企业能对自己代购用户的交易电价、输配电价实行峰谷分时电价，为何不能对市场化交易用户实行峰谷分时电价？

三月份山东省发布《关于做好山东省电力现货市场零售交易有关事项的通知》，明确2022年4月份开始，山东省电力零售市场零售套餐取消固定价格类，零售套餐分为分时价格类、阶梯价格类、市场费率类和混合类。现在主管部门要求售电公司制定峰谷分时套餐，但是售电公司并未实行的原因主要是：售电公司在批发侧拿不到自定义负荷曲线，绝大多数是以固定价格签的中长期合约。试问在中长期加权平均被固定在374.8元/兆瓦时的情况下，如何给用户分时套餐？

另外，没有自定义负荷曲线，售电公司基本签的都是固定价格，所以国家相关部门要求的“六签”中的分时段签约也没有完全落实。

当然制定分时套餐，批发侧开放自定义曲线是很大的动作，但也存在一定风险，可能会有投机者扰乱市场。在此建议，监管部门可以对售电公司、批发用户实行中长期电量曲线偏差考核，或者其他更有效的措施，在考虑全体成员的利益以及市场的良性发展的基础上，发挥更大更有效的监管作用。

二、1.5倍电价执行方式是否正确

笔者特意关注了一下全国其他各省份1.5倍价格的算法（以下以山西、河北省1月份电网代购电价为例），见下图：

由上图可以看出，其他省代理购电1.5倍价格的算法如下（以谷段为列）：

（上网电价*1.5+输配电价）*谷段系数+容量补偿电价+基金+输配电价+各项分摊

而山东省1.5倍价格的算法为：

（上网电价+输配电价）*谷段系数+上网电价*0.5+容量补偿电价+基金+输配电价+各项分摊

很显然，山东在各时段直接加了0.5倍的上网电价，且0.5倍上网电价未执行峰谷分时，纳入保障居民、农业用电价格稳定产生的损益。

那么不同计算方法，电价能差多少？下面以山东各项电价标准为基础进行对比（按照山东省峰平谷比例：1.5:1:0.5）做差异计算：

通过以上对比，可以看出不同的算法导致用电价格差异很大。

试问：1.5倍到底该如何计算，是否需要明确统一标准？

三、代理购电制度是否有待完善

请注意，同样参与电力现货市场，国网的收费项目与电力市场化的项目不同，国网对用户有奖励分摊，市场化用户则有惩罚分摊费用。另外山东多个月份国网平段都比市场化电价低。

以山东3月份1-10kV大工业用电价格明细表为例：

如果按照目前的政策，在山东退出电力市场将会承担1.5倍电价，电价真的非常高，作为电力用户，您还敢退市吗？

另外一方面以往的谷段用户都是售电公司的“香饽饽”，而电力现货开启后没有售电公司敢接盘了。随着现货电价走势的变化，同一类型的用户对于售电公司的价值也会发生很大变化，目前有部分售电公司专做短期生意，今天抢谷电用户，将峰电用户弃之市场，改天就将谷电用户抛弃，再去抢峰电用户。这样既扰乱了市场，也给用户造成了很大的麻烦和困扰。

四、 峰谷时间段是否统一

山东电力现货运行以来由于新能源的出力在10:00-15:00较大，出现-80元/MWh的电价比较多,天气恶劣会出现高电价，3月份该时段均价为200元/MWh。3月份0:00-7:00呈现交易电价均价高达430元/MWh的价格，若用户此时段用电，1-10kV大工业电度平均价已经达到737元/MWh，最高时段交易电价达到1200元/MWh，而此时间段在国网代购用户用电时间段正是谷段时间，3月份国网代购用户电价谷段总电价为387.6元/MWh。

据山东一家售电公司负责人介绍：“现在基本不签用户了，1月份、2月份、3月份电网代购平段价格整体低于市场的价格，没有用户愿意入市场，还有很多用户想要退市的。”据统计第二季度山东工商业用户从电网代购走向市场的用户不到600家，这600家基本上是峰值用电多的用户，峰值客户愿意购买平价电费，很划算的。

很多企业用户对售电公司种种抱怨，后悔当初入市，称当初签约售电公司，有点“上了贼船”的感觉，试找原因，用户电价高是售电公司的问题吗？

五、 市场各类分摊费用是否透明

现在市场中各种分摊费用多的让人眼花缭乱，批发侧有“启动分摊、调频分摊、特殊机组补偿分摊”等；零售侧有“优发优购曲线匹配偏差损益分摊、保障性电力损益分摊”等，电网代购电还有“代购电损益分摊”。

这些费用在以前非现货模式下并没有，当然这可以解释为从原总电价细分出来的或者是电力现货市场特有的，可分出来后参与市场化交易的电价相应下降了吗？并没有，电力用户是实实在在的多交了这部分电费。电力市场化改革的初衷是优化资源配置、降低社会成本。现在单从零售侧来看，效果并没有达到。

同时，费用产生的明细亟需公开透明化，若不公开，费用或高或低，售电公司和电力用户只能被动接受，而电力用户只会将其归咎于售电公司。

六、 分摊费用该如何承担

2、3月份市场分摊费用高达6-7厘/KWh，4月份更有可能达到 1分/KWh左右，如此高额的分摊费用，让售电公司无法承受，已经签订的合同无法再去更改，即使更改，电力用户也很难接受，只能由售电公司一方担着，无法实行向用户侧传导。

暂且不说高额的分摊费用的发生是否正常，市场分摊费用本应是“谁用电、谁分摊”，现在整个市场如此高额的分摊费用全部加在这区区几十个售电公司身上，试问有谁能够承受？

售电公司是电力市场化改革中的重要一环，回顾新一轮电力体制改革，售电公司在改革政策的普及和传导、市场化规模的逐步扩大等方面扮演了至关重要的角色。目前全社会已经对电力市场化和现货交易有了充分的认知和理解，售电公司功不可没！而现在，售电公司处在不利地位，生存艰难。4月份新增了连续撮合交易，却令人匪夷所思的取消了月内双边协商和挂牌交易，在当前疫情影响下，售电公司的全月中长期采购电量几乎被锁死，毫无灵活性可言。市场交易品种本应逐步健全，市场化应更加自由和多样化。

良性的市场不应是垄断和禁锢，而应该建立在自由和多元化的基础之上，加之合理的约束和监管，我们相信在改革进程中一定会摸索出一套更加完备的市场制度，保障电力市场公平、公正、公开地稳定运行。

（注：本文为投稿，文中内容观点仅代表作者）

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