上半年電力市場化交易活躍：電力市場化交易電量1.1萬億千瓦時同比增長29.3%

上半年全國完成電力市場化交易電量1.1萬億千瓦時，同比增長29.3%,電力直接交易電量平均降價幅度3.4分/千瓦時，企業(yè)用電負(fù)擔(dān)再減300億元。2016-2018年，累計釋放改革紅利超過1800億元。

據(jù)不完全統(tǒng)計，各省的交易規(guī)則有300多種，且相互之間差異較大。如果要參與不同省份和省間的購售電交易，操作較復(fù)雜，市場主體較為茫然。

國家發(fā)改委8月16日透露，今年上半年全國完成電力市場化交易電量1.1萬億千瓦時，同比增長29.3%，占全社會用電量的32.4%，占經(jīng)營性行業(yè)用電量的58.3%。同時，2016-2018年，全國電力市場化交易比重逐年提高，累計釋放改革紅利超過1800億元。

中國電力企業(yè)聯(lián)合會同日發(fā)布的《2019年6月全國電力市場交易信息》（以下簡稱“《信息》”）顯示，今年1—6月，全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為8847.7億千瓦時，同比增長約40%；全國各電力交易中心組織開展各類交易電量合計11350.8億千瓦時，同比增長約50%。

從試點啟動到縱深推進，電力市場化交易規(guī)模持續(xù)擴大，國家發(fā)改委發(fā)布的數(shù)據(jù)即是例證，今年上半年，電力直接交易電量平均降價幅度3.4分/千瓦時，企業(yè)用電負(fù)擔(dān)再減300億元。

市場化交易電量大增

《信息》顯示，今年上半年，全國電力市場中長期電力直接交易電量占全社會用電量比重為26%，國家電網(wǎng)區(qū)域、南方電網(wǎng)區(qū)域中長期電力直接交易電量分別為6262.4億千瓦時，1893.1億千瓦時，各占該區(qū)域全社會用電量的比重23.3%、33.5%。

《信息》還分析，今年上半年，全國各電力交易中心組織開展的各類交易電量中，省內(nèi)中長期交易電量、省間交易（中長期和現(xiàn)貨）電量分別為9241億千瓦時、2109.8億千瓦時。其中，省間電力直接交易406.1億千瓦時、省間外送交易（網(wǎng)對點、網(wǎng)對網(wǎng)）1658.8億千瓦時、發(fā)電權(quán)交易44.9億千瓦時。

分區(qū)域看，北京電力交易中心于7月底發(fā)布信息指出，今年上半年國家電網(wǎng)有限公司經(jīng)營區(qū)域各電力交易中心市場交易電量8026億千瓦時，同比增長24.6%；電力直接交易電量6242億千瓦時，同比增長23.9%。

值得一提的是，廣州電力交易中心表示，今年上半年，南方五省區(qū)跨區(qū)跨省市場化交易電量243億千瓦時，同比增長2倍多。其中，廣東電力市場規(guī)模進一步擴大，上半年累計交易電量達(dá)1658.2億千瓦時，同比增長25.4%，超過2018年全年交易總電量。

利好政策出臺活躍市場

上半年市場化交易電量增幅明顯，得益于多項電力體制改革措施密集落地。

今年1月，第二輪輸配電成本監(jiān)審工作正式開始，3月啟動輸配電定價成本監(jiān)審工作的實地審核，5月調(diào)整和修訂了輸配電定價成本監(jiān)審辦法。

同樣在1月，國家發(fā)改委、國家能源局又印發(fā)《關(guān)于進一步推進增量配電業(yè)務(wù)改革的通知》，對增量配電網(wǎng)的投資建設(shè)與運營作出進一步要求。截至8月，國家發(fā)改委、國家能源局共批復(fù)了四批404個增量配電業(yè)務(wù)改革試點項目。

截至今年6月30日，我國首批8個電力現(xiàn)貨試點——南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅全部啟動模擬試運行。

除了輸配電價、現(xiàn)貨市場和增量配電等重點領(lǐng)域，政府積極擴大一般工商業(yè)用戶參與電力市場化交易的規(guī)模，通過市場機制進一步降低用電成本。今年6月底，國家發(fā)改委下發(fā)《關(guān)于全面放開經(jīng)營性電力用戶發(fā)用電計劃的通知》，除居民、農(nóng)業(yè)、重要公用事業(yè)和公益性服務(wù)等行業(yè)，經(jīng)營性電力用戶的發(fā)用電計劃原則上全部放開。

光大證券研報分析，假設(shè)政策順利推進，經(jīng)營性電力用戶發(fā)用電計劃全面放開，則市場化交易電量占比的理論空間為53%，較2018年提升23個百分點，預(yù)計2020年起電力市場化交易有望顯著釋放。

交易規(guī)則不統(tǒng)一制約跨省售電

新一輪電改推進過程中，仍有挑戰(zhàn)不容忽視。

北京電力交易中心執(zhí)行董事、主任史連軍曾公開表示，完整市場體系的設(shè)計和建設(shè)是當(dāng)務(wù)之急。“據(jù)不完全統(tǒng)計，各省的交易規(guī)則有300多種，且相互之間差異較大。僅就單個省內(nèi)市場而言，可能并不會產(chǎn)生矛盾。但是隨著市場范圍的擴大，尤其是省間市場規(guī)模的擴大，作為電力用戶、售電企業(yè)或者發(fā)電企業(yè)，如果要參與不同省份和省間的購售電交易，需要對相關(guān)各省市場的交易規(guī)則進行深入了解，操作也較為復(fù)雜，市場主體較為茫然。”

同時，8個現(xiàn)貨試點單位在市場模式、交易組織、交易結(jié)算等方面存在巨大差異。近日，國家發(fā)改委、國家能源局在《關(guān)于深化電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點工作的意見》答記者問中也明確表示，從試點情況來看，試點地區(qū)有關(guān)方在一些重點共性問題存在分歧，普遍希望國家層面盡快出臺指導(dǎo)性意見。

北京電力交易中心書記、副主任謝開則認(rèn)為，躉售電力市場的協(xié)同問題，尤其是中長期交易和現(xiàn)貨市場、省間市場和省內(nèi)市場、市場交易和電網(wǎng)運行亟需進一步協(xié)同。“新能源的市場化機制還不健全，市場壁壘仍需進一步破除，分布式電源在電力市場中的定位和相關(guān)交易機制也需進一步探索。此外，交直流、送受端、源網(wǎng)荷之間的耦合關(guān)系更加緊密，新一代電力系統(tǒng)對電力市場的設(shè)計提出了新的要求。”