电力市场：壁垒问题突出 各类交易待统筹

随着电改持续深化，电力交易市场的建立和完善正迎来新的机遇和挑战。各地电力交易平台摸索出经验的同时，也面临着“成长期”市场带来的各种问题。

在中电联日前召开的“2018年经济形势与电力发展分析预测会”上，北京电力交易中心党总支书记史连军、广州电力交易中心总经理吴建宏均表示，在市场活力得到加强的同时，电力市场化交易在顶层设计与破除省间壁垒方面仍面临较多问题，相关制度亟待完善。

市场主体活跃 促清洁能源消纳

2016年3月1日，北京、广州电力交易中心挂牌成立。时隔两年，参与交易的市场主体数量快速增长，在优化电力资源配置、促进清洁能源消纳等方面取得了显著成效。

统计显示，国家电网经营范围内目前注册的市场成员达到55746家，其中发电企业27161余家，电力用户26317家。电力用户中，通过售电公司代理参加交易的用户和直接参与交易的大用户，各占一半。截至2017年底，售电公司注册数量为2233家。2017年，新增注册的电力用户和售电公司20013家，增量为2016年的3．7倍。

吴建宏表示，截至2017年底，南方区域参与省内交易的电力用户共12516家，发电企业613家，售电公司则达到了565家。而在广州电力交易中心注册参与南方区域内省间交易的市场主体为130家，其中包括南方五省区电网公司，以及125家发电企业。

在交易规模上，国网经营范围内，2017年市场化交易电量总计12095亿千瓦时，市场化交易电量占比达到31．2％，释放改革红利295亿元；南方电网经营区域内，除海南电力交易中心由于刚刚成立尚未开展交易外，其余四省区市场化交易电量2680亿千瓦时，占总售电量的30．1％，为用户侧减少电费支出217亿元。

清洁能源消纳方面，北京电力交易中心数据显示，2017年，风电、光伏发电交易电量分别达到2300亿千瓦时和930亿千瓦时，分别较上年同期增长29．6％和76．6％。省间非水可再生能源交易达到490亿千瓦时以上。弃风弃光总电量从2016年的464亿千瓦时下降至412亿千瓦时，下降了11．3％，弃电率也同比下降5．3个百分点，达到11％，成功实现了“双降”。

“这个成果来之不易。”史连军指出，2017年，风电装机增长了10％，光伏装机增长了70％，在装机大幅增长的情况下实现“双降”目标，离不开各方的共同努力。

而根据广州电力交易中心统计，2017年，西电东送电量达到了2028亿千瓦时，清洁能源电量占比已达到86％；云南富余水电增送277亿千瓦时。“南方区域非化石能源发电装机占比超过50％，煤机占比只有41．4％。

吴建宏称，云南水电装机占到该省装机总量的73％，非化石能源装机占比高达85％，而广东装机容量占到南方区域37％，发电量只能支撑省内用电的三分之二。在促进清洁能源消纳的同时，省间交易一定程度上缓解了电源生产与消费的不匹配。

壁垒问题突出 各类交易待统筹

尽管各地陆续成立了电力交易中心，截至2017年，国网经营范围内允许售电公司代理用户进行购售电的省份只有15个，真正开展业务的售电公司也仅有475家，约占20％。“大部分售电公司还处于起步状态，没有完全参与到电力交易市场当中，这也与不同地区政策放开程度有关。”史连军称。

记者也注意到，省间交易作为跨区域配置资源的重要手段，目前仍以长期合约交易为主。

北京电力交易中心统计数据显示，真正以市场化方式进行的省间交易量占比仅为31％。

“现阶段，不论省内还是省间，协议都占大部分。”吴建宏认为，“协议＋市场”的模式有助于保障市场稳定，“中长期交易特别是长协电量仍十分重要，可以避免电量、电价出现较大动荡，在保障电力稳定供应的同时，也能确保资源有效利用。”

北京、广州两大交易中心负责人均表示，省间交易面临的最大问题仍是省间壁垒。部分省份直接禁止企业从外省购电，或者通过设置外购电量上限或电价下限等手段，限制本地企业外购电；部分省区在电力体制改革的过程中利益诉求不同且差异较大，对开放市场主体仍存在顾虑，不利于资源灵活配置。

此外，电力体制改革处于不断探索的过程中，各省制定的交易规则、组建市场的模式等不尽相同，史连军认为，完整的市场体系设计与建设成为当务之急。“单是偏差考核这一项，各省规定就五花八门，考核方式、周期、额度都不相同。一个售电公司在代理省间电力交易时，在出清、结算、考核等每个环节都要面对复杂的规则差异。随着省间交易规模的扩大，这一矛盾将越来越明显。”