前日，廣東省發布了確認售電公司參與電力直接交易的通知。電力直接交易，被視為電改的重要舉措，在各省如火如荼地進行。然而，有業內人士表示，現在電力直接交易并沒有體現電力市場交易應有的金融屬性，更像是傳統意義的商品買賣合同，計劃色彩濃郁。這樣情況下的電力直接交易會有哪些弊端?

兩會前夕，北京、廣州兩個交易中心在萬眾期待中揭幕。比這個電改里程標志性事件更具現實意義的是云南、山東、湖北、山西以及甘肅等各省份積極正在推行電力直接交易以"撮合競價"，"雙邊市場"，“中長交易”的概念積極響應9號文及其配套文件精神，并取得了令人可喜地進展。3月8號，《國家發改委關于做好2016年電力運行調節工作的通知》(發改運行[2016]413號)，文中提到：

“各地經濟運行主管部門要會同政府有關部門和能源局派出機構，堅持市場化方向，以電力直接交易為抓手，擴大交易規模、規范交易方式，還原電力商品屬性，促進經濟穩增長。各地直接交易電量占全社會用電量的比例應在2015年基礎上進一步提高。"

從文中不難看到，各省開展的直接交易被視作電改的重要舉措，得到了國家的認可，且該項舉措仍在進一步深化中。盡管火電企業更習慣于上網標桿電價模式，對各省開展的直接交易叫苦不迭，但究其原因，這是過去十年間的裝機的爆炸性增長而帶來的必然陣痛，并非交易方式改變而導致。根據筆者對當前實施電力直接交易的觀察，在此探討目前“直接交易”方式的實施帶來的用戶端的公平性問題，寄希望于可以使直接交易在更加合理的方向上邁進。

在目前執行的直接交易合同中，供需雙方所約定的核心是量和價兩大元素，然而電作為商品其最特殊的實時性沒有得到任何體現。這類合同更是一種傳統意義的商品買賣合同，計劃色彩濃郁，與之前電力企業在國家指導下簽訂電煤合同大同小異。這不但不屬于電力市場中“場外合同”的范疇，更與電力市場所要體現的金融屬性相差甚遠。那么這樣的模式帶來了哪些問題呢?

峰谷電價的消失

我們知道峰谷電價的機制原則上是供需關系的一種體現，它是通過價格杠桿來調整用電行為的一種手段，符合全社會利益最大化的目標，被所有工業化國家在改革前和改革后普遍運用。可是，在我國多地的試點中，原本執行的峰谷平電價就隨著所謂的“直接交易”不翼而飛了，規則明確寫明該類交易不執行分時電價。于是，大工業用戶再也不必考慮用電時段的問題了，可以在享受低廉的電價的同時一并享受峰時用電帶來的各種衍生紅利，雖然在實施規定中要求“參與直接交易試點的發用電企業必須服從全省大局需要，無條件執行有關錯峰、讓電等指令，共同維護全省供用電秩序”，但這種以行政手段代替市場手段解決用電高峰問題的方式，比改革前的體系是進步還是在倒退呢?

補貼義務的豁免

在“直接交易”模式下，用戶需要支付基本電費，電度電費，過網費和政府附加費。貌似除了從發電廠得到了電價優惠外別無其他，實則不然。大用戶是指110kv及以上的用戶。我們知道，輸配成本和線損率都隨電壓等級的升高而降低，所公布的不同電壓等級輸配電價也正是反應了這樣的趨勢，所以，高電壓等級用戶在采購了低成本的電能之后，再需要再支付其電壓等級相對應的電網使用成本便完成了電能采購，這一切貌似合理，而其中的不合理卻隱藏在目前機制中隱含的交叉補貼里。

為了使分析模型簡單，我們先假設兩個條件：

一個省里交叉補貼是公平的，即我們不討論補貼原則問題。

交叉補貼在一個省里實現平衡，即長期看來不存在大幅虧損或盈余。

目前，支付高電價的工商業在補貼著支付低電價的居民等用戶，這一步是在電網統購統銷的過程中實現的。由于直接交易用戶只需要向電網繳納以輸電成本計算出來的過網費，使得其脫離了交叉補貼的大水池，補貼款項勢必虧空。以某省為例，110kv用戶的直接交易所適用的過網費比目錄電價中的購售差價低了2分，由此推算今年的直接交易用戶少支付了約6億元。這樣就導致在以現有交叉補貼制度下，未能參與直接交易的所有電力消費者在共同承擔虧空，或者說是全民補貼享受直接交易的大用戶。這對占絕大多數的所有電力非直接交易者不公平。

優質資源的低成本占取

電力系統為了滿足峰時平衡，需要建設抽水蓄能電站，需要電網調度人員高強度工作，需要在必要時拉掉部分負荷，需要安排調峰機組備用等等一系列手段來實現峰值供電的安全性可靠性，可見峰時的每一度電是多么來之不易。為了珍惜每一度峰時用電，國家正在大力提倡的能效管理，需求側響應，虛擬電廠，儲能開發等等輔助手段來實現削峰填谷。從使用成本的角度看，峰時用電成本最高，體現了社會優質資源具備稀缺性。在電力交易現貨市場和輔助市場尚未建立的時候，其稀缺性無法還原為價格。而沒有了峰時電價的大用戶，可以集中在任意時段來進行電力消費，這個過程中對稀缺資源的低成本占有勢必擠占了其他電力消費者的權益。盡管我們目前發電裝機出現過剩，但是，受輸配條件限制，峰值負荷也不會無限增高，那么這就對主動做需求側響應和被迫限電的用戶極為不公平。例如，夏天商業用戶為了減少峰值負荷而建設的蓄冷裝置會淪為對大用戶峰值用電的補貼。

不可持續擴大的技術約束

以各國經驗來看，一個地區的場外交易達到10%時，必須配備期貨市場和現貨市場來調劑交易方向，也就是說，市場的設計和交易的實現仍需以滿足物理條件約束為前提。開展“直接交易”的省份今年都不約而同的擴大了交易量，以某省為例，2016年初完成的直接撮合交易電量超過去年交易量的一倍以上，達到了其全省用電量的14%，然而，交易形成后，帶給調度安全校驗巨大的工作量。系統是否能在公平原則下支撐這么高比例的合同執行，目前仍是巨大問號。不同省份網架結構各異，但其物理約束條件都是存在的。在市場自我調節功能尚不具備的前提下，其“直接交易”范圍不易盲目擴大而導致事與愿違。

與建設低碳社會目標的偏差

“直接交易”的最大誘惑莫過于降低電能使用成本，從而在經濟下行周期中，降低工業品生產成本。在已經實施“直接交易”的省份中，無一例外的實現了大幅降低了電價，這也被視為電改的階段性成果。然而，電價的高低本質上是由電力成產成本和供需關系決定的，在當前一次能源價格走低，電力裝機過剩的大背景下，電價降低符合當前市場規律，是必然現象，而非交易方式導致。在目前使用的合同中，采購電量是以年用電量為基礎約定，同時規定了實際用電量的差額需保持+-5%之間，否則罰款機制生效。這意味著，在制度設計上，用戶會因為在新的一年中因采取了各種節約措施導致的用電量減少而被罰款。在目前碳交易市場，綠證等減排機制尚未成熟的時候，較低的用電成本、單一的電價體系，加之現有合同機制這一體系與建設低碳環保型社會的目標發生偏離。

以上分析告訴我們，電價的決定性因素不是交易形式的變化。供需雙方直接形成價格的模式符合市場化方向，它更加快速的傳遞了價格信號，但不應混淆成交電價和交易模式之間的關系。不能以電價降低的幅度來定義“直接交易”的功勞，更不能因交易模式的變化形成全社會補貼大用戶的現象。執行合理峰谷平電價體系，激勵節能用電，鼓勵需求側響應，履行補貼義務等機制是在電力市場尚未形成時執行“直接交易”不可缺省的必要內容。只有在不斷完善“直接交易”的各項機制基礎上，擴大其范圍才更有利于電力市場建設的健康發展。

 來源：國際電力網