在《能源》雜志記者的調研中，解決外來電、新能源發電造成的巨額不平衡資金問題，讓這些優先發電量進入現貨市場是共識方案。

這也是經過4個月博弈之后，國家層面給出的解決方案。

《能源》雜志獨家獲悉，9月16日國家發改委副主任連維良主持召開山東現貨市場不平衡資金解決方案會議，明確提出包括風電、光伏、核電、外來電在內的優先發電電源，都要進入現貨市場。

其中外來電要以每年不低于20%的開放程度，用3到5年的時間全部進入電力現貨市場。根據國家發改委2017年發布的《優先發電優先購電計劃編制暫行辦法》，風光等可再生能源發電、調峰發電、民生供熱發電等屬于一類優先保障；而外來電、核電均屬于二類優先保障。從優先發電的優先級上來看，外來電和核電應該更先一步進入市場。

全電量市場看起來很美好，但實際執行起來并不那么容易。電網企業并未放棄代理外來電交易，外電市場化進程艱難。其他的優先發電電源雖然沒有明確地表達反對意見，但也都有各種理由。

比如核電擔心經營壓力大影響安全運行，風電、光伏希望政府能夠把拖欠的新能源補貼在進入市場前兌現到位。

自備電廠并不介意進入市場參與競爭。但是政府希望自備電廠能把歷年欠繳的“可再生能源電價附加”全部補上。“要是只追繳1、2年的可再生能源電價附加，可能有的自備電廠就交了。但按照國家發改委之前的文件，2016年之前的也要追繳。很多自備電廠可能交完就直接破產了，也就不愿意繳了。”

而且，全電量市場不僅是發電側全電量，還有用戶側的全電量。2019年6月，國家發改委發布《關于全面放開經營性電力用戶發用電計劃的通知》，這無疑是在為用戶無差別進入電力市場做鋪墊。

進展較快的省份，如新疆、遼寧、吉林等在2020年前就陸續公布了全面放開經營性電力用戶參與電力市場化交易的通知，規定用戶參與市場不再受電壓等級和用電量的限制。

但山東省先是在2019年12月公布了《山東2020年全省電力市場交易有關工作的通知》，明確市場主體范圍是“10千伏以上電壓等級、年用電量400萬千瓦時以上用戶”。這一限制條件與2018年版本相比，僅將用電量標準從500萬千瓦時降低到400萬千瓦時，但加上了“單個用電戶號（同一用電地址）”的限制。

而一個多月之后，山東省發改委、工信廳、能源局和能監辦才發布了《關于做好我省全面放開經營性電力用戶發用電計劃的通知》，提出“三年內放開符合條件的經營性電力用戶。2020年底前優先放開年電量400萬千瓦時以上（單個用電地址）電力用戶，2021年底前放開全部符合條件的高壓經營性電力用戶，2022年底前放開全部符合條件的低壓經營性電力用戶。”

部分省份一年不到就可以完成的事情，在山東卻需要三年的時間逐步推進。與在外來電問題上的積極推動相比，山東省政府在開放經營性電力用戶發用電計劃上顯得更加保守。

“經營性電力用戶的發用電計劃之前屬于政府權力的一部分。”山東省內的市場主體對此評價到。

電網、發電、政府，山東電改的三方勢力在各自利益上各有所求，博弈不停。看起來是一劑良藥的全電量市場也布滿了荊棘。

若是各方都退一步，能夠順利解決不平衡資金問題，山東的現貨市場建設就能一路暢通么？很遺憾，這也許只能是一個美好的愿望。

“其實從幾次現貨結算試運行來看，山東市場內還是有一些問題暴露出來的。只不過現在大家的目光都被不平衡資金吸走了，”上述市場主體說，“這些沒有響的雷也不應該被我們忽視。”

在“三公”調度模式下，為了削峰填谷，用電高峰時段電價更高、低谷時段價格更低，山東省的電價還有一個平時段。供需決定價格的經濟學原理理論上應該適用于電力現貨交易，甚至會表現的更加精細。

但是山東幾次現貨結算試運行都出現了一個尷尬的情況——峰谷電價倒掛，也就是谷段電價高于峰時電價。這也就成為山東現貨市場最大的一個潛在“雷”。

“白天價格太低的主要原因就是光伏發電量很多，拉低了競價價格，”一個火電廠的人士告訴《能源》雜志記者，“晚上光伏不發電了，谷段電價就會大幅上漲。”

峰谷電價倒掛的延續很可能給用戶帶來與“削峰填谷”相反的刺激效果。用戶為了更低的價格在高峰時段生產，電網負荷大大增強，調度的難度也加大了。而更嚴重的問題是谷段用電量大的企業因此會退出市場。

以35千伏工商業用戶電價（兩部制）為例。谷段目錄電價為0.3157元/千瓦時，減去0.1769元/千瓦時的輸配電價、0.02716875元/千瓦時的政府性基金及附加，谷段現貨價格只能有0.1元/千瓦時。

“1毛錢我夠干嘛的？買煤都不夠，”上述火電廠人士說，“火電廠不可能簽1毛錢的合約。現在的現貨市場里，谷段價格甚至要2毛錢。如果延續這樣的價格，谷段用電超過50%的用戶根本沒有售電公司代理，也不需要代理，退市選擇目錄電價好了。”

不過也有人認為這一觀點并不全面。山東省內的電力專家對記者說，所謂谷段用戶退市的問題，更多是市場主體的一廂情愿。“首先市場本來就不是一個必贏的市場。發電企業、售電公司的盈虧取決于各自在市場規則下的經營能力。未來成熟的電力市場里，售電公司除了在電能量市場獲利之外，還可以集成用戶的負荷能力，主動參與電網調峰。僅靠買賣電量差價賺錢不是售電公司的價值所在。”

山東電力市場的另一個潛在“雷”是必開機組的問題。電力現貨市場中，由于電網可能存在阻塞，因此需要設計阻塞盈余的分配機制。同為集中式電力現貨市場的美國PJM（也是廣東、山東、浙江市場的主要參考對象）使用了金融輸電權解決這一問題。而山東現貨規則則通過在某些節點設置必開機組或必停機組來避免電網的阻塞。

但是迄今為止，山東省尚未出臺明確規則對必開機組和必停機組的定義進行確認，完全依靠調度機構的自由裁量權決定。“如果沒有明確的標準，機組報了價卻被要求停機，這樣電廠就沒有辦法設置報價策略，”上述業內人士說，“山東省內的發電企業已經向主管部門反映了這個問題。”

必開或必停機組的設置對于省內火電企業有重大影響。作為擁有最大規模火電裝機、且長期缺電的山東省，省內火電企業盈利水平一直處于前列。然而，隨著市場供需形勢的逆轉以及現貨價格的一路走低，山東火電企業的好日子怕是走到了盡頭。另一方面，縈繞在山東火電企業頭上的“市場力限制”緊箍咒又帶來了另一份壓力。

在山東火電市場中，唱主角的是國資委所屬四大發電集團（國家電投在山東無火電資產）。在2020年山東年度電力直接交易（雙邊協商）中，央企發電集團占據了超過80%的市場份額。市場力限制就成了山東市場監管和規則制定當中的要點之一。

根據《山東省電力市場監管辦法（試行）》，同一發電集團公司所屬發電企業參與市場的裝機容量不超過全部市場裝機容量的20%，超過20%的應通過資產出售或對市場交易管理進行分割等方式將市場份額降至合理范圍內。具有關聯關系的售電企業代理用戶年度用電量不超過全省全部市場電量的20%。

然而白紙黑字的監管規則卻完全沒有辦法限制住發電企業。

“有些發電企業在山東省內市場份額都超過30%了，下屬售電公司卻要限制在20%的電量，這幾乎不可能。”省內知情人士對《能源》雜志記者透露。

據了解，發售一體公司繞過“20%”監管紅線的最普遍做法就是用馬甲公司簽約電量，保證自己的售電公司控制在20%以下，超出部分由馬甲公司來簽約。

至于發電裝機市場份額限制在20%的規則，在電廠內部看來也是“很不靠譜”。

“火電企業多是國企，山東省文件要華能、華電出售資產，這兩家公司的省公司有這個權力嗎？你別說省公司了，就算是總部，不虧損的電廠也不能就這么說賣就賣了。”

2019年山東省火電設備利用小時數僅4500左右，與2018年超過5000相比有了不小的下滑。但據電廠人士透露，山東火電廠的盈利狀況依然不錯。“目前來看，這兩年煤價比較低，對火電利好。但大家也都不太敢表現出來，甚至有時會在年底突擊花錢進行技術改造升級，把利潤控制在上級規定的范圍內。”

但山東火電的好日子可能在2020年到頭了。不少省內市場主體預計，今年山東火電設備利用小時數只有3800左右，2021年仍然會進一步降低。

在現行市場中，火電企業往往通過價格聯盟的方式發揮市場力作用。但在現貨市場中，由于每15分鐘就會進行一次價格出清，電廠通過串謀壟斷市場在技術上變得困難。而且《山東省電力市場監管辦法（試行）》也規定，如有超過20%電量的市場成員報價一致，就會由能監辦和監管部門介入調查。

“現在對于火電的監管基本集中在價格方面。到了現貨市場，這個監管范圍就有點窄了，”上述或電廠人士說，“尤其是市場份額多的企業，完全可以通過開停機組合等方式來影響市場的供給和電網平衡。到時候不僅有電能量市場，還有輔助服務市場可以盈利。”

市場監管機構人士也坦言，對市場力的監管是一場持久的“貓抓老鼠游戲”，但目前貓手里掌握的方法要比老鼠少一些。“總有人誤以為改革的紅利就是用戶享受更低的價格或者社會資本通過售電公司分享紅利。但實際上發電在未來成熟的市場中也會有更多的機會。”

山東電力現貨市場建設對于火電最大的紅利就是：不用再緊盯著發電設備利用小時數和煤價兩個指標衡量企業盈利水平。

“我們自己感覺，未來改革的趨勢是央企發電集團抓大放小，”上述發電內部人士說，“保留大容量機組，30萬以下的機組該出售還是要出售的。”

這不僅僅是發電企業迎合市場監管規則的規定，也是因為在未來的電力現貨市場中，小機組與大機組的報價、盈利策略將會完全不同。

“現在是百萬千瓦機組也參與調峰，甚至把發電出力壓給30多萬千瓦小機組；小機組有時候也是一直滿發，完全沒有體現出經濟性和環保性，”山東市場管理機構內部人士說，“今年3800的利用小時數，也許火電還覺得能賺錢。但要是明年3000小時，甚至更低呢？這在以后不是沒有可能的。”

從未來火電機組的定位看，大機組作為基荷電源，白天覆蓋現貨高價時段，低價時段簽約保證價格合理性，就可以“穩賺不賠”。30萬以下的小機組更多參與調峰、調頻等輔助服務市場，參與谷段競價。這是山東省內各方一致看好的未來市場格局。

發電企業可以清晰地看到自己的未來。但作為“改革成果”的獨立售電公司們，卻愈發地覺得前景黯淡無光。

600億平衡電量給了獨立售電公司們一記響亮的“耳光”：至少在結算權落地之前，售電公司只是一個事實上的中介服務商罷了。

不真正落實電力交易中心“提供結算依據和服務”的定位，剝奪了售電公司的結算權，實際上也是對電改9號文的否定。因為9號文中明文規定“售電主體、用戶、其他相關方依法簽訂合同，明確相應的權力義務，約定交易、服務、收費、結算等事項。”

沒有結算權的售電公司實際上也不存在為用戶提供電費套餐的權力。由于目前的現貨結算試運行價格偏低且峰谷倒掛，售電公司與用戶的零售合約還是以現行市場的雙邊協商價格為主。但在真正的電力批發現貨市場下，零售合同更加多元。售電公司應當在掌握現貨價格規律的基礎上，為用戶提供不同的價格組合選擇。

“現在是售電公司先跟用戶簽零售合同，再去批發市場找電量，”一位售電市場主體說，“這樣做在現貨市場里風險非常大。售電公司一方面不知道現貨市場的真實價格波動是怎樣的，也不知道自己用戶的歷史負荷曲線，相當于承擔了所有的風險。”

如上文所述，一個售電公司如果簽約了谷段用電超過50%的用戶，并與其簽訂了一個固定價格。在現貨市場維持上次山東結算試運行的價格曲線情況下—即谷段電價高于峰段電價，售電公司會在谷段大量虧損，甚至峰段沒有盈利。最終用戶拿到了低價，發電按心理價位賣出了電。這中間的差值只有售電公司承擔了。

那售電公司獲取用戶的負荷曲線不就可以了么？“對不起，現在所有用戶的歷史數據都在電網公司手里，售電公司、用戶都拿不到的，”知情人士透露，“這確實不合理，但實際情況就是這樣。”

在成熟的電力現貨市場中，售電公司不僅可以借助用戶負荷判斷如何從批發市場購買電量，還可以集合自己手中的用戶，主動參與電網的調峰，與用戶分享收益。

“這是售電公司真正的價值，但對于山東來說，這也確實太過于遙遠。”

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