對于長期身處于傳統且封閉環境的電力行業而言，“市場”因神秘而充滿魅力。正是由于這樣的未知，在“轉軌”過程中不斷上演著“試錯”與“糾錯”。

好在，問題從未被忽視，矛盾也從未被擱置。

長協風云

作為對接電力市場建設的最佳窗口，電力直接交易被認定為電力市場化建設的最佳突破手段，全國不少地區在2004年首次開市的“直購電”基礎上，進一步擴大交易電量、頻次，以及市場主體范圍，直接交易機制也屢屢在市場主體參與的公平性上取得突破。

“隨著煤炭黃金十年的結束，發電企業的利潤從2012年開始實現逆襲，同時發電行業通過產業結構調整和轉型，逐漸從上一輪電改規模擴張的發展模式中走出來。新電改來了，當時大家都認為這一輪改革應該是針對中間環節的改革，特別是其中還有一句對于電價‘價格合理’的‘承諾’，但是到最后，哪個發電企業也沒有想到過后續廝殺會如此激烈。”發電企業人士說。

正是這一場“無準備”的戰爭，讓山西省所有發電企業幾乎都被卷入了國內電價壟斷第一案。

根據公開資料顯示，2016年初，山西省電力行協組織部分火電企業在太原市西山酒店召開了火電企業大用戶直供座談會。會上，9家電力集團，15家獨立發電廠簽字通過了《山西省火電企業防止惡意競爭保障行業健康可持續發展公約》，其中“根據市場情況，各大發電集團及發電企業，按照成本加微利的原則，測算大用戶直供最低交易報價，省電力行協加權平均后公布執行”的條款，直接明確了2016年山西省第二批直供電價“較上網標桿電價降幅不高于0.02元/千瓦時”。

經后續執法機關的調查后認定，多項證據顯示涉案單位按約定價格實施了壟斷協議，交易電量約250億千瓦時，約占第二批交易總量逾85%，交易額近80億元。正因如此，所有涉事單位被開出共計約1.3億元罰單。

在行政處罰文件下發后，山西省電力行協和19家單位對行政處罰存在明顯異議，認為山西省正處于經濟下行期，產能過剩嚴重，山西火電企業面臨巨大的經營壓力，電力市場各類主體在改革探索階段面臨復雜性和艱巨性，應該“允許試錯”。

初聽下來，申辯方的理由似乎“情有可原”，但是，如果將相關事件復盤到整個2016年山西省電力直接交易，則又會得出不同的結論。

事實上，在山西省經信委制定的《2016山西電力用戶與發電企業直接交易工作方案》中，將2016年電力直接交易切分成兩個部分進行，一部分是第一批電解鋁企業的專場交易，另一部分是其他被允許進場的第二批直接交易用戶的年度交易。在被人為切割的兩個市場中，電解鋁企業直接交易平均價格只有0.133元/千瓦時，與第二批直接交易價格相差甚遠，這也直接引發了參與第二批交易用戶的不滿，才有了后續壟斷交易的“暴雷”。

在市場化改革初期，地方政府部門出于對省內經濟保護的心理，以及對于市場概念理解的偏差，在并不完備的游戲規則中，最容易上手的直接交易也更容易被其他手控制，最終淪為政府降電價的工具。后續在市場氛圍更為濃厚的珠三角地區打響的“長協大戰”，多多少少真正有了些市場競爭的火藥味。

售電公司——這一電力市場化改革萌發的新生主體，如鯰魚一般攪動著廣東電力市場的一汪春水。

在股市樓市中，“買漲不買跌”是約定俗成的道理，但是在電力市場中，卻呈現“買跌不買漲”的態勢。2016年廣東售電市場啟動之初，發電企業月度競價讓利較標桿電價降低超多0.1元/千瓦時；當長協讓利不斷拉低發電企業降價4分的心理預期時，省內發電企業只能眼睜睜的看著售電公司賺得盤滿缽滿，同時還要填補用戶越來越大的胃口。

“用戶不關心降價的科學性，只想知道讓利的底線在哪里，電力交易正從少數人的紅利逐漸轉變為普惠性福利，這其中的轉化必然給電力市場本身帶來諸多連鎖反應。”業內人士說。

2017年末，隨著煤價的一路飆升，同時市場化率不斷走高的趨勢愈發明顯，高成本的發電機組逐漸感受到了“保本”的壓力，發電企業逐漸從市場的血拼中摸清了獨立售電公司的套路，而后，“與其讓中間商賺走差價，不如以低價搶占客戶資源”，成為發電企業與獨立售電公司“抗衡”的策略。

據媒體報道，“截至2017年11月初，某央企發電集團所屬售電公司用度電讓利8分以上的價格，最高甚至到到9分，大規模拓展用戶，但是對于獨立第三方售電公司，最多只給出了7.5分的差價，到了本周，因大部分電量已通過自有售電渠道解決，價差調回6.8分。”

無論是基于2016年長協降價鋪墊下形成對2017年降價的樂觀判斷，還是通過無限制降價占領市場的經營策略已經開始遭到業內一致排斥，在維持兩周有余的“批零倒掛”期間，基本沒有獨立售電公司成功用手上8分以上的電量合同從電廠買到過電量。

有利益的地方就有廝殺，市場并沒有責任讓所有主體都活下來。對于獨立售電公司而言，要么大量違約，要么承擔損失。

“單純以價格戰形成的市場混戰，其結果往往是滅敵一千，自損八百，不利于產業鏈的可持續發展。發售雙方能否在交易中保持理性分析，根據自身實際情況和用戶需求給出差異化策略，才能穩住長遠發展。”大浪淘沙后，獨立售電公司深諳“剩者為王”的游戲規則。

此后，對于省內市場的混亂局面，電力主管部門通過調整市場供需比，強勢控制住了非理性價格廝殺，后續的長協市場也逐步趨于明朗。在2019年年度長協簽約開始的第二天，廣東一發電企業以“邀請征詢”的方式向售電公司和電力用戶開始了2019年度雙邊協商電量的洽談工作，發電廠讓利幅度死守在“盈虧邊界”4分半。同時，在2018年12月月度集中競價交易中，統一出清價格比標桿電價僅下降0.026元/千瓦時，創下歷史新低。

從2016年3月，廣東首批13家售電公司正式入場，到2017年偏差考核下售電公司“幾家歡喜幾家愁”，再到2019年售電側行業集中度和分化日趨明顯，被賦予眾望的售電公司，基本圓滿地完成了售電側“多途徑培育市場主體，放開準入用戶購電選擇權”的初期改革重任。隨著“賺差價”這類毫無技術含量的售電公司陸續退出，被譽為“真正具有提升市場效率”的技術型售電公司，已經開始期待在現貨市場中大展拳腳。

但不曾想，對于完備市場規則和配套價格體系的預設場景，卻在廣東首次現貨試結算中，被著實潑了一盆冷水。

電價困惑

2019年9月，廣東某售電公司員工在交易中心門口拉起了醒目的橫幅——“強烈抵制與中長期交易沖突的假現貨，強迫高買低賣”。事實上，利益受損的不僅只有這一家售電公司，包括發電、電網在內的大量市場主體均對正在進行的現貨按周試結算表示不滿，迫于壓力，廣州能源局于當天叫停了相關工作。

事件的起因，源于現貨試結算中“順價”價格與現行的目錄電價度電倒掛的2分錢。表面上看，這是一場中長期交易與現貨市場接軌中的技術“翻車”——在“順價”模式中，若想讓長協電量轉換后對價格起到穩定作用，則需要每一個日前結算時段的合約電量與日前中標電量之比都接近90%。但是在2018年底簽訂的19年度中長期合同仍按照價差模式執行，并未與用戶約定交易結算曲線。

在實際操作中，現貨市場的出清價格曲線并不與現行調度機制中的統調曲線吻合，簡化后的市場規則設計使不同用戶間用能習慣的實際差異，造成了售電公司需要通過“高價”購買現貨彌補差額，在現貨結算與長協電量中的“高買低賣”，實質上造成了在“用戶獲利不變、發電獲利不變”的前提下售電公司的“硬虧損”。

在廣東省后續發布的相關文件中，以繼續沿用價差傳導方式，由電網企業“兜底”了售電公司“倒掛”的價差，廣東省也成為8個現貨交易試點中唯一不采用輸配電價進行中長期交易結算的省份。

彼時現貨市場建設的“火車頭”，卻在此時淪為理論付諸于實踐的“風暴眼”，其背后的矛盾遠不是建立了合同關系，或者是“打破統購統銷”就可以輕松化解的。

“現在我們觸及到了改革的深層次問題，現貨市場結算價格與降價后的目錄電價倒掛，這不僅是兩套電價體系究竟要用一套的問題，甚至還涉及到要不要改革的問題。”國家能源局南方監管局盧勇在公開場合表示。

據了解，在環境約束下，目前廣東省內燃氣機組裝機容量超過3000萬千瓦，占省內電源裝機比重近25%，其中近半機組承擔省內基荷電源的角色。在放開發用電計劃和電力市場逐步拓維的背景下，為了使這批電改前投產的高成本機組參與市場，且不推高市場出清價格，廣東省采取了度電0.2元的燃料補貼方式對參與市場的燃氣機組進行補貼，而這部分補貼由省級電網公司代理，通過購銷差價在市場用戶中按照用電量分攤。

“我們測算過，在2019年5、6月份進行的6天市場模擬運行中，以價差傳導方式電網公司承擔的燃氣機組補貼為1.19億元，如果按照這個比例還原到365天，年補貼資金接近80億元。這其中還不包括廣東要上的1000萬千瓦海上風電，以及2020年投產的垃圾發電。如果使用了輸配電價，這80億補貼就要丟給市場來消化，而目前用戶用電的價格不允許漲價，高成本機組無法通過電價疏導，這樣的市場是沒有出路的。”盧勇說。

從上一輪“電力改革降價為先”，到此輪“以市場還原電力商品屬性”的邏輯框架，承載著“有序推進電價改革，理順電價形成機制”使命的電力市場化改革成為本輪電改的第一要務。而以核定輸配電價轉變電網企業的經營模式，以及在此基礎上確立的“市場化交易電價+輸配電價+政府性基金”的結算方式卻沒有跑贏行政降價“有形之手”，根源并不僅限于依附在原電價體系的各類補貼。

從此前多輪行政降價措施，到今年疫情后對非高耗能企業電費的階段性減免，再到此次電網“硬扛”不難看出，電網企業很大程度地承擔了地方經濟調控的角色。交叉補貼、社會責任，這些非商業化的社會目標，使得現行的電網收益模式下，以“統購統銷”結算的綜合電費更像是為非盈利性指標“兜底”的保險費，或是為了在未來調控價格水平的“蓄水池”。

而一旦執行了輸配電價，那些難以得到輸配電價格成本監審承認的成本無法回收，使得電網企業沒有能力支付額外費用解決地方政府的困難；那些并未被公布的輸配電價成本監審細節，也在不斷地制造著新舊兩種電價體系“轉軌”過程中的正面沖突。而要么缺電，要么徹底打破現有電價平衡格局的兩難境地，則充分暴露出了輸配電價難以落地執行的現實尷尬。

業內有這樣一句笑談“國外的教練帶不好中國足球隊，國外的市場模式也很難接中國的地氣”。這其中很大一部分原因，是由于在不同的發展階段、投資體制、省情國情中，我國電價被賦予的八大功能，使得電力體制改革已經超脫了經濟、電力的單一范疇。

但是，在市場化改革近半途的當下，市場效率與電價體系仍未形成正相關的“激勵相容”，這其中或多或少還摻雜著國有企業職能轉變、市場設計以及電源規劃統籌對交易形成價格、輸配電價以及參與主體的約束。

電力市場化改革牽動著社會各個層面神經，也在不同歷史時期肩負著不同的歷史使命。盡管強勢的行政干預著實給市場建設制造了現實阻礙，但在現階段的改革預期與降低企業用能成本的目標并不相違背，執行輸配電價也是電網企業轉變經營模式和實現市場效率的一體兩面。

雖然我們不能以10年后的理想模式來評判改革現狀，但是在現階段又是否能以“電價降了多少”作為唯一的評判標準聊以自慰？在被社會制度條件相允許，適應經濟發展需要的電力市場化改革道路上，若不想讓“理順電價體系，以市場配置資源”成為一紙空談，我國的市場建設還有很長的路要走。