2016年12月29日，国家发改委、国家能源局印发《电力中长期交易基本规则（暂行）》（以下简称“基本规则”）。由于基本规则作为规范性文件具有“强约束性”，其中很多内容将成为今后三年交易的约束条件，非常值得认真研究。在这些内容中，基本规则提出的用户全电量参与交易是个革命性的举措，对于电力用户和售电公司来说将开启市场交易机制建立的大幕。

（来源：微信公众号电力市场研究 微信号：EMRI_WeCanFly 作者：谷峰）

2015年，中发9号文件印发后，现阶段电力用户是“部分电量”参与电力直接交易，还是“全部电量”参与直接交易争议很大。日前，国家发改委、国家能源局以规范性文件方式印发基本规则，明确要求电力用户参与电力交易，必须全部电量通过交易购买，不得随意退出市场，并取消目录电价。虽然看起来从“部分”到“全部”仅仅是个程度（量变）变化，殊不知这一革命性的一小步，对电力用户来说将真正开启电力交易机制改革（质变）的大幕，同时，售电公司也将出现迎来“核心售电业务”的契机。

一、“部分电量Vs全部电量”的争议

目前，各地已经实施的直接交易均采用用户部分电量参与的方式，到底是部分电量还是全部电量参与交易，争议已久。支持用户部分电量参与交易一方认为，这样做有明显的好处-“简单”！用户的电量一分为二，一部分是交易中买来“便宜”的，一部分维持原来向供电公司购买的方式。这样，用户用电的物理习惯不须发生任何变化，每次结算的时候把本周期买到的低价电优先结算掉，多了少了都用计划电补足，“完美”！支持用户全电量参与并且不能退出交易的一方，主要担心用户如果可以通过交易和计划两个渠道购电，一旦出现发电成本上涨，用户可以多种借口交易不成，从而轻松回到计划体制下去购电，使“直接交易”变成了发电企业在供需宽松的时候单向为用户“输血”的“优惠电”。

上述两种观点属于“公说公有理，婆说婆有理”，乍一听起来很难分清对错。基本规则以其规范性文件的“强约束性”，实质上对这两种争议给出了标准答案-支持用户全电量参与。按照百度百科查询的规范性文件定义，规范性文件指印发机关管理范围内具有普遍约束力，在一定时间内相对稳定、能够反复适用的行政措施、决定、命令等行政规范文件的总称。印发基本规则的通知中也要求国家能源局派出机构按照基本规则组织起草或修订各地实施细则，应该讲待一段时间的酝酿接纳期后，基本规则的精神和要求将对各地电力中长期交易，特别是电力直接交易产生深远影响，电力用户在今后的直接交易中，一旦自愿参加市场，就必须全电量参与交易。部分电量参与交易的重大弊病，将得到较为彻底的解决。

二、用户部分电量参与电力交易的巨大弊病和本质

从经济学理论上看，市场化交易机制是目前看来，配置电力资源效率最高的手段。市场化交易机制就是要替代原有的计划分配机制，意味着所有的电力系统中的环节和部件，都要服从这个经济机制。通俗点讲，全部用户的全部用电量都要通过电力交易机制获得，电价作为宏观调控手段的职能必须被取消，全部电能的生产和使用要通过自主交易进行对接。当然，居民等用电，可以依靠国家政策，由其他市场主体向其补贴的方式维持较低水平，但也应该是“暗补改明补”，不应继续执行“内行说不清，外行看不懂”的“黑箱交叉补贴”政策。实际上，如果用户不是全电量参与交易是有很大弊病的，会直接影响市场化交易机制的建立。

一方面电力用户仅有部分电量参与电力交易，实质上给用户留了“后门”。在供需平衡或宽松的时候，电力用户便要进“市场”来“吸血”，一旦供需偏紧，或者由于发电企业成本大幅上涨要求提高电价，电力用户就会打开“后门”逃之夭夭，这是制度设计的缺欠，与用户的“信用”和“道德”无关。如果总是有后门，就会形成“供应一宽松就高喊搞市场，供应一平衡马上就停市场”的长期双轨制局面，“供应宽松走市场，供应平衡走计划”造成市场机制永远也建不起来，计划机制永远不能退出电力工业。以上问题已经在上轮改革前某些地区搞得“发供联动”政策中表现的非常突出。在上轮改革前（近二十年前），某地区火电装机过剩，曾经较大范围试行过“发供联动”政策，即“发电价格降多少、供电价格降多少，优惠全部归用户”，在一些地区也曾有大型电厂与大型用户私下“恋爱”过一段时间，后来该地区供应紧张，大型用户无一例外毫不犹豫的“挥慧剑斩情丝”，重新回到了计划体制下。“发供联动”这个类似今天大部分地区直接交易中“价差联动”的政策，也就无疾而终了。

另一方面，目前大部分地区发用电计划放开较慢，已放开发用电计划超过全社会用电量五分之一的地区屈指可数。这些所谓发用电计划放开较慢，实际上就是用户进入电力交易较慢，即少量用户部分电量进入交易。从发电侧来看，则是扣除分配电量外，全部剩余发电能力都进入了直接交易的供给侧，是一步到位的。这样就造成了，电力交易中供需的过剩程度远远超过实际的过剩程度。从2009-2012年的直接交易来看，由于用户电量进来的少，发电能力进来的多，即使全系统供需平衡，“人造供需”仍然可以让直接交易只能降价。这也是近期煤价大幅上涨而直接交易价格仍旧下降的原因之一。再配合上用户买不到电也可以通过原来计划的方式购电（部分电量参加交易），这样“一头是买不到低价的还可以买平价，一头是卖不了低价就没有多余的电发”，肯定结局是“搞疯（乐疯）了一头，搞掉了一头”。日前，某地招商表示“可以通过市场交易让电价降到XX”，再想起过去几年部分地区为能够完成能耗指标停止直接交易的“神奇故事”，坊间戏言：没关上后门的“部分电量”交易配合“人造供需”，是否真的就是坊间传言的“优惠电”？

此外，电力生产能力投资属于长周期、高投入的投资，市场交易机制起码对投资者给出一个未来的目标（预期模式），如果目标暂时还无法描述的那么细致，能够给出一个建立机制的决心（堪比“黄金”的决心），对电力投资者也是个能接受的交待。显然，部分电量参与这种“不断用户后路”的玩法，明显是信心不足的表现，对那些真心希望市场化购电的用户来说也是不能接受的。国家发改委、国家能源局应该讲清醒的认识到了这点，果断通过规范性文件，提出用户全电量参与，一定周期不得退出。这就是改革的决心、建立机制的决心、改到底的决心！体会到中央电改牵头部门的这种决心，电力用户特别是大型用能企业就会考虑要寻找一个长期的战略合作伙伴，“共生存、共发展、共繁荣”将替代“搞一把就走，有便宜就占”。

三、用户全电量参与电力交易需要解决的问题

用户全电量参与不是简单粗暴的要求全电量参与，因为用户一旦全电量参与之后，必须在各个环节给予用户避险的机会，并且对于实际用电和交易合同电量之差由市场各环节形成的电价进行结算，换另一句话说在用户的视野里任何“目录电价”都不应该再出现，应该讲基本规则进行了系统的规定。

对于全电量参与市场，用户最大的担心莫过于买不到电，失去供电保障，其实这一担心完全是多余的。基本规则为市场主体提供了年度、月度、3日（合同转让）三个避险的时间机会，合同转让、互保协议、次月分解计划调整（交易双方均可提出只改当月）三种手段，总共7种主动避险的机会。这样，电力用户年度买的不足，可以在月度购买，月度不足还可以提前3天向其他用户（售电公司）购买用电合同；如果买多了，随时可以出售。

在以上避险环节仍未得到解决的电量，基本规则规定“超用（超过用户获得的合同以及其他用户或售电公司转让的合同总电量）电量按上调服务的加权平均价结算，系统未调用上调服务时，按月度集中竞价交易的最高成交价结算”，有了这么一个合理的兜底“电价”，用户就不必担心全电量参加交易，差那么“一度两度”就有停电的风险了。

另外还有一个小的细节，基本规则没有明说，需要在细则中予以落实。那就是以后地方政府不能干预每次交易电力用户成交的份额。过去两年的电力直接交易，出现了很多地方政府人为设置供需比例，每次交易前明确可以交易电量的“指标”上限，造成所有用户都只能部分成交，而用户全电量进入电力交易后，任何单位都不能阻止用户成交，不能设置单次交易成交电量的“天花板”，用户甚至可以要求通过“只报量，不报价”来实现“确保自身需求全部成交”的目的。

通过以上措施和环节，使参与市场的电力用户彻底摆脱了目录电价，改变了目前开展的交易都离不开“目录电价”这一尴尬的事实。同时，在这个过程中，当前地位略显尴尬的售电公司终于找到了其合适的定位，作为“整合用户用电需求，优化用户合同”的平台，在中长期合同和偏差考核之间做组合，代替用户承担风险，开展真正的售电业务，而不是目前老被人称作“吃购销价差的皮包公司”，对于市场培育售电市场主体，以及售电的二级市场具有重大意义。今年，广东采取用户全电量进入电力交易之后，837亿度双边交易合同电量，97%是通过售电公司完成的，因为售电公司有能力进行优化组合尽量减少偏差考核费用。按照微信公号“晶见”的说法，全电量模式下“绕开售电公司进行直购电的大用户已经是少数中的少数”。