电改九年观察 | 市场化用户购电的困惑

中共中央国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）（以下简称“9号文”）对推进新一轮电力体制改革作出了总体部署，提出以用户市场化购电为核心的总体思路，用户对市场化购电的满意度、方便程度，从某种意义上讲是衡量这一轮改革成绩的重要标尺。但是9年来，用户对市场化购电有诸多困惑甚至是不理解和不满意，需要在下一步的工作中继续深化改革，完善市场，提高用户的满意度，保护用户的选择权。

用户参与市场的设计与现状

中国电力体制与电力市场化改革已经走过了二十多年的路程，迄今取得了多阶段突破和切实进展。2002年发布的电力体制改革“5号文”率先打破电力系统的垂直一体模式格局，实现了“厂网分离”；2015年的“9号文”及其一系列配套文件进一步在批发、配电、零售的环节引入竞争，用户侧首次开始参与电力体制机制改革，推动了全国范围内中长期直购电交易常态化和现货交易的大范围推进。

用户购电顶层制度设计。按照“管住中间、放开两头”的市场体制构架，“9号文”分别从政府和市场的角度对电改进行了全面设计，着力构建主体多元、竞争有序的直购电交易格局，发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。

售电侧改革是新一轮深化电力体制改革的重点，也是备受社会关注的一个焦点、热点。售电侧改革的核心是赋予用户自由购电选择权，参与直购电交易的购电主体，原则上应全部电量参与市场交易，对于直购电交易的电量，政府相关部门将不再下达用电计划，中小用户无法参与直购电交易的，可由售电公司代理参与；暂无法直接参与市场交易的可由电网企业代理购电作为过渡机制，通过这种机制设计将所有用户全部推入市场。

售电侧放开直接面向用户，对售电市场进行重构，引入多元化的售电主体，打破电网企业单一购售电局面，通过发电侧和售电侧竞争，发电和售电价格由市场供需关系决定，还原电力商品属性，为电力市场的有序运营提供坚强支撑。

用户侧改革新进展。“9号文”发布以来，市场建设步伐加快，多途径培育了售电侧市场竞争主体。一是建立了保底供电机制，解决了用户无论什么情况都可以用上电的问题，电网企业承担营业区内保底供电义务，按照政府定价向居民、农业及公益性等用户供电，当售电公司终止经营或无法提供售电服务时，电网企业在保障电网安全和不影响其他用户正常供电的前提下，按规定提供保底供电服务。二是理顺了用户侧电价结构，让用户买电买得明明白白，明确了参与市场交易用户的购电价格由市场交易价格、输配电价、系统运行费用、上网环节线损费用和政府性基金五部分组成。三是初步构建了售电侧市场主体准入与退出机制，为用户规避购电风险作准备，对于缺乏电能生产成本、直购电交易等专业知识，对电价不敏感、参与交易成本高的用户，可以选择由售电公司代理参与市场。

虽然电力市场建设已经取得了部分新进展，但是市场化用户对现在的市场仍然充满了困惑。

用户日渐加深的迷茫和困惑

电力作为工商业用户能耗的一部分，电费是其生产经营成本的重要组成部分。工商业用户其他原材料采购和产品销售是完全市场化的，但是对买电而言，扣除电力的技术因素外，用户对电力商品目前的市场设计和其他原材料采购的巨大差异感到迷茫和困惑。

一是用户正常经营的收益可能被强制回收。工商业用户正常经营中对电力原材料买卖获得收益属于正常的市场行为，不应该被强制回收。在部分电力现货市场设计中，用户侧实时市场每小时偏差电量超出允许偏差范围的电费会被回收，而在企业正常经营过程中，企业购买其他原材料，多余部分可以按照市场价格转让给其他的企业，企业通过中长期合同买了便宜的原材料只会增加企业的收益。可是在用电过程当中，一旦企业在电力市场里因为各种原因签订了比实际用电量多的中长期合约，在现货市场出售买来的便宜 “电力原材料”的时候，这部分收益会以套利的名义按一定比例被回收。用户购买了便宜的电力原材料，因为市场的价格波动，出售给有用电意愿的其他企业，这本属于正常的生产经营，但现在用户的正常经营活动却要面临考核。上述现象中，绝大部分用户都是响应国家政策、系统需要，改变自身用电行为进行削峰填谷，为系统稳定运行需要作出的贡献反而被认为是“投机倒把”的套利行为，实在让市场化的经营主体难以理解。国际经验证明，若市场中出现了无风险套利行为，是因为市场设计存在缺陷，经营主体套利这种行为的出现恰好是促进市场完善设计的核心手段。

二是用户无缘市场中的便宜电。受年度中长期签约比例、时间的限制，用户无法在市场中掌握主动权购买相对便宜的电。目前各地交易规则均对中长期交易进行较高比例的签约限制，用电侧年度电力中长期合同签约电量应不低于上一年度上网电量的80%，全年电力中长期合同签约电量不低于上一年度用电量的90%。年度交易签订时间一般都在11～12月期间，此时正值用煤高峰的供暖期，造成煤电电价处于全年高峰时段，用户“被迫”签订了大量高价中长期合约。由此，用户产生“我为什么不能挑电价便宜的时候签合同”的困惑。甚至有些地区为了让用户签订高比例中长期合约，对现货运行月中长期交易电量及分时交易申报买入电量不足实际用电量一定比例的用户，还会进行考核处理。对用电侧而言，即使能够预测现货市场价格低于中长期市场，却因为签约比例的限制无法在电力现货市场中购买更多的低价电。如果确实放到几年的时间维度上，市场价格的波动有高有低，用户签约的年度合约能够在较长周期内达到一个旱涝保收的状态也无可厚非，很遗憾在市场实际运行中，历史上煤电价格出现大幅上涨时，用户却会被强制以改签、换签合同的名义进行合同电价修改，用户在市场中充当着弱者角色。

三是市场化用户分时损益分摊不合理。分时损益应该是谁产生的由谁来分摊。执行分时电价政策过程中，会因为削峰填谷的响应能力、调节能力大小等问题影响，使得发电侧与用户侧结算电费出现差额，从而产生分时损益；在部分非电力现货地区，分时损益由全体工商业用户承担。实际上引起分时损益的经营主体不同，一揽子的分摊会造成市场不公平，因为进入市场直接参与交易的用户绝大部分是高峰用电用户，而电网代理用户是低谷用户，将分时损益打包分摊造成参与直购电交易的高峰用户对通过代理购电的低谷用户的补贴，低谷用户不仅享受着较低的电价，产生的损益还要市场化用户承担。已经进入市场的用户若要改为电网企业代理购电，其用电价格要按电网企业代理其他用户购电价格的1.5倍执行。市场化用户的积极入市不仅没有享受到任何奖励、激励，还要为非市场化用户承担分时损益，让市场化用户遭受了不公平的待遇。

四是外送电作为送端负荷不承担对应的经济责任。除上都、托克托、锦界、府谷等少数火电机组与送电电网无直接电气连接，我国大部分直流通道配套的电源均为“网对网”接线，本质上看，外送电与是省内负荷共同组成送端省份的用户侧。按照国家发改委《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号）（以下简称《通知》）的要求，工商业用户用电价格包含系统运行费，但是目前外送电没有承担送端省份的系统运行费。从物理位置来看，参与外送电交易的发电企业，自身发电量按照所在节点注入电网，而外送交易的实际交割节点一般位于关口节点，由于系统阻塞原因，两个节点价格大概率不同；从结算的经济关系来看，我国采用全电量集中优化的电力现货市场模式，发电企业发电量已经全部按照所在节点价格进行结算，所以结算过的电量已经无法通过省间交易进行再次结算。因此，发电企业自身发电量与外送交易的交割电量并没有直接关系，外送电量属于发电企业在市场中购买的关口负荷增量。对于电力系统而言，在送端省份，电力系统为全体负荷及外送电量提供调节、备用服务以及电力有效容量，因此，送端省份系统运行费用分摊主体由外送电量与省内负荷共同组成。在实际中，外送电量没有承担送端省内的系统运行费用，使得外送电价格相对便宜，这是由于送端省内的工商业用户额外承担了部分费用，出现经济发展较差的送端省份用户出钱，补贴了经济相对发达的受端省份的情况，本不富裕的送端省份经济发展更是“雪上加霜”。据统计，蒙东外送电量占据全省燃煤发电量的2/3左右，山西外送电量占据全省燃煤发电量的1/3左右，额外承担的系统运行费用将会为送端用户带来巨大的经济负担。

用户如何公平参与市场

公平竞争对用户参与市场非常重要，市场经济是一种法治经济，同时也是竞争经济，良好的市场秩序和良性的竞争生态是经济能否健康发展的重要基础。深化电力体制机制改革需要发挥市场在资源优化配置中的决定性作用，努力破除壁垒，为用户营造健康有序的市场环境。

一是为用户侧套利行为正名。套利是一种正常的市场行为，正是因为套利行为的存在，用户才能响应市场的需要，做出正确的市场行为。实际上，电力现货市场出清的时序价格信号相当于更为精细化的峰谷电价，在用电高峰期电价高，新能源大发时段电价低，用户侧响应了峰谷电价信号或者电力现货市场的时序价格信号，在高价时段减少用电量能够缓解系统供电压力，在低价时段增加用电可以促进新能源消纳、降低系统调峰压力，这是正常的、合理降低自身用能成本的行为，不能错误地将用户用电与中长期合同进行绑定，并对其正常收益进行回收。在电力现货市场设计中，中长期合约的定位已经发生变化，用户强行按照中长期合约用电，相当于对峰谷分时电价政策的否定，属于电力行业市场化改革的倒退。应正确看待用户侧响应价格信号的行为，允许用户侧通过改变自身用电习惯合理降低用电成本，取消市场设计中各种获利回收机制，激励用户更好地参与市场供需调节，最大程度地发挥电力现货市场价格引导资源优化配置的作用。

二是取消中长期强制签约电量比例限制。用户可以根据自身安排进行中长期合约电量比例签约，年度合同签约时间由用户与发电自行协商，将选择权交还给用户。在电力现货市场开始之前，大多数市场主体会通过事先持有一定中长期合约的形式，实现对一部分自身发用的电量及电价的锁定。但是在电力现货市场中，中长期市场与现货市场供需的一致性难以在签约中体现，尤其是随着可再生能源比例不断提升，市场价格波动大幅增加的情况下，一味要求中长期合约以极高比例签约，合同价格与市场供需不匹配程度也会不断提高，用户用电的最终结算价格将难以反映供求关系的时变性。并且高比例的中长期合约、中长期合约的限价范围远小于电力现货市场的价格，削减了电力现货市场价格的引导作用，难以形成中长期交易与现货市场的有效联动。电力现货市场里，中长期合约的作用是通过金融性灵活化合约规避在现货市场上的价格风险，应当放开签约电量限制，由用户根据自身意愿自由确定中长期签约比例。

三是建立公平的分时损益分摊机制。应按照“谁收益、谁承担”的原则，对分时损益进行合理分摊分享。代理购电用户要承担自身产生的损益而不是由全体工商业用户对其进行“补贴”，非现货地区的电网企业代理购电用户和直接参与市场交易的工商业用户产生的分时电价损益要单独分类统计，分别向两类用户中执行分时电价政策的用户按月分摊。同时加快推进电力现货市场建设进程，逐步形成由市场手段替代人为划分方式，建立健全并完善分时电价的市场化形成机制，通过市场供需形成的价格信号实现削峰填谷，调节系统平衡。建立公平的损益分摊机制，既能提高各类用户电费结算的合理性，又有利于用户积极入市直接参与交易。

四是落实外送电量承担送端省份的经济责任。早在2022年，国家发改委、国家能源局就发布了《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（129号）文件，提出跨省跨区交易卖方成交结果作为送端关口负荷增量，买方成交结果作为受端关口电源参与省内出清结算的要求，时至今日，除蒙西外没有省份对其进行落实，外送电量在送端省内的“负荷”角色定位也没有得到明确。需要尽快落实“129号文”的相关要求，厘清跨省跨区交易各经营主体间、跨省跨区交易结果与省内现货市场间的经济责任，外送电量应同省内负荷公平承担送端省份容量和辅助服务费用等系统运行费分摊，体现真实的外送电成本，完善跨省跨区交易价格机制，减少跨省跨区交易的争议，同时避免送受两端“以穷补富”的行为，促进“共同富裕”中国式现代化目标的实现，推动全国统一市场体系的早日确立及高质量发展。

在新一轮电力体制改革进入关键时期的同时，我们要深入推进用户购电市场化改革，把改革重点放到解决实际问题上来，搭建平台、解开枷锁，勇于突破利益固化藩篱，推动电力体制机制改革走向深化，促进电力行业的高质量现代化发展。