云南2017年2月集中撮合交易于1月20日中午12：00結(jié)束，下午18:00時許系統(tǒng)撮合交易結(jié)果發(fā)布，這場從1月19日9：00開始的戰(zhàn)斗持續(xù)了15個小時。

不像同一日開展的廣東競價，云南的競價沒有報道、沒有炒作、沒有大范圍關(guān)注，但是身處其中的小伙伴卻深深感到了市場的冷峻與殘酷，下面，讓我們一一回顧。

（本文轉(zhuǎn)載自：晶見微信公眾號 微信號：EnergyStudies 作者：陳洛）

一、交易時間

根據(jù)昆明電力交易中心發(fā)布的信息，云南2017年2月的電力市場化交易從1月19日到1月25日結(jié)束，交易品種涵蓋月度集中撮合交易、月度自主掛牌交易、框架協(xié)議外西電東送掛牌交易，當然也包括日前電量交易。其中，最令各方關(guān)注的月度集中撮合交易的申報時間安排在2017年1月19日9:00-1月20日12:00，目前已經(jīng)結(jié)束。安排如下：



二、撮合交易的幾個關(guān)鍵點

2月的市場化交易按照《云南省能源局關(guān)于2017年電力市場化交易實施方案有關(guān)事項的通知》規(guī)則執(zhí)行，與2016年的存在多處不同，加之臨近春節(jié)，重點應(yīng)該注意以下幾個方面：

（一）售電主體（電廠）和購電主體（用戶）申報的都是上網(wǎng)側(cè)的絕對電價。對于電廠而言，為含環(huán)保電價、含稅的價格，對于用戶而言，為不含輸配電價、線損電價、基金及附加的價格，即購電主體申報電價=購電主體意愿電度電價-輸配電價-線損電價-基金及附加。

其中，輸配電價分電壓等級不同而不同；線損電價=基準價×綜合線損率/（1-綜合線損率），每月不同；基金及附加為0.0685元/千瓦時（按照《云南省人民政府關(guān)于隨用電量征收地方水利建設(shè)基金的通知》（云政發(fā)〔2016〕108號），從2017年1月1日起征收每千瓦時2分錢的地方水利建設(shè)基金）。

詳情見下表：（2017年用戶申報的是1欄，2016年用戶申報的是8欄）

二）設(shè)置最低和最高限價，分別為0.13元/千瓦時、0.43元/千瓦時，但是超基數(shù)用電部分不設(shè)最低限價。（2016年最低限價為0.10元/千瓦時）

（三）對“抱團”行為的處罰，經(jīng)過省級及以上相關(guān)部門或監(jiān)管機構(gòu)認定，某交易過程中售電主體或購電主體存在串謀或惡意報價行為并造成嚴重后果的，售電主體的價格按集中撮合交易最低價的90%結(jié)算，購電主體的價格按上年統(tǒng)調(diào)電廠平均上網(wǎng)結(jié)算價格的1.1倍與月度集中撮合交易電廠最高成交價的1.1倍中的較大值結(jié)算。（這個規(guī)定很好，但是如何認定“串謀報價”？）

（四）掛牌電價為中小水電統(tǒng)一上網(wǎng)電價0.235元/千瓦時。（比2017年1月撮合交易的平均電價23999元/千瓦時略低）

（五）撮合交易的成交規(guī)則：計算用戶報價與電廠報價的價差（價差=購電申報價-售電申報價），對價差按從大到小的順序排序，分別確定成交對象、成交電量、成交價格，價差為正即可成交。（注意：取消了2016年的“量大優(yōu)先”原則）

（六）價差返還，售電成交價=申報價+價差×10%，購電成交價=申報價-價差×10%，剩余80%的價差收益納入結(jié)算平衡機制處理。（2016年用戶和電廠都是35%的價差返還）

（七）售電公司承擔代理用戶少用電量的偏差電費的10%。但是電力交易中心和電網(wǎng)公司按照用戶的少用電量的偏差電費的100%向用戶出具結(jié)算依據(jù)和收費，并不向售電公司出具結(jié)算依據(jù)和收費。

所以，偏差電費的10%是由售電公司支付給代理用戶，而如果售電公司未支付偏差電費，用戶可以申請取消售電公司的代理資格。（此處可能存在信用風險，售電公司亞歷山大。）

三、交易結(jié)果及啟示

集中撮合交易的結(jié)果一發(fā)布，很多小伙伴炸開鍋了。

原因是：多數(shù)沒成交，也就是：電廠報價高，客戶報價低。并且成交量遠遠低于交易中心披露的可競價電量，成交價格也遠遠高于歷史所有月份的成交價，最高成交價甚至高于水電廠平均上網(wǎng)標桿電價的50%以上。

怎樣看待這種情況，或者說這種情況反映了市場主體的一些什么心理，這是電改的倒退還是回歸？這些問題，應(yīng)該正確看待。

（一）電改的初衷并不是一味降電價

電能作為一種商品，其價格形成也應(yīng)回歸商品的定價機制，即由其生產(chǎn)成本、流通費用、供求關(guān)系等決定，在這些因素中，生產(chǎn)成本和流通費用都已經(jīng)比較透明，關(guān)鍵的因素在于供求關(guān)系。

由市場決定價格的電改，供大于求時，價格降低，供過于求時，價格升高，一味地認為電改就是降電價，只是在電改初期表現(xiàn)出來的一種特殊情況，不會成為電改長期遵循的規(guī)律。

（二）市場化交易的本質(zhì)是回歸市場

如今云南的電力市場已經(jīng)初步建立，價格機制也初步形成，供方（電廠）和需方（客戶）以直接對話的形式在交易市場公平買賣，可通過雙邊協(xié)商、掛牌、集中撮合等方式購銷電力，價格根據(jù)市場供需決定，有升有降，完全由市場說的算。

這才是回歸電改的本質(zhì)，市場化交易的本質(zhì)，并不是倒退，是回歸。

（三）集中撮合交易有其不合理之處

在云南目前的市場化交易品種中，有年度雙邊、月度雙邊、集中撮合、掛牌等，大部分電廠和客戶一開始接觸到的都是月度集中撮合交易，沒有協(xié)商和參考，加之信息的不對稱、不透明，報價是否能成交，有點“碰運氣”的成分。

特別是在近幾個月的枯水期和平水期，客戶還停留在“參加市場化都可以降電價”的宣傳引導(dǎo)和豐水期享受了降價福利的印象中，壓低價格，而電廠則根據(jù)自身成本情況，適當抬高價格，雙方都沒有信息參考，導(dǎo)致交易失敗。

而廣東的集中競價都在實時公布部分報價信息，對競價者有一定的參考和指導(dǎo)。

（四）雙邊交易和掛牌交易將成為主流

云南自2014年就出現(xiàn)了年度雙邊交易（大用戶直購），讓部分電廠和客戶開始嘗試了“討價還價”的電力買賣方式，到2016年，出現(xiàn)了年度雙邊、月度撮合、日前交易、掛牌交易等豐富多樣的交易品種，大部分的市場主體也是從2016年的月度集中撮合交易接觸電改、認識市場化，并且從中嘗到了改革的紅利。

到了2017年，在2016年的基礎(chǔ)上，云南又增加了一個交易品種：月度雙邊交易，即電廠和客戶可以每月協(xié)商購電（討價還價），再加上掛牌交易，即客戶掛牌、電廠摘牌，或者電廠掛牌、客戶摘牌（你情我愿），并不需要通過雙手不見五指的月度集中撮合進行交易，讓市場更加透明和開放，

雙邊交易和掛牌交易將成為將來市場化交易的主流品種。

（五）各市場主體怎么樣面對

經(jīng)過了2014年至今的嘗試，云南的電力交易市場已經(jīng)逐步建立和完善，各市場主體也在其中切身體驗了五味陳雜的滋味，特別是在月度集中撮合交易中，從2016年豐水期的“地板價”，到2017年枯水期的“天花板價”，大家已經(jīng)感受到了市場的資源配置作用。

在這種形勢下，各市場主體應(yīng)該怎樣面對？筆者認為，簡言之如下：客戶：選電廠、選售電公司、選價格，電廠：找客戶、找政府、選售電公司，售電公司：跑客戶、跑電廠，電網(wǎng)：穩(wěn)住客戶。

云南不可否認已經(jīng)成為電力體制改革的先頭兵和試驗田，豐富的水電資源、豐富的交易品種。只是由于信息閉塞，宣傳報道較少，而隨著改革的推進和經(jīng)驗的積累，必將為電改探索出一條更加光明的道路！

附：2017年2月電力市場化交易信息披露（部分摘錄）

1.需求側(cè)信息：1月中旬主要行業(yè)開工率下降至50%左右，較2016年12月底下降7個百分點，但較去年同期依然高出7個百分點。預(yù)計2月份主要行業(yè)開工率為45%左右，環(huán)比減少5個百分點，同比增加8個百分點。綜合判斷，2017年2月市場總需求折算到電廠上網(wǎng)側(cè)預(yù)計為128.06億千瓦時，同比增加38.8%。

2.發(fā)電側(cè)信息：綜合天氣情況，預(yù)計2017年2月瀾滄江流域來水偏枯1成左右，金沙江流域來水與多年平均基本持平，其余流域來水偏枯1~4成左右。綜合考慮各類一次能源供應(yīng)情況，預(yù)計2月份優(yōu)先電廠計劃上網(wǎng)電量為49.45億千瓦時，市場化電廠發(fā)電能力為101.45億千瓦時。

3.可競價電量：省內(nèi)市場方面，預(yù)計2月份省內(nèi)市場可競價電量為42億千瓦時左右；其中，2月雙邊交易成交23.21億千瓦時（年度雙邊：18.71億千瓦時，月度雙邊：4.5億千瓦時）。根據(jù)市場總需求、優(yōu)先電廠計劃發(fā)電量及省內(nèi)市場競價電量，2月份無省內(nèi)優(yōu)先購電量掛牌交易。