电力用户与发电企业直接交易问题研究

张铭洋++李翠清++王彬彬

摘 要：随着新一轮电改的深入推进，竞争性环节电价和售电端有序放开，未来电力市场主体的多元、充分竞争将成为必然。输配电价的单独核定使电网企业传统的电量购销差价盈利模式转变为按“合理成本、合理盈利”原则执行的收益模式。电网企业发展方式将由依赖电量外部增长转变为依赖成本控制和资产管理水平的内部提升。采取怎样的经营策略有效应对电力用户与发电企业的直接交易问题，已成为电网企业经营管理中的重要课题。

关键词：电价；资产管理；电网企业；电力网络

中图分类号：F407.61 文献标识码：A DOI：10.15913/j.cnki.kjycx.2017.05.067

电力从生产到使用由发电、输配、售电三个环节组成，电价可分为上网电价、输配电价、销售电价。由于电力商品具有的特殊性，所以电能的传输必须经过电力网络。长期以来，电网的收入是上网电价与销售电价之间的差值，限制了用户与发电企业进行电力交易的选择权，作为生产者的发电企业与作为消费者的电力用户不能直接交易。

2013年，国家发改委批复了山西直接交易试点输配电价，山西省开始试行发电企业与电力用户直接交易；2017年，山西省电力直接交易规模预计为5.0×1010 kW·h，约占全省工业用电量的36%，占全社会用电量的30%.国网忻州供电公司于2013-12正式开始大用户直供电试点工作。随着新一轮电改的深入推进，竞争性环节电价和售电端有序放开，未来电力市场主体多元、充分竞争将成为必然。

1 直接交易相关政策

1.1 交易主体

参与电力交易的市场主体包括供电企业、发电企业、售电公司、用电企业。

1.2 组织申报

按照准入条件，由企业自愿向所在市经信委在线申报。各市经信委按照“属地管理”的原则对申报企业的原始材料进行审核，合格的企业通过省电力需求侧管理平台上报，企业对申报材料的真实性负责，并进行信用承诺。

1.3 交易模式

根据山西省产业发展现状和省委省政府关于推进产业升级的有关战略部署，针对不同的行业采取普通交易、重点交易、长协交易的差异化交易模式，以促进全省工业平稳运行和加快转型发展。

1.4 电价政策

2013-9-24，国家发展改革委办公厅下发《关于核定山西省电力用户与发电企业直接交易试点输配电价的批复》（发改办价格〔2013〕2200号），明确山西省电力用户与发电企业直接交易试点电网输配电价执行两部制电价，基本电价执行山西电网现行销售电价表中大工业用电的基本电价标准；电量电价（不含线损）为0.078元/kW·h。其中，110 kV用户为0.064元/kW·h、220 kV用户为0.05元/kW·h。

山西省物价局关于转发《国家发展改革委办公厅关于核定

山西省电力用户与发电企业直接交易试点输配电价的批复》的通知（晋价商字〔2013〕357号）暂定我省大用户直供电输配损耗率110 kV为1.15%、220 kV为0.95%.

1.5 计量与结算

直接交易合同电量结算原则为“月度结算，年度清算”。年度实际交易电量在年度合同电量97%～100%以内的，按年度实际交易电量进行年度清算。电力用户年度实际交易电量低于年度合同电量97%时，两者差额部分的电量，发电企业按批复电价的90%上网，并与电网企业清算；发电企业年度上网交易电量小于年度合同电量97%时，两者差额部分的电量，电力用户按目录电价的110%向电网企业购买，并与电网企业清算。

2 直接交易开展情况

经历2013年各省试点探索电力直接交易、国家规范政策频繁出台的阶段后，2014—2016年全国各地直接交易出现了爆发式增长。截至2016年末，国家电网公司辖区内已有24个省级单位开展电力用户直接交易，交易电量合计4.811×1011 kW·h，占公司售电量的14%.执行直接交易模式后，电力用户到户电价平均下降48.85元/kW·h时，減轻用户负担月235亿元。

2013年，国家发改委批复山西直接交易试点输配电价，山西省开始试行发电企业与电力用户直接交易。隶属于国网忻州供电公司管辖的11家企业先后参与直接交易业务，截至2016年末，全年累计减轻用户负担9 360.77万元。直接交易对降低企业成本、加快产业结构优化调整、大力推进节能减排、促进经济企稳回暖起到了积极的作用；对开拓忻州电力市场，助力企业发展壮大，推动地区经济健康发展具有重要意义。

3 推行直接交易的重要意义

实行电力用户与发电企业直接交易使发电企业积极主动地开拓了电力销售市场，增加了发电创造效益；高耗能企业通过对供电方的合理选择，降低了购电成本，提高了产品竞争力，进行了战略转型，从而扩大了生产规模；电网企业因输配电量上升而有更多的过网收入。

实现了发用电买卖双方的直接互动，这是智能电网期待的制度安排。全面互动化是智能电网的重要特征之一，交易是互动的最高形式。直接交易是售电侧开放的第一步，通过直供电积累更多关于电力销售、电网建设和经济调度的经验，有利于建立公平、公正、公开的竞争制度，有利于今后电力市场的发展和完善。

发电企业由后台走到了前台，直接面向市场，给予了发电企业制订差异化价格机制的手段，引导用户更加友好地利用发电资源，发电企业通过市场竞争可获得更多的市场份额，形成了以用户为导向的市场。

购售价差模式逐渐转向独立的输配电价过网费模式，激励电力行业的有效投资，增加了售电侧市场成员，给予用户更多的选择权，让用户真实地获得需求侧响应后的效益；形成了多买多卖的竞争格局，以市场的方式提高了电力商品的效用。

开展电力用户与发电企业直接交易有利于促进电力调度和监管体系改革，同时，直接交易提升了电力市场交易和结算程序的复杂性，对电力调度和监管提出了更高的要求。

直接交易通过电价信号实现了区域间电力资源从低价区到高价区的合理配置，进而增大了跨区间大用户与发电厂之间的电力输送，这有利于区域电力市场的形成和不断发展。

4 电网企业的经营策略

4.1 统筹规划

新的输配电价格机制激励着电网企业强化电力统筹规划，避免了同一个营业区内的交叉供电。坚持“保障大电网安全”的原则，新增配的电网必须执行“统一规划、统一标准、统一调度”的制度，保证电网安全和用户可靠供电；反对以开展区域电网建设的名义形成独立的“小电网”“孤网”，避免出现“肢解、碎片化大电网”的现象，从而不给大电网的安全造成威胁。

4.2 投资建设

积极参与投资建设增量配电网项目。要坚持“网在哪里，市场就在哪里”的思路，按照公司全资建设、移交、收购、参股的优先顺序，积极介入地方增量配电网建设，并争取获得新增配电网的运营权。同时，加大对非公司配电网周围配网的投资建设力度，防止非公司配电网的园区、自供区延伸范围，侵蚀配电市场。以市场交易量带动电网有效资产的增长，以固定回报率获取更多的收益。

4.3 线上平台

通过构建掌上电力APP、微信公众号、短信平台等便捷、高效的線上服务渠道，为用户提供网上办电、电费支付、电子账单、停电通知等线上服务，以“互联网+”为平台，网罗天下用户，激活市场活力，做大市场交易。

4.4 线下服务

建立线下市场营销队伍，培养售电业务人才，建立“大用户俱乐部”，建立商业圈，分析用户特质，建立用户档案，实现信息共享，为用户提供以电代煤、以电代热、以电代油等“电能替代”增值服务。

4.5 数据分析

开展大数据分析应用，依托大数据分析建立电费风险、客户信用、渠道偏好、用电行为等分析模型，支撑营销策划及个性化服务开展，满足用户的个性化需求。

4.6 市场拓展

电能消费连接着人类活动的方方面面，通过投入产出等反映联动关系，探索以电能为“纽带”的行业关联关系。行业自身用电是生产链条中的“能量增量”，上、下游行业产品中附着的电能是“能量存量”， 通过用电量的乘数效应感知宏观经济数据与行业电量的关联关系，开展市场拓展。市场越好、交易量越大，电网发展空间就越大。

4.7 营销策略

为用户选择最佳的价格菜单，用户可选择直接从发电企业购电或向代理商购电，代理商需要设计满足激励相容原理的电价机制，保证利益最大化，电网企业应了解用户用电的行为，作为代理商有较强竞争力。

4.8 辅助服务

为了保障电力系统的安全、稳定运行，保证电能质量，发电机组必须提供辅助服务。发电企业不愿参与辅助服务，在极端情况下，可能造成电网辅助服务容量严重不足。应同步建设辅助服务市场，以辅助服务的价格引导发电企业预留一定容量参与辅助服务。

4.9 安全校核

推进发电企业与大用户直供电的市场建设，建立电网公司安全校核机制。通过校核，签订正式交易合同；未通过校核，市场成员再次协商确定交易细节，将安全校核请求发送至电网公司，通过校核后，签订正式交易合同，确保电网的安全、经济运行。

5 结束语

电力用户与发电企业的直接交易有利于将电力体制改革的深入。电力用户可以在“从电网企业买电”与“从发电企业买电”两者之间进行选择，从而降低用电成本。发电企业可以在“按批复电价向电网卖电”与“通过市场竞价向电力用户卖电”两者之间进行选择，通过市场竞争发现价格。来自用户和发电企业两个方面的选择权，将打破电网企业的电力统购统销地位，迫使电网企业积极改进供电服务，降低供电成本，以争取用户。直接交易与其他改革一样，也是一个渐进、逐步深入的过程，在引入竞争的同时，还应加强监管，防止出现问题。

〔编辑：张思楠〕