北极星智能电网在线讯:7月19日，广东省新一轮电力直接交易结束，最终成交均价为-5.8分，较6月成交均价-9.3分上涨了3.5分，总成交电量达到26.6亿度，创造了新纪录。其中，售电公司交易电量占比约为75%，电量接近20亿度。
据了解，这是广东省今年开展的第五次电力直接交易。经过五轮直接交易，广东省内发电侧与需求侧在报价策略上发生了变化。业内人士称，试点地区的成功经验或将使售电侧改革于今年下半年开始加速，参与市场交易主体在熟悉规则后也将逐渐趋于理性。
电厂让利，多方受益
某火电厂市场部负责人告诉记者，售电侧改革推进初期，发电侧参与积极性较高，让利幅度较大，而用电侧对于电价下降的预期不高，使售电公司赚取了高额利润。以广东为例，该省3至5月份的竞价交易结果显示，售电公司利润甚至达到0.1元/度，用户侧受益较少。
发电侧较低的报价也与先前的返还机制有关。据了解，广东省在3至5月份电力直接交易采取的规则是，发用两侧报价差价的75%返还给发电企业，剩余25%返还给售电公司。面对较大幅度的返还，发电企业为了增加交易成功率，均报出接近地板价的价格。而从6月份开始，这一返还系数由75%调整为50%。分析人士指出，发电企业若继续按原策略报出低价，让利幅度将达到0.2元/度，发电侧将面临亏损。在刚刚结束的广东省第五轮报价中，发电侧报价约为-9.6分，较6月份报价提高了6.6分，发电侧让利程度大幅降低。
除了外部交易机制的改变，发电企业内部经营压力也在增加。今年以来，燃煤电厂上网电价已两次下调，而动力煤价格也从今年开始有所上涨，发电企业度电利润持续收缩。不仅如此，发电企业尤其是煤电企业的发电量和机组利用小时数都在降低，相比2015年全行业的盈利，煤电企业今年的经营形势十分严峻。
同时，经历前几轮交易后，用户侧对电力直接交易市场的了解程度有所加深，对电价下降的信心也有所提高，一改之前购电价格仅比目录电价低1分钱的局面，本轮交易中需求侧报价-1.9分。
电力体制改革的主要目的之一，就是降低企业用电成本，激发企业活力。用电侧的积极参与对电力直接交易市场的健全完善至关重要。无论是发电企业还是售电公司，都要想方设法争取优质客户资源。而为提升自身竞争力，售电侧降低电力价格、提高服务水平，最终将使用户受益。
由此看出，在五轮交易过后，参与交易各方在报价策略等方面开始趋于理性。交易活动中的电价降低来源于发电企业让利，这部分利益再由发电、售电、用电各方共同分享。发电侧让利减少，用户侧积极性增加，售电公司的利润从两侧被压缩，各方利益分配也趋于均衡。
分析人士指出，在之后的交易中，广东省直接交易总电量将继续提升，发电侧不再盲目追求低价高量，而转为追求量价平衡，将使成交价格降幅继续收窄。
政策配套，提速扩围
据统计，广东省已取得牌照的售电公司已有67家，全国范围内已成立的售电公司也已超过300家。虽然售电市场与竞争的完全放开仍需要一系列配套文件进行引导，但各地政府、企业改革探索的进度已超出预期。随着相关配套政策陆续出台，电改进程将进一步加快。
近日，国家发改委、国家能源局发布了《关于有序放开发用电计划工作的通知（征求意见稿）》。与2015年发布的《关于有序放开发用电计划的实施意见》相比，《征求意见稿》细化了《意见》中的相关要求，并对部分发用电计划提出了具体的时间表。
其中，《征求意见稿》要求加快缩减煤电机组非市场化电量。各地根据自身电网运行情况，制定基准发电小时数，鼓励多签市场电量。对于签订发购电协议不足基准小时数的，按照基准小时数减去直接交易小时数，乘以一定系数折算。今年的系数根据实际情况进行选取，2017年为80%，以后逐年减小，缩减的电量转化为市场电量参与交易。
上述电厂负责人表示，随着电改推进，目前已有越来越多的计划电量被划入市场电量，电厂利润越来越难以得到保障。计划电量价格以上网标杆电价为基准，而市场电量则要参与竞争，在当前电力供应过剩的背景下，市场电量边际利润将越来越低，只能靠争取电量来尽可能保证收益。
《征求意见稿》还提出，针对2017年3月15日后新投产的煤电机组，除了对优先购电对应电量安排计划外，不再安排其他发电计划。新投产煤电机组通过市场交易获得的发电量，不再执行上网标杆电价。专家指出，这一要求体现出国家正在逐渐取消对新建燃煤机组的保护，在煤电机组规模仍在扩大的情形下，无疑提高了新建煤电的门槛，与改革目标相一致。
此外，《征求意见稿》对优先发电、优先购电、适时取消目录电价、以及研究大型水电、核电参与市场方式等要求，都体现出电改进程的进一步深化。另有专家指出，《征求意见稿》并未将相关改革推进范围限定于电改试点地区，意味着相关措施或将推向全国范围。届时，各地方政府将在现有政策引导下，加速电力交易市场改革探索。
