我们问30余位业内人士“你们省今年电改最重要的事件和关键词是什么”，答案里写满了跌荡和起伏
eo记者 姜黎
过去一年，全国除了9号文发布之后最先确定的几个试点外，几乎每个省份都在打破旧格局，找寻新路径。eo记者向三十余位业内人士提问——其所在的省份今年电改最重要的事件——以期描述十余省区电力市场的概况，一窥改革大潮下的起伏。
2017年以来，各省区推进市场有其地方特色，同时也展现出共性：一是多省（区）发电侧疑似出现联盟，激烈的电煤矛盾和亟待完善的市场监管机制提上议事日程；二是市场规模进一步放开面临掣肘，围绕交叉补贴与多能源品种进入市场的方式展开诸多讨论。在此背景下，建设现货市场新一轮攻坚战，增量配电业务试点的推进速度也已加快。
2018年这个时间点曾在诸多指导性文件中出现，是电力市场建设实现阶段性目标的“死线”，在回忆2017年重大事件时，也不妨畅想一下2018，通过留言回复后台，你所在省份的2018电改最重要的任务目标是什么，实现目标最大的困难是什么。
化资源优势为经济优势
2017年6月6日， 新疆印发《2017年自治区电气化新疆工作要点》新政办发【2017】109号，包括扩大疆内电量消纳规模，深化电力体制改革等内容。
面对电力生产消费新常态，以“电力援疆+市场化”模式，新疆这一年几乎每个月都在与其他省区商谈卖电事宜，买家遍布华中、华东、华北和南方电网供电范围内16个省市。
官方数据统计，截至2017年10月底，新能源和可再生能源占新疆电网联网运行的发电装机容量比例达到42.2%——降低弃风弃光率是新疆发挥其资源优势的又一重点。
但在煤、风、光各种能源装机富余的情况面前，平衡各方利益一直在考验着政府和电网公司的智慧。2016年，自备电厂调峰替代交易中新能源企业度电赚5分让利2毛钱，而2017年为支持电解铝用户生产经营，多让了2分。凭什么多让2分？业界对如何用市场手段完善价格形成机制有颇多讨论，但希望立竿见影则不现实，改革初期需要各方做出牺牲。
在众多力求将资源优势转化为经济优势的省区中，新疆是相对幸运的。不断尝试和完善市场手段，寻找解决问题的长效机制可能是明年，甚至更长时间内新疆面临的重要课题。
煤价涨幅较大、居高不下，导致2017年甘肃直购电让利幅度较去年明显缩小，甘肃继2016年8月发布《关于推进供给侧结构性改革降低实体经济企业成本的实施意见》后，2017年8月又进一步降低企业用电成本，明确了电价降低目标，提出对现有存量，争取电解铝、铁合金、电石、碳化硅四个行业企业（与直购电政策准入范围一致）到户电价实现0.34—0.35元/千瓦时；对新增负荷，争取重点区域、重点行业、重点企业增量负荷实际用电价格不超过0.33元/千瓦时。
当地媒体报道，甘肃省积极推进电力体制改革助推企业降本增效的做法，作为国务院第四次大督查发现的22项地方典型经验之一，受到国务院通报表扬。
而发用电之间、多种电源品种间的矛盾并未彻底解决，甘肃能监办出台《甘肃富余新能源电力电量跨省跨区增量现货交易规则(试行)》，尝试用市场化手段促进新能源富余电力消纳。下半年，甘肃正式成为电力市场现货试点省份。
降成本、稳增长是甘肃的心头大事。对甘肃来说，明年的三大任务可能包括现货试点建设，输配电价降价空间以及平衡多种电源品种等，任重而道远。
据贵州省能源局11月17日发布的《关于加强电煤生产供应的通知》，截至11月14日，贵州省火力发电819.74亿千瓦时、日均2.58亿千瓦时，较去年同期增长6.1%，统调电厂库存445.81万吨，火电出力充足，电煤库存压力大。进入枯水季节，2018年元旦、春节来临，煤炭生产、电煤供应形势严峻。
2017年以来，贵州电力市场在电煤供应紧张的压力下，不得不实行电煤价格与交易价格联动，这在一定程度上也增加了电费回收压力。
此外，10kV、20kV的大工业用户进入市场，电价倒挂，35kV及以上电压等级的用户因为输配电价较低，售电公司代理用户进入市场的空间比较大。但电压等级高的用户不是与电厂直接签订购售电合同，就是选择有电厂背景的售电公司，民营独立售电公司基本没有机会。
与全国大部分地区不同，目前已不能用“供大于求”来简单解释贵州电力市场。当一次能源价格高涨，供应不足时，可以建设一个怎样的电力市场，或者说是否适合建立市场？
2017年6月16日，国家能源局南方监管局公告，广西百色银海发电有限责任公司存在违规行为，其所属田阳电厂在未向有关部门办理相关退网手续，未经电力调度机构同意的情况下，违规操作调度机构调度管辖范围内的设备，自行断开与广西电网的联接，违规并入百色区域电网运行。同时，该公司在收到监管整改通知书后仍拒不按要求落实整改，情节严重。南方能源监管局依法发出事先告知书和听证告知书，听取当事人的陈述和申辩，并对该公司做出罚款和吊销电力业务许可证的行政处罚。
屡罚屡犯的“公用转自备”成为广西的一块心病。
水、火、西电三分天下的电源结构，加上经济支柱电解铝产业，广西建立电力市场的目标明确：如何在多种能源及多网并存的局面下降低企业用电成本。然而，2017年广西市场面对着火电平均利用小时数跌破2000小时，丰水期出现弃水，10kV用户进入市场将面对电价倒挂等难题。为缓解矛盾，广西组织大工业用户与电厂签订多年合同，实现自备电厂电量置换，努力创造“增量”。
广西市场是多方平衡的结果，想要进一步扩大范围，惠及更多用户则困难重重。2018年会破茧重生吗？
工业用户全放开，交易品种设置齐全，信息披露及时全面——因为资源禀赋和历史原因，云南在市场化改革中一直是“积极分子”。
不过售电业务倒显得并不顺利。借用一位业内人士的话说，云南竞争性主体众多，用户可与水电站直接交易，售电公司不是这个市场上的必要一环。绝大部分电量由少数几家大工业用户及当地政府控股售电公司“分割”。增量配网业务也越发成为兵家必争之地。
多位业内人士认为，鉴于省内供大于求的现状，加上政府相关主管部门的政策方向，云南很可能走向批发市场高度竞争、零售市场高度寡占的市场。
省内用电潜力可以说已经得到了充分挖掘，明年能否突破省间壁垒，在跨省区市场中更进一步，业内拭目以待。
发售矛盾激烈博弈，出口在哪里？
2017年8月3日，国家发改委网站发布消息，已对山西省电力行业协会组织23家火电企业达成、并实施直供电价格垄断协议一案作出处理决定，依法处罚7338万元。
这一标志性事件于“公”，揭开了加强电力市场监管的大幕；于“私”，成为了山西发电行业的拐点。
全国其他发电联盟，交易串谋等疑似事件此起彼伏，相关市场监管部门接连动作，“反垄断”这三个字首次出现在电力行业；而山西省内因煤价高企，火电亏损信息不绝于耳，市场竞争反而回归理性。
激烈的矛盾并未让建设市场的步伐慢下来，相反，凡是与电力市场建设相关的专项工作，山西都在推进——开展月度交易，引入售电公司，以省政府办公厅名义印发电力中长期交易规则，推进增量配电业务试点，正式成为现货市场试点、辅助服务市场化试点，鼓励和规范储能设施参与调频等，都在2017年内实现。正如一位山西业内人士在接受采访时说道，山西电力改革不是单兵突进，而是系统推进，且力度较大，进展也快。
也许越是矛盾尖锐，越要用发展来解决？
2017年4月初，安徽省组织了第二批年度集中交易，而5月4日，安徽省能源局、安徽省物价局、华东监管局发布《关于2017年第二批年度集中交易异常行为处理意见的复函》，根据2017年第二批年度集中交易中的报价情况，同意安徽电力交易中心对报价为0.3674元/千瓦时的20家发电企业、12家售电公司交易异常行为的判定。取消此次交易相关市场主体报价，其余交易报价按照出清规则继续成交。
随后的第三次模拟集中直接交易时，规则改了。当时有业内人士认为，这是修补了原来规则的漏洞，防止串谋。
发售双方同时“抱团”的市场使得整体信心不足。一位当地从业者感叹说，市场只是雏形，售电没有暴利，是2017年的总体印象。
“售电可以算红颜知己，但不能一定终身。回归原来的主营业务，比如光伏、节能改造，或者配网运营等才是正道。”
开场遇波折，2018年信心是关键。
2017年10月9日-13日，湖南省2017年度第一次电力市场化交易开展。省经信委公布的前十批零售用户名单目录共计2428家，已完成与售电公司绑定的1073家，占比44.19%，发售一体电量市场份额过半。用交易中心向市场主体发布的报告里的表述来说：“售电市场仍有待进一步挖潜”。
更让售电方失落的是“厘级”价差——一方面价差空间小，另一方面发电企业卖给自家售电价差大于独立售电公司。
多位业内人士总结，虽然煤价高企是客观存在，湖南市场的“反差”还是令人印象深刻：售电公司数量众多（一开放市场就有107家），但仍是卖方市场；规则完美（引入上下调偏差平衡机制，鼓励发电侧充分竞争），但仍难以破局。
12月8日，湖南能监局发布《关于“湖南省电力中长期交易规则（试行）”修改增补部分条款征求意见的函》，新增一个“批发交易基准价”，同时规定，电厂不得在价格、电量、结算等方面对条件相同的不同售电公司区别对待，不得给自己关联售电公司超过其50%的市场电量，以期打破市场僵局。
对于强势的卖方，有建议说最有效的方式是引进“外电”。这对突破省间壁垒，促进省级市场融合倒是件好事。
琢磨不定是河南电力市场开张时的特性之一。“从交易方式到交易时间再到结算流程，河南市场的随机性有点大。”当地业内人士指出。
除此之外，发电疑似联盟抱团，独立售电公司联名写请愿书，政府修改交易细则的事件也曾引发关注。不过，下半年随着燃煤发电机组标杆上网电价的提高，矛盾得到缓解。
根据河南省发改委《关于合理调整电价结构有关事项的通知》，自2017年7月1日起，省内燃煤机组标杆上网电价统一提高2.28分/千瓦时（含税），未执行标杆上网电价的燃煤机组同标准提高。同时取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金等。
“价格调整给燃煤电厂更大的让利空间，下半年市场更加活跃了。”
接受eo记者采访的业内人士都提到，明年河南市场最重要的事件可能是电量偏差考核。一位售电侧从业者说，离北京近的豫北重化工业用户多，因环保等政策原因说停就停，且拥有自备电厂的用户也不在少数，偏差考核无疑是对售电公司的一大考验。
信息公开透明，主体风险可控，市场红利可期也许是建设一个活跃电力市场的三大要素。刚刚开张的市场不免显得有些“手忙脚乱”，但插曲过后，信息披露的重任还是应当担起来。
负荷大省怎么干
2017年上半年，山东电力交易小波折不断，先是年度双边协商交易发售双方僵持，后是因不符合准入标准而撤下部分电厂，后来形成发售一体市场份额超过7成的局面。据eo记者此前统计，交易电量前十名的售电公司占总成交电量的73.70%，电厂背景售电公司68.28%，排名第一的华能市场份额超过3成。
值得一提的是，据国网山东电力公司12月7日发布消息，山东电力2017年完成跨区跨省电力直接交易达成交易电量167.77亿千瓦时，同比增长43.94%，交易规模居全国首位，完成14批次省间电力直接交易，达成交易电量774.67亿千瓦时，同比增长50.17%。
市场结构的形成在很大程度上源于先天条件，在这些条件基础上搭建市场，并逐步规范，几乎可以概括山东的2017。7月，山东省发改委、经信委、物价局、能监办联合发布《电力中长期交易规则（试行）》，12月，山东能监办发布《山东省电力中长期交易规则（试行）》有关修订条款，重点明确发用两端合同电量偏差处理方式。
放眼电力市场以外，2017年的煤炭减量替代要求中，落后煤电机组、燃煤小锅炉、电解铝违法违规项目等都是关停、淘汰对象。环保和产业升级的要求与压力将如何影响2018年的山东市场？
2017年总体处于酝酿期，为2018年做准备。最大的动作就是开展两月一次的集中竞价，初步形成“年度长协+月度竞价”的框架，年末正式引入售电公司。
根据不久前发布的2018年市场交易通知，江苏2018年电力直接交易规模约1900亿千瓦时，超过广东1600亿千瓦时的目标，其中年度交易采用双边协商和挂牌方式，原则上年度交易电量不超过1300亿千瓦时（挂牌交易电量不超过200亿千瓦时），月度交易采用集中竞价、挂牌等方式。
对于售电公司，江苏引入电量互保：售电公司之间可以签订电量互保协议，一方因特殊原因无法履行合同电量时，经电力调度机构安全校核通过后，由另一方代发（代用）部分或全部电量，在事后补充转让交易合同，并报电力交易机构。
对于价差，有业内人士分析，虽然市场规模较广东更大，但由于规则有所不同，发电侧市场电量将挤占60%的基数电量，让利空间有限。12月18日2018年年度挂牌交易的第一天结束，成交电量2.18亿千瓦时，成交均价为370.08元/兆瓦时，比燃煤标杆电价低20.92元/兆瓦时。
电价较高，电量较大——江浙等地一直被认为具备适应改革的良好先天条件。2018年在完成框架建立的基础上，值得期待。
浙江省售电侧改革试点方案虽然早在2016年已经获得批复，但售电公司始终没有正式进场开展业务，而这个零售市场尚未放开的省份直接成为了现货试点。
2017年9月，PJM Technologies, Inc与中国电力科学研究院联合体中标浙江市场方案设计成为年度重磅新闻。10月，浙江印发电改综合试点方案，2019年上半年试运行现货市场。
电力市场的建设路径不是唯一的，但力求殊途同归。有业内人士认为，浙江曾对电力市场建设进行过系列研究和实验，这轮改革中则显得相当谨慎。
2017年广东在月度竞价中无疑是经历了起伏的，偶尔让人大跌眼镜的结果让许多同行不断提问：“为什么广东可以？”当然，最惊心动魄的事情还是发生在年尾。胃口越来越大的用户，“排外”的发电厂加上一些激进的独立售电公司共同作用下，有深陷其中的市场主体感叹，年纪大了，坐不起过山车。
据了解，活跃的市场如开放初期一样，仍在不断吸引发售双方人才，每每问到“最近过得怎么样”时，总有一两位业内人士说已（想）转战广东。
明年开始，广东市场将紧锣密鼓地筹备现货，如何处理较为严重的局部网络阻塞，如何平衡省内六大价区，如何给不同能源品种以公平的竞争门槛，如何保持市场主体的活力等等，都将是重大课题。
明年的广东能继续让人着迷吗？
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