1月8日，甘肃省发布了2018年的电力直接交易公告，晶见也对交易方式进行了简要的分析。
据晶见了解，2018年甘肃直购电可能面临“非常之难”的困境，这其实就是降成本与电厂亏损的矛盾激化，我们可以从甘肃这里一窥当前电力市场生态圈现状。
供需平衡，难竞争出优惠价格
首先是市场供需平衡，供需比是1:1。根据市场公告可知，甘肃2018年的直购电规模是320亿千瓦时，这是174家准入电力用户的电量规模，对应的也是127家准入电厂的交易规模。在电力供过于求的情况下，绝大多数省份在供需考虑上都是供大于求的，这有利于促进发电侧的竞争，给予购电侧更优惠的价格。
这里附上详细数据：
用户侧:准入174家直接交易电量320亿千瓦时。
其中:电解铝企业4家138.57亿千瓦时，铁合金企业30家71.25亿千瓦时，碳化硅企业35家22.95亿千瓦时，电石企业6家22.27亿千瓦时，战新骨干企业57家19.45亿千瓦时，兰州新区企业28家9.49亿千瓦时，政策明确企业8家28.37亿千瓦时，铁路牵引变6家7.64亿千瓦时。
发电侧:准入127家直接交易电量320亿千瓦时。
其中:火电厂22家238.2亿千瓦时，包括安全约束与调峰调频电量173.48亿千瓦时，匹配供热电量64.74亿千瓦时;水电厂105家匹配电量81.8亿千瓦时。火电厂安全约束与调峰调频电量、匹配供热电量、匹配水电电量分别占交易电量规模的54.21%、20.22%、25.57%。匹配供热电量、匹配水电电量分别占供热总电量、水电总电量约32%。
交易规则设置引质疑
除了供需比的平衡，其次就是甘肃省内发电量全部是优先发电量，非优先发电量基本为零，这样的现状是甘肃电力市场化面临的难点之一。
按照公告披露信息显示，安全约束与调峰调频电量173.48亿千瓦时由火电厂与用户采取双边协商、集中交易的方式开展，市场主体自由选择、自主协商，在交易平台申报交易电量、电价。由于安全约束与调峰调频电量是必发电量，且已经明确了各火电厂上限电量包括机组必开方式下按50%确定的供热电量、安全约束电量，以及按13%确定的各电厂调峰调频电量。也就是说，各火电厂上限电量都是其必发电量，谁的电量谁发，谁也不能通过直购电拿走别人的电量。
换句话说：发电厂可以不降价，当然市场交易未必就是要发电侧单方降价。
同时，有市场主体向晶见指出，在省内发电量全为优先发电量的情况下，由于直购电规模逐年扩大，为了满足用户侧的购电需求，甘肃省在2017年就按照原则上不少于20%的比例，将供热电量、水电电量纳入市场电量交易范围，通过定价和电量匹配方式开展，这样的做法在当时就已遭到发电厂的质疑。
在今年的交易规则中也写道，供热电量、水电电量只申报电量，不申报交易价格，交易价格也参考本次直接交易已形成的市场价格综合研究明确。相关人士表示，这种匹配电量的做法还将遭到发电企业的质疑(有指定交易对象、指定交易电量、指定交易电价“三指定”嫌疑)甚至抵制。
1月8日，甘肃省发布了2018年的电力直接交易公告，晶见也对交易方式进行了简要的分析(点此阅读)。
据晶见了解，2018年甘肃直购电可能面临“非常之难”的困境，这其实就是降成本与电厂亏损的矛盾激化，我们可以从甘肃这里一窥当前电力市场生态圈现状。
供需平衡，难竞争出优惠价格
首先是市场供需平衡，供需比是1:1。根据市场公告可知，甘肃2018年的直购电规模是320亿千瓦时，这是174家准入电力用户的电量规模，对应的也是127家准入电厂的交易规模。在电力供过于求的情况下，绝大多数省份在供需考虑上都是供大于求的，这有利于促进发电侧的竞争，给予购电侧更优惠的价格。
这里附上详细数据：
用户侧:准入174家直接交易电量320亿千瓦时。
其中:电解铝企业4家138.57亿千瓦时，铁合金企业30家71.25亿千瓦时，碳化硅企业35家22.95亿千瓦时，电石企业6家22.27亿千瓦时，战新骨干企业57家19.45亿千瓦时，兰州新区企业28家9.49亿千瓦时，政策明确企业8家28.37亿千瓦时，铁路牵引变6家7.64亿千瓦时。
发电侧:准入127家直接交易电量320亿千瓦时。
其中:火电厂22家238.2亿千瓦时，包括安全约束与调峰调频电量173.48亿千瓦时，匹配供热电量64.74亿千瓦时;水电厂105家匹配电量81.8亿千瓦时。火电厂安全约束与调峰调频电量、匹配供热电量、匹配水电电量分别占交易电量规模的54.21%、20.22%、25.57%。匹配供热电量、匹配水电电量分别占供热总电量、水电总电量约32%。
交易规则设置引质疑
除了供需比的平衡，其次就是甘肃省内发电量全部是优先发电量，非优先发电量基本为零，这样的现状是甘肃电力市场化面临的难点之一。
按照公告披露信息显示，安全约束与调峰调频电量173.48亿千瓦时由火电厂与用户采取双边协商、集中交易的方式开展，市场主体自由选择、自主协商，在交易平台申报交易电量、电价。由于安全约束与调峰调频电量是必发电量，且已经明确了各火电厂上限电量包括机组必开方式下按50%确定的供热电量、安全约束电量，以及按13%确定的各电厂调峰调频电量。也就是说，各火电厂上限电量都是其必发电量，谁的电量谁发，谁也不能通过直购电拿走别人的电量。
换句话说：发电厂可以不降价，当然市场交易未必就是要发电侧单方降价。
同时，有市场主体向晶见指出，在省内发电量全为优先发电量的情况下，由于直购电规模逐年扩大，为了满足用户侧的购电需求，甘肃省在2017年就按照原则上不少于20%的比例，将供热电量、水电电量纳入市场电量交易范围，通过定价和电量匹配方式开展，这样的做法在当时就已遭到发电厂的质疑。
在今年的交易规则中也写道，供热电量、水电电量只申报电量，不申报交易价格，交易价格也参考本次直接交易已形成的市场价格综合研究明确。相关人士表示，这种匹配电量的做法还将遭到发电企业的质疑(有指定交易对象、指定交易电量、指定交易电价“三指定”嫌疑)甚至抵制。
火电生存难，用户望优惠
第三个难点就是目前不少省份都面临的一个现状，“建立电力市场机制，降低企业用电成本”是电力市场化的目标和动力，但是甘肃目前火电行业整体处于持续巨额亏损状态，许多火电企业已经“资不抵债”(听说某火电企业投产才10年，累计亏损已经大于总投资)，装机容量严重过剩导致利用小时低下(2017年常规火电省内发电小时不足1600小时)，火电企业面临无电可发，在煤炭价格不断上升，保持高位运行的同时，市场交易电价也在大幅降低。
与此同时，甘肃省政府为了保持省内高载能企业的市场竞争力，也在采取多种措施来降低这些高载能的用电成本，在2017年8月28日发布的甘肃省人民政府办公厅关于进一步降低企业用电成本支持工业发展的意见中可知，2017年的直购电降成本并不明显，为此省政府采取电价叠加扶持等方式来切实降低企业的用电成本，并且提倡价格联动机制的落实。
甘肃工业“两高一资”结构特征明显，“用不起电”和“发不出电”矛盾突出。一方面，工业发展对电力依赖程度高，但受电价瓶颈制约高载能行业普遍开工不足，有色冶金等重点行业增速持续下滑，部分产业萎缩势头加剧，甚至出现产能向外转移的情况。另一方面，电力消纳也严重依赖工业发展，但火电发电小时数低与弃风弃光严重现象并存，现有发电设备长时间、大范围闲置，能源利用率低。
今年以来，我省虽然继续实施了大用户直购电政策，但由于煤价涨幅较大、居高不下，导致今年直购电让利幅度较去年明显缩小，企业实际到户电价仍然偏高，缺乏竞争优势。为此，省政府决定，按照“确保存量、搞活增量、大胆改革、共赢发展、局部突破”的工作思路，从保存量、争增量两个方面着手，通过电价叠加扶持和试点工业园区供用电体制改革等措施，对重点区域、重点行业、重点企业给予政策扶持，在打好止滑稳增攻坚战的基础上，实现企业用能成本显著降低、工业总量显著增加、工业增速显著提升，工业经济持续健康发展。
——摘自《甘肃省人民政府办公厅关于进一步降低企业用电成本支持工业发展的意见》，2017年8月28日。
联动机制的作用还有待量化
晶见咨询了相关市场主体，市场主体特别是火电企业都谈到目前经营形势比较严峻，“已经达到了一个引爆的临界点”。
晶见对此认为，甘肃这样的情况绝不是个例，2017年许多省份的市场电价交易价差收缩明显，晶见也曾对电力市场的生态进行了分析(点此阅读)，电煤价格高位运行很大程度上压缩了价差优惠的空间，湖南2017年电力市场0.3分/千瓦时的平均价差也从侧面佐证了这点(点此阅读)，这样的生态并不利于市场建设。
用户参与市场既得不到优惠，电厂参与交易还要面临亏损，这算不算是一个两亏的情况呢?
为此，多个省份在交易规则或交易方案中提倡价格联动机制(点此阅读)，希望借助这个灵活的价格机制实现发用双方的共赢，营造持续长久发展的生态关系。不过，联动机制的效果如何我们有待观察，联动周期的设定、幅度对发用双方影响几何也有待量化。
这不会是个例，我们需要重视。
