■直购电，目的何在

直购电是电力用户和发电企业供需双方通过直接见面的方式实现电能的交易，做为电力体制改革的举措之一，其目的和意义主要体现在以下几个方面：

●变电网企业“独买独卖”为“多买多卖”;

●体现了 “管住中间、放开两头”的改革思路;

●电价市场形成机制的途径;

●发挥市场在资源配置中的决定性作用。

直购电市场和现货市场将是今后电力市场培育和发展的两个重点。

■直购电，蹉跎岁月

回顾多年来直购电走过的历程，直购电的使命可谓“壮志未酬”。国家出台直购电政策的目的原本是逐步放开售端市场份额、打破垄断、促进输配电价改革、完善电价形成机制。然而，在实际试点中，电力监管机构、地方政府、发电企业、电网企业和用电企业对直购电试点工作的期望和诉求各不相同、对政策的理解和如何执行方面存在较大差异，在有效有序推进直购电工作中没有形成共识与合力。在地方政府的主导下，直购电曾一度成了“优惠电”的代名词，直购电实践与直购电愿景 “渐行渐远”。

■直购电，2015年再实践

2015年，在经济“新常态”、重启“电改”等各种背景交织下，全国各地直购电如火如荼地开展起来，呈现出以下特征：

●普遍开展。全国31个省区已有24个省区相继开展了直购电交易。仅有北京、天津、河北、上海、海南、青海、西藏等7个省区尚未开展。

●规模大增。2015年全国直购电总量约3000亿千瓦时，比2014年的1540亿千瓦时增长近1倍。其中：2015年将有11个省区规模超过100亿千瓦时。

●竞争加剧。“以价换量”成为许多发电企业应对2015年直购电的基本策略。甘肃、云南、山西等省区大用户直购电竞争成白热化。在甘肃没有签约直购电的发电企业面临长年停机的窘境;山西部分电厂降价幅度达160元/兆瓦时;云南个别电厂降价幅度达210元/兆瓦时。

●规则各异。一是开展周期不同：云南按月组织开展，陕西、安徽等地半年组织开展一次，大多省区按年组织开展。二是交易方式不同：大多省区基本是双边协商、集中撮合两种方式，云南还采用了挂牌交易方式。三是新机政策不同：新投机组电量计划分配政策不同，部分省区新投产机组无基数电量。四是容量剔除不同：江苏、浙江、安徽、福建、江西、河南、湖北、内蒙古、重庆9个省区剔除容量，其他15个省区不剔除容量。五是价格传导不同：山西、辽宁、黑龙江、江苏、浙江、安徽、福建、江西、河南、湖北、湖南、四川、贵州、新疆、内蒙古、重庆等16个省区执行输配电价，其他8个省区按电厂侧价差等额传导至电力用户。

■直购电，2015年基本形势

分析2015年各地直购电开展情况，可以得出以下基本形势判断：

●竞争已成新常态。电力过剩和市场化成为目前和今后一段时期的“新常态”，计划和价格逐步放开，电力竞争将逐步成为主旋律。

●市场有待规范化。地方政府主导和不规范是直购电市场处于初级阶段的基本形态。各地电力市场竞争机制和规则有待进一步规范和完善,同时需要加强监管。

●价格战一触即发。“价格战”序幕已经拉开;市场化初期加之电的高度同质性决定“价格战”的长期性。

■直购电，2015年再思考

●关于准入条件

中发〔2015〕9号就规范市场主体准入标准提出“按照接入电压等级，能耗水平、排放水平、产业政策以及区域差别化政策等确定并公布可参与直接交易的发电企业、售电主体和用户准入标准。”如此原则性的表述，实际上给下一步具体规则的出台以及地方政府的实际操作都留足了回旋的空间。

按照市场“公平开放”原则，所有电力用户和发电企业都可以成为直购电市场主体。就用户侧而言，在价格“双轨制”条件下，进入直购电市场的目的就是降低用电价格;对发电企业而言，进入直购电市场的目的是抢占发电份额。一旦规定准入条件，非准入的电力用户和发电企业只能通过现货市场或按照计划开展“发电”“用电”了。因此，从建立和完善电力市场的长远角度出发，应当保障电力市场对所有市场主体的公平无歧视开放，包括直购电市场和现货市场。

●关于交易方式

中发〔2015〕9号提出“ 引导市场主体开展多方直接交易。有序探索对符合标准的发电企业、售电主体和用户赋予自主选择权，确定交易对象、电量和价格，按照国家规定的输配电价向电网企业支付相应的过网费，直接洽谈合同，实现多方直接交易。”“直接交易双方通过自主协商决定交易事项，依法依规签订电网企业参与的三方合同。鼓励用户与发电企业之间签订长期稳定的合同。”

双边协商交易是直购电最根本的交易方式，任何部门和单位不得擅自取消。集中撮合等交易方式是双边协商交易的延伸或补充。需要说明的，任何交易方式与出清规则在不同的环境条件(如供需形势)下，可能会产生截然不同的结果。同时，不管是双边协商交易还是集中撮合交易，其本质是达成量价匹配的契约手段，不会必然产生节能减排调度的效果。电力市场化中如何兼顾节能减排需要政策创新和制度安排，当然，促进节能减排不能仅仅局限于直购电市场以及依靠市场手段。

●关于交易规模

目前，国家还没有出台有关交易规模的具体条款规定。但在各地出台的直购电实施方案中，一般就直购电规模进行了预设。

直购电规模应该是市场主体在遵从市场规律和规则下形成的一种交易结果。电力行业的特点，决定了发用电负荷特性以及相应的安全校核会对市场化规模形成真正的限制。即使试点过程中需要预设交易规模，也必须以遵从电力发供用的特性与调度安全校核原则为前提。

2015年，甘肃省原则上所有火电企业(不含自备电厂)无基数全电量纳入直接交易，直购电合同规模实际上已超出了安全约束的上线，导致签订直购电合同双方各月的发用电量严重不匹配。云南省火电基数电量低于预期的一个原因也是对各种电量规模的预设分配。分析2015年直购电开展情况，大部分规模大的省份基本存在产业结构单一、电力供大于需、经济转型困难等情况。必须防止直购电成了“优惠电”代名词的覆辙重蹈。

●关于容量剔除

容量剔除是指签订直接交易合同的发电企业，其直接交易电量所对应的发电容量不再安排参与基数交易、临时交易及外送电交易。电监市场〔2009〕 50号规定“取得直接交易资格的发电企业，合同期限内按照签订的合同电量剔除相应的发电容量，电力调度机构不再对这部分剔除容量分配计划电量。”“剔除容量原则上依据直接交易合同电量和对应合同用户的上一年用电利用小时数进行测算。”

从理论上讲，剔除容量符合发电量与机组容量和利用小时之间的逻辑关系，应当保留和坚持容量剔除原则，并对剔除容量的测算办法进行完善。另外，“容量剔除”对发电企业“恶性竞价”有抑制作用。容量剔除与否对直购电市场影响很大，对其去留必须慎重对待，决不能轻易否决或避之不谈。2015年，部分省份取消了容量剔除，但又采取不同方式的电量奖励政策。如果不对容量剔除做出规定，无疑会导致各地政府在实际执行中的随意性，到时候还是要从国家层面来统一规范。

●关于价格传导

电监市场〔2009〕20号、中发〔2015〕9号文提出“参与电力市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价(含线损)、政府性基金三部分组成。”严格意义上讲，单独核定输配电价是开展直购电的前提条件之一。因此，凡开展直购电的地区，特别是直购电规模较大的地区必须按照“准许成本加合理收益”原则，尽快分电压等级核定输配电价。

部分省份在未单独核定输配电价前，输配电价按照电力用户到户目录电价与发电企业核定上网电价之差收取，这种做法保全了电网公司现有的盈利模式和利益，不符合中发〔2015〕9号文精神和要求，应尽快改变。单独核定输配电价，不仅仅改变电网公司现有的盈利模式，同时也为发电企业、电力用户搭建了一个公平的电价市场化平台。

●关于安全校核

安全校核主要考虑通道阻塞、调峰能力保障、新能源消纳、供热安全等方面。由于各地发电装机结构的千差万别，直购电市场中，电力用户与发电企业约定的直购电量不可能做到实时平衡。现货市场的安全校核应当而且必须按日进行;直购电市场安全校核周期难以细化到日，一般应按月进行。

当预测的月度准入电厂发电量大于用户用电量时，通过安全校核的月直购电量最大规模应不大于当月准入用户用电量;当预测的月度准入电厂发电量小于用户用电量时，通过安全校核的月直购电量最大规模应不大于当月准入电厂发电量。

安全校核通过的直购电量，既小于准入电厂发电量又小于用户用电量时，有利于形成理性的直购电价。2015年，个别省份不遵从电网安全校核的非科学做法应当予以纠正。

由上可知，发用电双方在最终签订直购电合同前面临安全校核带来的量价匹配风险。因此有关安全校核的相关信息应提前公示。

●其他

一是防止过度干预和过度竞争。为防止地方政府过度的行政干预，建议建立市场规则评审和监督机制。国家层面应对地方出台细则提出程序性等方面要求，地方政府出台实施细则应广泛征求市场主体的意见。对市场过度竞争设定条件，必要时进行行政干预。

二是解决“双轨制”问题。在实践过程中，注意解决好电力市场与计划“双轨制”带来的问题和矛盾。