在《能源》杂志记者的调研中，解决外来电、新能源发电造成的巨额不平衡资金问题，让这些优先发电量进入现货市场是共识方案。

这也是经过4个月博弈之后，国家层面给出的解决方案。

《能源》杂志独家获悉，9月16日国家发改委副主任连维良主持召开山东现货市场不平衡资金解决方案会议，明确提出包括风电、光伏、核电、外来电在内的优先发电电源，都要进入现货市场。

其中外来电要以每年不低于20%的开放程度，用3到5年的时间全部进入电力现货市场。根据国家发改委2017年发布的《优先发电优先购电计划编制暂行办法》，风光等可再生能源发电、调峰发电、民生供热发电等属于一类优先保障；而外来电、核电均属于二类优先保障。从优先发电的优先级上来看，外来电和核电应该更先一步进入市场。

全电量市场看起来很美好，但实际执行起来并不那么容易。电网企业并未放弃代理外来电交易，外电市场化进程艰难。其他的优先发电电源虽然没有明确地表达反对意见，但也都有各种理由。

比如核电担心经营压力大影响安全运行，风电、光伏希望政府能够把拖欠的新能源补贴在进入市场前兑现到位。

自备电厂并不介意进入市场参与竞争。但是政府希望自备电厂能把历年欠缴的“可再生能源电价附加”全部补上。“要是只追缴1、2年的可再生能源电价附加，可能有的自备电厂就交了。但按照国家发改委之前的文件，2016年之前的也要追缴。很多自备电厂可能交完就直接破产了，也就不愿意缴了。”

而且，全电量市场不仅是发电侧全电量，还有用户侧的全电量。2019年6月，国家发改委发布《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》，这无疑是在为用户无差别进入电力市场做铺垫。

进展较快的省份，如新疆、辽宁、吉林等在2020年前就陆续公布了全面放开经营性电力用户参与电力市场化交易的通知，规定用户参与市场不再受电压等级和用电量的限制。

但山东省先是在2019年12月公布了《山东2020年全省电力市场交易有关工作的通知》，明确市场主体范围是“10千伏以上电压等级、年用电量400万千瓦时以上用户”。这一限制条件与2018年版本相比，仅将用电量标准从500万千瓦时降低到400万千瓦时，但加上了“单个用电户号（同一用电地址）”的限制。

而一个多月之后，山东省发改委、工信厅、能源局和能监办才发布了《关于做好我省全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》，提出“三年内放开符合条件的经营性电力用户。2020年底前优先放开年电量400万千瓦时以上（单个用电地址）电力用户，2021年底前放开全部符合条件的高压经营性电力用户，2022年底前放开全部符合条件的低压经营性电力用户。”

部分省份一年不到就可以完成的事情，在山东却需要三年的时间逐步推进。与在外来电问题上的积极推动相比，山东省政府在开放经营性电力用户发用电计划上显得更加保守。

“经营性电力用户的发用电计划之前属于政府权力的一部分。”山东省内的市场主体对此评价到。

电网、发电、政府，山东电改的三方势力在各自利益上各有所求，博弈不停。看起来是一剂良药的全电量市场也布满了荆棘。

若是各方都退一步，能够顺利解决不平衡资金问题，山东的现货市场建设就能一路畅通么？很遗憾，这也许只能是一个美好的愿望。

“其实从几次现货结算试运行来看，山东市场内还是有一些问题暴露出来的。只不过现在大家的目光都被不平衡资金吸走了，”上述市场主体说，“这些没有响的雷也不应该被我们忽视。”

在“三公”调度模式下，为了削峰填谷，用电高峰时段电价更高、低谷时段价格更低，山东省的电价还有一个平时段。供需决定价格的经济学原理理论上应该适用于电力现货交易，甚至会表现的更加精细。

但是山东几次现货结算试运行都出现了一个尴尬的情况——峰谷电价倒挂，也就是谷段电价高于峰时电价。这也就成为山东现货市场最大的一个潜在“雷”。

“白天价格太低的主要原因就是光伏发电量很多，拉低了竞价价格，”一个火电厂的人士告诉《能源》杂志记者，“晚上光伏不发电了，谷段电价就会大幅上涨。”

峰谷电价倒挂的延续很可能给用户带来与“削峰填谷”相反的刺激效果。用户为了更低的价格在高峰时段生产，电网负荷大大增强，调度的难度也加大了。而更严重的问题是谷段用电量大的企业因此会退出市场。

以35千伏工商业用户电价（两部制）为例。谷段目录电价为0.3157元/千瓦时，减去0.1769元/千瓦时的输配电价、0.02716875元/千瓦时的政府性基金及附加，谷段现货价格只能有0.1元/千瓦时。

“1毛钱我够干嘛的？买煤都不够，”上述火电厂人士说，“火电厂不可能签1毛钱的合约。现在的现货市场里，谷段价格甚至要2毛钱。如果延续这样的价格，谷段用电超过50%的用户根本没有售电公司代理，也不需要代理，退市选择目录电价好了。”

不过也有人认为这一观点并不全面。山东省内的电力专家对记者说，所谓谷段用户退市的问题，更多是市场主体的一厢情愿。“首先市场本来就不是一个必赢的市场。发电企业、售电公司的盈亏取决于各自在市场规则下的经营能力。未来成熟的电力市场里，售电公司除了在电能量市场获利之外，还可以集成用户的负荷能力，主动参与电网调峰。仅靠买卖电量差价赚钱不是售电公司的价值所在。”

山东电力市场的另一个潜在“雷”是必开机组的问题。电力现货市场中，由于电网可能存在阻塞，因此需要设计阻塞盈余的分配机制。同为集中式电力现货市场的美国PJM（也是广东、山东、浙江市场的主要参考对象）使用了金融输电权解决这一问题。而山东现货规则则通过在某些节点设置必开机组或必停机组来避免电网的阻塞。

但是迄今为止，山东省尚未出台明确规则对必开机组和必停机组的定义进行确认，完全依靠调度机构的自由裁量权决定。“如果没有明确的标准，机组报了价却被要求停机，这样电厂就没有办法设置报价策略，”上述业内人士说，“山东省内的发电企业已经向主管部门反映了这个问题。”

必开或必停机组的设置对于省内火电企业有重大影响。作为拥有最大规模火电装机、且长期缺电的山东省，省内火电企业盈利水平一直处于前列。然而，随着市场供需形势的逆转以及现货价格的一路走低，山东火电企业的好日子怕是走到了尽头。另一方面，萦绕在山东火电企业头上的“市场力限制”紧箍咒又带来了另一份压力。

在山东火电市场中，唱主角的是国资委所属四大发电集团（国家电投在山东无火电资产）。在2020年山东年度电力直接交易（双边协商）中，央企发电集团占据了超过80%的市场份额。市场力限制就成了山东市场监管和规则制定当中的要点之一。

根据《山东省电力市场监管办法（试行）》，同一发电集团公司所属发电企业参与市场的装机容量不超过全部市场装机容量的20%，超过20%的应通过资产出售或对市场交易管理进行分割等方式将市场份额降至合理范围内。具有关联关系的售电企业代理用户年度用电量不超过全省全部市场电量的20%。

然而白纸黑字的监管规则却完全没有办法限制住发电企业。

“有些发电企业在山东省内市场份额都超过30%了，下属售电公司却要限制在20%的电量，这几乎不可能。”省内知情人士对《能源》杂志记者透露。

据了解，发售一体公司绕过“20%”监管红线的最普遍做法就是用马甲公司签约电量，保证自己的售电公司控制在20%以下，超出部分由马甲公司来签约。

至于发电装机市场份额限制在20%的规则，在电厂内部看来也是“很不靠谱”。

“火电企业多是国企，山东省文件要华能、华电出售资产，这两家公司的省公司有这个权力吗？你别说省公司了，就算是总部，不亏损的电厂也不能就这么说卖就卖了。”

2019年山东省火电设备利用小时数仅4500左右，与2018年超过5000相比有了不小的下滑。但据电厂人士透露，山东火电厂的盈利状况依然不错。“目前来看，这两年煤价比较低，对火电利好。但大家也都不太敢表现出来，甚至有时会在年底突击花钱进行技术改造升级，把利润控制在上级规定的范围内。”

但山东火电的好日子可能在2020年到头了。不少省内市场主体预计，今年山东火电设备利用小时数只有3800左右，2021年仍然会进一步降低。

在现行市场中，火电企业往往通过价格联盟的方式发挥市场力作用。但在现货市场中，由于每15分钟就会进行一次价格出清，电厂通过串谋垄断市场在技术上变得困难。而且《山东省电力市场监管办法（试行）》也规定，如有超过20%电量的市场成员报价一致，就会由能监办和监管部门介入调查。

“现在对于火电的监管基本集中在价格方面。到了现货市场，这个监管范围就有点窄了，”上述或电厂人士说，“尤其是市场份额多的企业，完全可以通过开停机组合等方式来影响市场的供给和电网平衡。到时候不仅有电能量市场，还有辅助服务市场可以盈利。”

市场监管机构人士也坦言，对市场力的监管是一场持久的“猫抓老鼠游戏”，但目前猫手里掌握的方法要比老鼠少一些。“总有人误以为改革的红利就是用户享受更低的价格或者社会资本通过售电公司分享红利。但实际上发电在未来成熟的市场中也会有更多的机会。”

山东电力现货市场建设对于火电最大的红利就是：不用再紧盯着发电设备利用小时数和煤价两个指标衡量企业盈利水平。

“我们自己感觉，未来改革的趋势是央企发电集团抓大放小，”上述发电内部人士说，“保留大容量机组，30万以下的机组该出售还是要出售的。”

这不仅仅是发电企业迎合市场监管规则的规定，也是因为在未来的电力现货市场中，小机组与大机组的报价、盈利策略将会完全不同。

“现在是百万千瓦机组也参与调峰，甚至把发电出力压给30多万千瓦小机组；小机组有时候也是一直满发，完全没有体现出经济性和环保性，”山东市场管理机构内部人士说，“今年3800的利用小时数，也许火电还觉得能赚钱。但要是明年3000小时，甚至更低呢？这在以后不是没有可能的。”

从未来火电机组的定位看，大机组作为基荷电源，白天覆盖现货高价时段，低价时段签约保证价格合理性，就可以“稳赚不赔”。30万以下的小机组更多参与调峰、调频等辅助服务市场，参与谷段竞价。这是山东省内各方一致看好的未来市场格局。

发电企业可以清晰地看到自己的未来。但作为“改革成果”的独立售电公司们，却愈发地觉得前景黯淡无光。

600亿平衡电量给了独立售电公司们一记响亮的“耳光”：至少在结算权落地之前，售电公司只是一个事实上的中介服务商罢了。

不真正落实电力交易中心“提供结算依据和服务”的定位，剥夺了售电公司的结算权，实际上也是对电改9号文的否定。因为9号文中明文规定“售电主体、用户、其他相关方依法签订合同，明确相应的权力义务，约定交易、服务、收费、结算等事项。”

没有结算权的售电公司实际上也不存在为用户提供电费套餐的权力。由于目前的现货结算试运行价格偏低且峰谷倒挂，售电公司与用户的零售合约还是以现行市场的双边协商价格为主。但在真正的电力批发现货市场下，零售合同更加多元。售电公司应当在掌握现货价格规律的基础上，为用户提供不同的价格组合选择。

“现在是售电公司先跟用户签零售合同，再去批发市场找电量，”一位售电市场主体说，“这样做在现货市场里风险非常大。售电公司一方面不知道现货市场的真实价格波动是怎样的，也不知道自己用户的历史负荷曲线，相当于承担了所有的风险。”

如上文所述，一个售电公司如果签约了谷段用电超过50%的用户，并与其签订了一个固定价格。在现货市场维持上次山东结算试运行的价格曲线情况下—即谷段电价高于峰段电价，售电公司会在谷段大量亏损，甚至峰段没有盈利。最终用户拿到了低价，发电按心理价位卖出了电。这中间的差值只有售电公司承担了。

那售电公司获取用户的负荷曲线不就可以了么？“对不起，现在所有用户的历史数据都在电网公司手里，售电公司、用户都拿不到的，”知情人士透露，“这确实不合理，但实际情况就是这样。”

在成熟的电力现货市场中，售电公司不仅可以借助用户负荷判断如何从批发市场购买电量，还可以集合自己手中的用户，主动参与电网的调峰，与用户分享收益。

“这是售电公司真正的价值，但对于山东来说，这也确实太过于遥远。”

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