“浙江售電市場改革領全國之先”“浙江邁出了中國電力史上跨時代的一步，真正意義上的輸配電價模式來了”……

“理想很豐滿，推行現實恐怕很‘骨感’”“很多省份早已開始順價模式了，浙江的操作并不稀奇”……

浙江省日前發布的《2020年浙江省電力直接交易工作方案》(以下簡稱《方案》)引發電力行業熱議，各方評價不一。那么，浙江的電力結算到底是不是順價模式，是否具有“先鋒”意義？浙江模式中的批零分開，是否有利于售電側改革發展？結算模式引致谷電漲價后，會否影響用戶積極性？電力現貨市場能否解決浙江電改帶來的陣痛？帶著這些問題，記者采訪了電力行業專家和企業人士。

浙江順價結算是否領先？

據記者了解，標準“順價”模式下，電力交易結算方式與“9號文”描述的方式完全相同，即管住中間、放開兩頭，“用戶價格=交易價格+輸配電價+基金和附加”，第一順位結算用戶電費，第二順位結算輸配電費，第三順位為發電電費。而浙江《方案)也明確，電力批發側交易年度雙邊協商交易和零售交易中，交易價格均不含輸配電價價差和政府性基金及附加。

對此，有觀點認為，很多地區早就開始“順價”結算，發電側和銷售側分開結算也是電力市場基本的雙邊結算，早有相關實踐。一位電改專家指出，浙江模式確實不算創新，只是嚴格執行了“管住中間，放開兩頭”的改革精神。

該專家認為，很多地區將“半價差”“半順價”結算方式誤解為“順價”。“目前，除個別地區仍執行‘發電降多少、用戶降多少’的價差模式外，大部分地區市場用戶‘平段’電價采用完全順價，峰段、谷段電價本質上仍為‘統購統銷’。真正的‘順價’結算，即所有時段電網企業均收取輸配電價標準費用，各時段的電價均由買賣雙方形成。”

一位不愿具名的業內人士對此表示贊同：“電網公司最終收費是否為‘電量×輸配電價’，即可判斷其是否為真正順價結算，只有這種結算方式能真正改變電網盈利模式。”

“值得注意的是，未來中長期合約的價格形成，一定是時序性的。換言之，發用雙方在中長期階段就要承擔電力電量的平衡責任，否則會出現中長期交易和現貨市場‘兩張皮’的亂象，不同時段的電價不同是必然的。目前，‘半差價’‘半順價’模式中發電企業統一按平段電價結算并不合理。”上述電改專家補充指出。

批零分開的市場設計好在哪？

浙江模式“批零分開”的市場設計有何作用？上述電改專家指出，批發市場中，售電公司和發電企業為買賣雙方，電力交易機構開具結算單；零售交易中，售電公司為用戶設計套餐，向交易機構開具用戶的結算單，由電網企業代收費。“類似電信運營商為用戶設計套餐，向銀行開具‘話費單’，一個算賬，一個走賬。”

“浙江模式中，電網企業相當于銀行，只收費無需了解其他細節。但在浙江以外地區，售電公司要將計算公式、單價等合約一并提交電網企業(交易中心)，由電網企業(交易中心)為售電公司和用戶算賬，與兩方分別確認，售電公司沒有結算權。”上述電改專家介紹。

換言之，批零分開后，售電公司將從事真正的售電業務，而不是在初期吃“差價”模式和“售電+”模式中艱難求生，同時可以整合中小用戶并替用戶承擔風險。

此外，批零分開將改變售電公司的盈利模式。“電力就像‘橘子’，售電公司相當于‘超市’，用戶無需關心批發價高低，只需按協議定價在‘超市’購買定量‘橘子’即可。目前的售電公司，本質上是售電代理公司，價格波動較劇烈情況下，其反而不承擔風險，而是轉嫁到用戶身上。”上述業內人士表示。

該業內人士還告訴記者：“雖然這幾年價差越來越小，但售電公司目前很難虧損，虧損原因大多因技術問題導致高額偏差考核費用。未來，售電側將從‘關系型市場’轉變為‘技術型市場’，沒有真本領的售電公司無法靠關系繼續‘渾水摸魚’。”

行政峰谷定價如何與市場碰撞？

不少業內人士表示，浙江結算方式或提高谷電價格，增加企業購電成本，售電公司也不愿承擔風險，除非強制要求。

上述電改專家表示，按現行峰谷電價，不能簡單判斷購電成本增加與否，全市場化定價后整體的電價水平更有說服力。“現行峰谷電價是‘統購統銷’背景下設計的，只考慮了用戶移峰填谷，并未動態考慮供需變化。”

據了解，現行峰谷電價已無法滿足系統需要。以去年山東電力現貨試結算為例，由于白天光伏大發，電力現貨市場處于全天電價最低時段，而此時未放開的用戶卻處于目錄電價的峰段。

電改專家表示，未來，隨著市場化程度提高，光伏裝機大的地區，電價最低的時間很可能出現在白天負荷最高時段，目前峰谷電價行政指定，很難反應真實供需，反向調整的頻次會大幅提高。

上述業內人士也告訴記者：“過去負荷曲線有較強周期性，目前系統內不可控的新能源裝機越來越多，原來所謂峰谷已經發生變化，傳統峰谷定價或朝不利于系統運行的方向激勵用戶。同時，如果要求現貨市場的波動幅度大于目錄電價的幅度，那么市場形成的信號將受人為信號的指引，這樣豈不是本末倒置？”

“我國電力現貨市場處于初級階段，高峰和低谷電價差額受限價控制，差距很小，國外可達幾十元人民幣以上，遠高于我國現行峰谷電價的差距。因此，隨著浙江電力現貨的逐步完善，這個問題能得到解決。”上述電改專家指出。

現階段內，谷價電價或上漲，會否影響用戶的積極性？一位長期從事電價研究的專家表示：“短期內，用戶可能面臨入場漲價的局面，但用戶不會大舉退出，全部市場化以后再入場，可能連怎么交易都不知道，‘聰明’的用戶會尋找專業的售電公司一起適應規則。”

浙江如何應對短期陣痛？

新舊體制轉軌，面臨的問題將更復雜，矛盾更尖銳，也更考驗改革者的智慧和勇氣。值得一提的是，受訪專家和企業無一例外地表示：“希望浙江頂住壓力，堅定不移加快步伐建設電力現貨市場”。

上述電改專家指出，加快推動電力現貨建設，找出真正的尖峰電價和低谷電價，如此才能知道哪些用戶應使用最低價的谷電，相信電力現貨市場會給出比峰谷電價更好的答案。

面對短期陣痛，政府如何應對備受關注。上述電改專家認為：“現在大部分售電公司不具備從事售電業務的能力，風險管理能力較差，政府準入門檻低，售電業務一旦開閘，批零分開下的售電公司能否經受住考驗？引發的矛盾如何解決？這對市場監管機構來說是不小的挑戰。”

用戶方面，該專家建議，其選擇權應為挑選不同的售電公司，而不是參不參加市場，否則我國電力市場將始終雙軌制運行。“強制放開經營性用電計劃中，要求進入市場的‘單程車票’，可不進入市場，但進入市場不可退出，這也是國際慣例。”

“其他參與主體方面，考慮是否由電網企業繼續承擔兜底責任，其壟斷業務和競爭業務分開，交叉補貼‘暗補’改‘明補’。同時，撤銷市場化用戶的目錄電價，完善現行輸配電價機制，更加強調容量電費的比重。”上述電改專家表示。