“浙江售电市场改革领全国之先”“浙江迈出了中国电力史上跨时代的一步，真正意义上的输配电价模式来了”……

　　“理想很丰满，推行现实恐怕很‘骨感’”“很多省份早已开始顺价模式了，浙江的操作并不稀奇”……

　　浙江省日前发布的《2020年浙江省电力直接交易工作方案》(以下简称《方案》)引发电力行业热议，各方评价不一。那么，浙江的电力结算到底是不是顺价模式，是否具有“先锋”意义？浙江模式中的批零分开，是否有利于售电侧改革发展？结算模式引致谷电涨价后，会否影响用户积极性？电力现货市场能否解决浙江电改带来的阵痛？带着这些问题，记者采访了电力行业专家和企业人士。

　　浙江顺价结算是否领先？

　　据记者了解，标准“顺价”模式下，电力交易结算方式与“9号文”描述的方式完全相同，即管住中间、放开两头，“用户价格=交易价格+输配电价+基金和附加”，第一顺位结算用户电费，第二顺位结算输配电费，第三顺位为发电电费。而浙江《方案)也明确，电力批发侧交易年度双边协商交易和零售交易中，交易价格均不含输配电价价差和政府性基金及附加。

　　对此，有观点认为，很多地区早就开始“顺价”结算，发电侧和销售侧分开结算也是电力市场基本的双边结算，早有相关实践。一位电改专家指出，浙江模式确实不算创新，只是严格执行了“管住中间，放开两头”的改革精神。

　　该专家认为，很多地区将“半价差”“半顺价”结算方式误解为“顺价”。“目前，除个别地区仍执行‘发电降多少、用户降多少’的价差模式外，大部分地区市场用户‘平段’电价采用完全顺价，峰段、谷段电价本质上仍为‘统购统销’。真正的‘顺价’结算，即所有时段电网企业均收取输配电价标准费用，各时段的电价均由买卖双方形成。”

　　一位不愿具名的业内人士对此表示赞同：“电网公司最终收费是否为‘电量×输配电价’，即可判断其是否为真正顺价结算，只有这种结算方式能真正改变电网盈利模式。”

　　“值得注意的是，未来中长期合约的价格形成，一定是时序性的。换言之，发用双方在中长期阶段就要承担电力电量的平衡责任，否则会出现中长期交易和现货市场‘两张皮’的乱象，不同时段的电价不同是必然的。目前，‘半差价’‘半顺价’模式中发电企业统一按平段电价结算并不合理。”上述电改专家补充指出。

　　批零分开的市场设计好在哪？

　　浙江模式“批零分开”的市场设计有何作用？上述电改专家指出，批发市场中，售电公司和发电企业为买卖双方，电力交易机构开具结算单；零售交易中，售电公司为用户设计套餐，向交易机构开具用户的结算单，由电网企业代收费。“类似电信运营商为用户设计套餐，向银行开具‘话费单’，一个算账，一个走账。”

　　“浙江模式中，电网企业相当于银行，只收费无需了解其他细节。但在浙江以外地区，售电公司要将计算公式、单价等合约一并提交电网企业(交易中心)，由电网企业(交易中心)为售电公司和用户算账，与两方分别确认，售电公司没有结算权。”上述电改专家介绍。

　　换言之，批零分开后，售电公司将从事真正的售电业务，而不是在初期吃“差价”模式和“售电+”模式中艰难求生，同时可以整合中小用户并替用户承担风险。

　　此外，批零分开将改变售电公司的盈利模式。“电力就像‘橘子’，售电公司相当于‘超市’，用户无需关心批发价高低，只需按协议定价在‘超市’购买定量‘橘子’即可。目前的售电公司，本质上是售电代理公司，价格波动较剧烈情况下，其反而不承担风险，而是转嫁到用户身上。”上述业内人士表示。

　　该业内人士还告诉记者：“虽然这几年价差越来越小，但售电公司目前很难亏损，亏损原因大多因技术问题导致高额偏差考核费用。未来，售电侧将从‘关系型市场’转变为‘技术型市场’，没有真本领的售电公司无法靠关系继续‘浑水摸鱼’。”

　　行政峰谷定价如何与市场碰撞？

　　不少业内人士表示，浙江结算方式或提高谷电价格，增加企业购电成本，售电公司也不愿承担风险，除非强制要求。

　　上述电改专家表示，按现行峰谷电价，不能简单判断购电成本增加与否，全市场化定价后整体的电价水平更有说服力。“现行峰谷电价是‘统购统销’背景下设计的，只考虑了用户移峰填谷，并未动态考虑供需变化。”

　　据了解，现行峰谷电价已无法满足系统需要。以去年山东电力现货试结算为例，由于白天光伏大发，电力现货市场处于全天电价最低时段，而此时未放开的用户却处于目录电价的峰段。

　　电改专家表示，未来，随着市场化程度提高，光伏装机大的地区，电价最低的时间很可能出现在白天负荷最高时段，目前峰谷电价行政指定，很难反应真实供需，反向调整的频次会大幅提高。

　　上述业内人士也告诉记者：“过去负荷曲线有较强周期性，目前系统内不可控的新能源装机越来越多，原来所谓峰谷已经发生变化，传统峰谷定价或朝不利于系统运行的方向激励用户。同时，如果要求现货市场的波动幅度大于目录电价的幅度，那么市场形成的信号将受人为信号的指引，这样岂不是本末倒置？”

　　“我国电力现货市场处于初级阶段，高峰和低谷电价差额受限价控制，差距很小，国外可达几十元人民币以上，远高于我国现行峰谷电价的差距。因此，随着浙江电力现货的逐步完善，这个问题能得到解决。”上述电改专家指出。

　　现阶段内，谷价电价或上涨，会否影响用户的积极性？一位长期从事电价研究的专家表示：“短期内，用户可能面临入场涨价的局面，但用户不会大举退出，全部市场化以后再入场，可能连怎么交易都不知道，‘聪明’的用户会寻找专业的售电公司一起适应规则。”

　　浙江如何应对短期阵痛？

　　新旧体制转轨，面临的问题将更复杂，矛盾更尖锐，也更考验改革者的智慧和勇气。值得一提的是，受访专家和企业无一例外地表示：“希望浙江顶住压力，坚定不移加快步伐建设电力现货市场”。

　　上述电改专家指出，加快推动电力现货建设，找出真正的尖峰电价和低谷电价，如此才能知道哪些用户应使用最低价的谷电，相信电力现货市场会给出比峰谷电价更好的答案。

　　面对短期阵痛，政府如何应对备受关注。上述电改专家认为：“现在大部分售电公司不具备从事售电业务的能力，风险管理能力较差，政府准入门槛低，售电业务一旦开闸，批零分开下的售电公司能否经受住考验？引发的矛盾如何解决？这对市场监管机构来说是不小的挑战。”

　　用户方面，该专家建议，其选择权应为挑选不同的售电公司，而不是参不参加市场，否则我国电力市场将始终双轨制运行。“强制放开经营性用电计划中，要求进入市场的‘单程车票’，可不进入市场，但进入市场不可退出，这也是国际惯例。”

　　“其他参与主体方面，考虑是否由电网企业继续承担兜底责任，其垄断业务和竞争业务分开，交叉补贴‘暗补’改‘明补’。同时，撤销市场化用户的目录电价，完善现行输配电价机制，更加强调容量电费的比重。”上述电改专家表示。