中长期电力市场的平等和公平问题
平等、公平是市场经济的基本原则和核心价值。电力市场同样应当建立在平等和公平基石之上。燃煤发电上网电价市场化改革推动中长期电力市场进入了全用户全电量市场时代，此前部分用户部分电量时期被掩盖的平等与公平问题也正逐渐显露，凸显了当前中长期电力市场设计中的严重缺陷。本文以浙江中长期电力市场为例，做一分析。
浙江中长期电力市场起于2014年开始的大用户直购电交易试点,迄今已有8年历史。至2021年，已形成普通直接交易、行业交易两个板块。
普通直接交易面向除参加行业交易外的所有10千伏以上工商业用户，这些用户一定比例的用电量被要求参加交易，交易方式为年度电量电源侧单边竞价。政府确定参加交易的电源（煤电、核电、省外来电）和用户名单，以及各电源发电量和各用户用电量参加交易的比例；电源通过集合竞价形成交易价格；交易价格低于各电源标杆上网电价的价差，形成电源侧总降价空间；国网将降价空间按照用户电量平均分配，并直接传导给用户。这一过程中，用户处于纯粹的量价接受者地位，既不需要申报电量，也不需要申报价格；电源与用户也不存在对应关系，甚至电源侧交易总电量与用户侧交易总电量都不相等。
行业交易面向特定行业的10千伏以上工商业用户，后期将110千伏以上用户全部划入行业交易，特定行业用户的全部用电量可以通过年度双边协商模式从市场上购电。与普通直接交易比较，参加交易的电源（煤电）和用户名单同样由政府确定。不同的是，用户以批发用户或者零售用户（售电公司代理）身份全电量入市，也可以选择不入市；国网也不再传导价差或者降价空间，而是收取输配电价。
2022年以来，浙江中长期电力市场改由入市交易、兜底售电、国网代理购电三部分组成。
110千伏以上的行业交易用户、有售电公司愿意承接的110千伏以下行业交易用户和普通直接交易用户，转为入市交易用户。入市交易用户通过年度双边协商、月度双边协商、月度集合竞价等方式在市场上购电。煤电和少量的核电、省外来电成为入市交易用户争抢的目标。
没有售电公司承接的行业交易用户和普通直接交易用户，转为兜底售电用户。原不在交易用户名单内的10千伏以下用户，转为国网代理购电用户。大部分的核电、省外来电和光伏、风电、非统调小水电，作为优先发电电量，由国网收购。统调水电、气电、非统调燃煤热电，由国网作为唯一买家，通过挂牌交易购买。国网所购买的电量，除保障居民农业用电外，用于供应代理购电用户和兜底售电用户。
市场的平等性应体现在机会平等上。市场主体是否享有自由交易权和平等的市场机会、交易机会，是体现电力市场平等性的重要方面。这一点对处于弱势地位的用户，尤显重要。
被市场的兜底售电用户
兜底售电用户来源于原普通直接交易和行业交易中被政府列入用户名单，后续又未能入市交易的那些用户。
回顾2021年前的浙江电力市场，可以说普通直接交易本质上就是披着市场外衣的计划交易。用户被动参与市场，进不进市场由政府通过名单制决定，买多少量、什么价格买均由政府代劳。虽然普通直接交易用户能从交易中获利，但不可否认的是，这些用户并不拥有自由交易权。而在行业交易中，用户仅拥有一半的自由交易权，能不能进市场取决于政府的名单制，要不要进市场才取决于用户意愿。实际交易中，仅有略超过半数的用户选择了入市。
来到2022年，无论普通直接交易用户还是行业交易用户，都需要重新选择赛道。其中小部分用户有入市交易的意愿，也有售电公司愿意承接的交易价值，经由售电公司入市交易。但大部分用户或没有入市交易意愿，或没有售电公司愿意承接，无法入市交易。这类用户的数量超过23万家，是入市交易用户数的67倍。
正常情况下，这些用户理应转由国网代理购电。或许是为了维持原名单制的权威，又或许是为了表面上提高市场化比例，浙江创设了兜底售电机制，即由政府指定售电公司为这些用户提供形式购电服务。这种购电服务的形式性主要体现在，售电公司虽然需要与用户签订合同，但并不需要将该部分用电量纳入其购电范围，也不需要确定售电价格。兜底售电用户的电量实际上仍由国网统购统销，电价仍由国网统筹确定。
尽管国家规定了用户进入市场的“单程票”制度，但“单程票”制度的前提依然是用户至少拥有一次自由交易权。而对浙江的23万家兜底售电用户而言，无论在2021年前，还是2022年后，自由交易权从来不存在，其被市场的窘境重未改变。
长期化的兜底售电和代理购电机制
无论是国网代理购电还是兜底售电，其本质上依然是计划体制。那么有没有可能尽快将这些用户转入市场？答案是很困难。
市场交易行为需要花费必要的交易成本。在电力市场上，由于电力商品的市场流通性很差、交易信息严重不对称、风险发生几率高、交易过于频繁等因素，交易成本尤其高昂。作为小用户，自身直接参与市场是不现实，也是不经济的。理论上，售电公司应当积极开展小用户购电代理服务。但相比大中用户，小用户的签约谈判成本、监督成本和违约成本明显更高。
就目前的浙江中长期电力市场而言，售电公司很难有动力甚至是抵触开拓小用户市场。原因主要包括，一是与小用户的交易成本大概率超过收益，售电公司无利可图甚至可能亏本；二是即便有微利，由于单位售电量收益的差距，售电公司也更倾向于寻觅大中用户；三是售电公司很难在市场上买到足够的电量，只能重点保障大中用户；四是市场规则对技术和资金薄弱的民营售电公司并不友好，民营售电公司无法开展差异化竞争。
用电量占比情况
用户数占比情况
缺少了售电公司的积极性，兜底售电和代理购电用户就很难走向市场，相应的，兜底售电和代理购电机制势必长期化。而目前浙江市场上，兜底售电用户超过23万家，代理购电用户超过333万家，合计超过用户总数的98.5%，电量占全部用户电量的48.6%。这也意味着绝大部分用户、接近一半的电量，事实上丧失了平等的市场机会和交易机会。
市场的公平性应体现在公平竞争上。公平竞争的基础是公平的竞争规则，市场成员不能滥用市场优势、行业垄断或政府垄断来扭曲竞争秩序。
定价方式的冲突
电价定价方式包括成本定价法和市场定价法两种。前者即“成本+收益”定价模式，是在核定某个电源或某类电源成本、费用、税金的基础上，确定一定比例的收益，来形成某个电源或某类电源的上网电价。不同的电源因为成本的差异，其上网电价也呈现明显价差。以往，由于国网的统购统销，这些差异并未在用户端展现。后者是通过买卖双方在市场上公平交易形成上网电价。市场定价法秉持“同质同价”原则，同一时段同一区域同一电压等级的用户电价应当是趋同的，扣除输配电价后，上网电价理论上也趋于一致。
这是两种对立的定价方法，成本定价法更多适用于计划体制，其立足点在电源侧，反映的是电源侧的电力价值观；市场定价法更多适用于市场体制，其立足点在用户侧，反映的是用户侧的电力价值观。采用何种定价方法，并不单纯是一个技术经济问题，更多的是立场和角度问题。当两种定价方法同时被浙江电力中长期市场采用时，就带来了严重的冲突。
统调燃煤机组作为主力电源，其电价一直是市场定价基准。在浙江统调煤电上网电价上浮后，一方面，所有低于或者持平于这一电价水平的电源，都认为应当随行就市，出现了不同程度的上涨，其电价趋近于甚至高于煤电上网电价。如安徽、宁夏送浙江煤电落地电价，分别从0.38元/千瓦时、0.39元/千瓦时上涨至0.488元/千瓦时，涨幅28.4%、25.1%；福建送浙电力落地电价由0.4153元/千瓦时上涨至0.65元/千瓦时，涨幅56.5%；核电上网电价由平均0.4099元/千瓦时上涨至0.43元/千瓦时。
另一方面，所有高于这一电价水平的电源，都拒绝随行就市，坚持其标杆上网电价不变。如非统调燃煤热电坚持执行原标杆上网电价0.5058元/千瓦时，计入超低排放电价后为0.5158元/千瓦时。气电继续实现两部制电价，其中容量电价纳入市场损益，由全体用户分担；电量电价实行气电联动，按照天然气到厂价（含管输费）除以4.9（9F、6F机组）或4.5（9E、6B机组）计算。2022年以来，天然气价格持续攀升，气电电量电价也随之水涨船高，极端时已达2元/千瓦时。
浙江中长期电力市场采取的策略是安抚所有的电源主体。对低于或者持平于煤电电价的电源实行市场定价，放任电价上涨。对高于煤电电价的电源实行成本定价，尽管非统调燃煤热电和气电不具有优先发电属性，仍依据原标杆电价，由国网作为单一买家通过挂牌交易收购。显而易见，当所有电源价格都在合理或者不合理的上涨时，最终结果是用户整体电价水平的快速上涨。浙江用户电价水平全面领先于相邻江苏、安徽、江西、福建等省，且差距正进一步扩大。
浙江中长期电力市场电源上网电价只涨不跌，反映的是电源侧与用户侧的不对称博弈。在这一过程中，电源侧运用自己的市场垄断地位和政府层面的支持，成功提升或确保了各自盈利水平。而用户侧承担了系统性的成本上涨，这对用户侧显然是不公平的。
购电权的先后
用户电价的问题，不仅是整体电价水平的快速上涨，更有不同类型用户电价负担上的分化。
兜底售电和代理购电用户承受了高昂的成本。在浙江中长期电力市场挂牌交易中，交易对手方仅有国网一家，也即所有高于燃煤上网电价的非统调燃煤热电、气电均由国网采购，且执行原标杆上网电价。这些高昂的成本并没有进入市场，而全部由国网代理购电和兜底售电用户承担。1-3月，浙江国网代理购电用户购电价格已攀升至0.5522元/千瓦时，兜底售电用户购电价格已攀升至0.5335元/千瓦时，显著高于入市交易用户。
即便是兜底售电用户和代理购电用户之间，也存在明显的区别对待。浙江中长期电力市场的电价策略是代理购电用户电价要高于兜底售电用户，兜底售电用户电价要高于入市交易用户。由此，我们看到代理购电用户电价要超过兜底售电用户。但既然兜底售电和代理购电用户都由国网统购统销，则两者之间的价差只能是统筹安排的结果。
高耗能大用户在市场中获得了巨大的价格收益。在电力市场上，大用户天然的具有优势，可以争取到更优惠的电价。但作为大用户的高耗能用户，是否可以凭借其市场地位获得较低电价呢？
理论上不可行。国家曾先后出台差别电价、惩罚性电价、阶梯电价等提高高耗能企业电价负担的政策，也一再强调不得给予高耗能企业优惠电价。《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》也明确高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制，其本意在于避免高耗能企业入市后获得等同于普通企业的优惠待遇。
但实践中却是常态。在浙江中长期电力市场上，高耗能用户事实上凭借其大用电量获得了电厂或售电公司的青睐，其电价稳定在较低水平。在市场上取得的电价优惠，已足以弥补其他加价政策的影响。“不受上浮20%限制”已成为一句空话。
之所以会出现用户电价负担上的分化，根源在于用户购电权存在事实上的优先顺序。在浙江中长期电力市场上，国网拥有最高优先权，直接采购了所有低于煤电电价的电源；大用户（包括高耗能大用户）凭借电量优势，获得了第二优先地位，无论电厂还是售电公司都乐于给出低价；与国网售电公司和发电集团售电公司签约的用户，可以凭借售电公司在电网或电源上的特殊优势，获得较好保障，处于第三位置；与民营售电公司签约的用户，也能得到售电公司的帮助，处于第四位置；处于最末的正是兜底售电用户和代理购电用户，最终分担了国网保底收购的高价电力。
购电权的优先顺序，反映的是不同用户之间的不对称博弈。在这一过程中，具有优势地位的市场主体运用自己的市场影响力，优先采购了质优价廉的电力商品，最大程度降低了用能成本上涨幅度。而处于弱势地位的用户，最终承担了市场价格上涨的最大部分，这对弱势市场主体显然是不公平的。
中长期电力市场的乱象，根源在对待电力市场的态度问题。只重形式、不重深化，把开市作为工作目标，满足于虚假的市场化率；只重效率、不重公平，把帮扶小微企业作为口号，遗忘了扶持弱势群体也是市场经济的重要组成部分；只重利益、不重平等，过分放大利益集团在市场上的话语权，把本应由政府代表小用户发声的职责抛至脑后。长此以往，中长期电力市场建设很可能走向歧途，转变为一个弱肉强食的逐利市场或者利益集团的狩猎场。
我们要高度警惕中长期电力市场的不良倾向，更加注重平等和公平建设。要进一步端正态度，政府部门应始终坚持以人民为中心的思想，切实担负起维护平等与公平的职责，扎扎实实的改进市场体系，实事求是的推进市场发展。要更加尊重市场主体的意愿，努力培育多层次售电体系，重点扶持小用户售电公司发展，积极创造条件，鼓励用户入市。要更加注重维护市场主体平等的话语权，特别是维护小用户的话语权，创新用户参与规则制定的机制，坚决避免“谁声音大谁有理”的不良风气。要更加重视市场交易的结果公平，防止以形式公平代替实质公平、以形式公平侵害弱势群体利益，进一步推进电源侧价格体系和用户侧价格体系改革，研究电源侧和用户侧、不同用户间平衡利益的有效机制。要更加坚决贯彻国家能源政策，将国家调控意图有机融入市场设计，有效实现宏观调控指导下的电力资源市场化配置。
