摘要：2016年下半年以來(lái)，受煤炭?jī)r(jià)格觸底反彈、火電上網(wǎng)電價(jià)下調(diào)、局部地區(qū)電力供應(yīng)過(guò)剩等因素影響，火電行業(yè)經(jīng)營(yíng)壓力明顯加大，加之新一輪電力體制改革推進(jìn)，市場(chǎng)化交易電量不斷增加，部分區(qū)域讓利明顯，火電盈利空間再次受擠壓。廣東省作為改革開放先行省份，歷史盈利狀況良好，但同時(shí)面臨煤價(jià)高企的問(wèn)題，開展的較為深入的電力體制改革造成區(qū)域內(nèi)火電企業(yè)讓利幅度較高，進(jìn)一步壓縮了省內(nèi)火電盈利水平。為此，中債資信電力行業(yè)研究團(tuán)隊(duì)赴廣東多家火電主體實(shí)地調(diào)查。

一、廣東省電力區(qū)域環(huán)境

廣東省火電供需環(huán)境持續(xù)寬松，由于點(diǎn)火價(jià)差較高，省內(nèi)煤電機(jī)組盈利能力處于全國(guó)很好水平，但在火電供給過(guò)剩及西南外送水電的擠壓下，省內(nèi)煤電機(jī)組盈利空間不斷被壓縮。

1、廣東省電力供需

需求方面，2017年廣東省全社會(huì)用電量5,958.97億千瓦時(shí)，居全國(guó)首位。受益于經(jīng)濟(jì)的快速發(fā)展，廣東省用電量增速處于全國(guó)中高水平，工業(yè)用電對(duì)廣東用電增速貢獻(xiàn)明顯，短期內(nèi)仍將維持較快增長(zhǎng)。

供給方面，截至2017年末，廣東省共有10,903萬(wàn)千瓦機(jī)組，位居全國(guó)第四。2005年以來(lái)火電機(jī)組占比即保持在75%左右(其中，煤電機(jī)組占火電機(jī)組比例超過(guò)八成)，2017年，伴隨煤電限制新增產(chǎn)能投產(chǎn)政策的延續(xù)，全年火電幾乎無(wú)增長(zhǎng)，火電裝機(jī)占比下降至71%，但其主力電源地位仍將保持。

2017年廣東省5,958.97億千瓦時(shí)的用電量中，廣東省內(nèi)機(jī)組火電、核電、水電、風(fēng)電、西電東送電量分別為3,327.30億千瓦時(shí)(參與市場(chǎng)化交易電量1,156.33億千瓦時(shí))、799.87億千瓦時(shí)、22.40億千瓦時(shí)、62億千瓦時(shí)、1768千瓦時(shí)。外送電方面，廣東省自2002年起接受西南水電外送，2014年來(lái)保持在1,500~1,600億度水平，為全國(guó)輸入電量規(guī)模最大省份。2017年，協(xié)議電量約1,555億度，但由于云南水電豐水期棄水嚴(yán)重，最終增送了213.20億千瓦時(shí)。

受電力需求增速趨緩、外送電持續(xù)擠壓本地電廠等因素影響，廣東省火電供需環(huán)境持續(xù)寬松。2013年起廣東省火電利用小時(shí)始終低于全國(guó)平均水平300~500小時(shí)。2017年，受益于省內(nèi)電力市場(chǎng)化交易持續(xù)發(fā)展與用電需求增速回暖，火電利用小時(shí)數(shù)明顯回升，但仍略低于全國(guó)火電平均水平，未來(lái)區(qū)域平均利用小時(shí)數(shù)整體仍將承壓。

2、廣東省煤炭資源稟賦及發(fā)電成本

煤炭成本方面，廣東省區(qū)域煤炭資源稟賦不佳。2006年廣東省全部退出煤炭生產(chǎn)，需依靠外部購(gòu)煤提供煤炭保障。近年來(lái)，廣東省內(nèi)調(diào)運(yùn)煤炭約在1.8億噸，其中進(jìn)口煤約占30%。受鐵路運(yùn)力、港口及航運(yùn)等環(huán)節(jié)的限制和制約，廣東省煤炭呈現(xiàn)“需求量大、調(diào)運(yùn)困難、成本控制能力弱”等特點(diǎn)，煤電企業(yè)入廠標(biāo)煤?jiǎn)蝺r(jià)位居全國(guó)最高。

2016年下半年起，在國(guó)家煤炭供給側(cè)改革政策影響下，煤炭供應(yīng)明顯趨緊，電煤價(jià)格觸底反彈，并持續(xù)至今。雖然國(guó)家為控制煤價(jià)鼓勵(lì)簽訂長(zhǎng)協(xié)煤[1]，但事實(shí)上廣東省發(fā)電企業(yè)普遍長(zhǎng)協(xié)煤占比僅在30~50%水平，更多仍為現(xiàn)貨煤[2]。

[1]長(zhǎng)協(xié)煤定價(jià)為P=(535+(BSPI+CCTD)/2)/2，其中BSPI為環(huán)渤海動(dòng)力煤價(jià)格指數(shù)，CCTD為CCTD秦皇島動(dòng)力煤價(jià)格指數(shù)，價(jià)格均為5,500大卡。

[2]現(xiàn)貨煤定價(jià)存在一定差異，部分企業(yè)以(BSPI+CCTD)/2為基準(zhǔn)，部分企業(yè)參考CCTD。

受此影響，廣東省2017年電煤價(jià)格指數(shù)折合標(biāo)煤達(dá)863.77元/噸，同比增長(zhǎng)208.52元/噸，據(jù)此估算，僅煤炭成本即增長(zhǎng)超過(guò)5分/千瓦時(shí)至0.22元/千瓦時(shí)，對(duì)發(fā)電企業(yè)盈利侵蝕嚴(yán)重。2018年市場(chǎng)上優(yōu)質(zhì)煤炭資源將依然稀缺，進(jìn)口煤限制將使廣東將更加依賴于國(guó)內(nèi)市場(chǎng)，預(yù)計(jì)煤炭?jī)r(jià)格仍將高位震蕩運(yùn)行。此外，煤電企業(yè)發(fā)電成本主要還包括折舊成本、財(cái)務(wù)成本等。根據(jù)選取的廣東省煤電企業(yè)樣本，2017年度電固定成本在0.10~0.15元/千瓦時(shí)水平，燃煤機(jī)組發(fā)電成本整體超過(guò)0.35元/千瓦時(shí)。未來(lái)，煤炭?jī)r(jià)格還將高位震蕩運(yùn)行，利用小時(shí)數(shù)還將維持寬松狀態(tài)，發(fā)電成本很難大幅回落。

3、廣東省上網(wǎng)電價(jià)及盈利空間

廣東省在歷次上網(wǎng)電價(jià)調(diào)整后均仍列全國(guó)最高，但與全國(guó)中位數(shù)水平差值不斷壓縮。

市場(chǎng)化交易方面，2017年廣東省市場(chǎng)化交易電量占同期火電發(fā)電量的34.75%，根據(jù)市場(chǎng)化交易電量讓利計(jì)算，平均上網(wǎng)電價(jià)較2016年下降接近2分/千瓦時(shí)。2018年規(guī)劃的市場(chǎng)化交易電量將達(dá)到1,500~1,600億千瓦時(shí)，占火電發(fā)電量比例將達(dá)到45~48%。其中年度長(zhǎng)協(xié)總成交1,094億千瓦時(shí)，讓利幅度約7.5分/千瓦時(shí);交易所競(jìng)價(jià)雖然近月讓利幅度均較低，但電量占比較少，預(yù)計(jì)全年市場(chǎng)化交易電量部分讓利平均仍將在6.5分/千瓦時(shí)水平，平均上網(wǎng)電價(jià)讓利近3分/千瓦時(shí)，由于市場(chǎng)化交易進(jìn)一步擴(kuò)容，上網(wǎng)電價(jià)將進(jìn)一步下降。

受益于較高的標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)及相對(duì)高參數(shù)的機(jī)組質(zhì)量，2016年廣東省煤電機(jī)組盈利空間可超過(guò)8分/千瓦時(shí);2017年煤炭成本上升、上網(wǎng)電價(jià)下降，盈利空間明顯壓縮后仍能平均呈現(xiàn)微利狀態(tài)，好于2017年全國(guó)大部分地區(qū)。但若煤炭?jī)r(jià)格依然高企，受市場(chǎng)化交易影響上網(wǎng)電價(jià)進(jìn)一步拉低，廣東省煤電機(jī)組盈利狀況將進(jìn)一步降低。

4、省內(nèi)大型火電企業(yè)

神華集團(tuán)、五大電力集團(tuán)、華潤(rùn)集團(tuán)在2008年前后進(jìn)入廣東，多數(shù)機(jī)組布局在沿海地區(qū)，可以通過(guò)海運(yùn)獲取煤炭資源，具有良好的區(qū)位優(yōu)勢(shì)，機(jī)組參數(shù)好;省內(nèi)企業(yè)有粵電集團(tuán)、深圳能源、廣州發(fā)展等國(guó)企以及寶麗華、珠江投管等民營(yíng)企業(yè)。隨著供需寬松現(xiàn)象持續(xù)、競(jìng)爭(zhēng)企業(yè)增加，省內(nèi)競(jìng)爭(zhēng)愈發(fā)激烈，盈利空間明顯壓縮。

二、廣東省電力體制改革

廣東電力市場(chǎng)改革領(lǐng)跑全國(guó)，電力市場(chǎng)化競(jìng)爭(zhēng)漸行漸進(jìn)，未來(lái)電力企業(yè)間的優(yōu)勝劣汰會(huì)進(jìn)一步加劇;在西南水電和火電行業(yè)整體供給過(guò)剩的雙重?cái)D壓下，廣東省電力供給壓力明顯增大，2018年長(zhǎng)協(xié)讓利不降反升，考慮到消化電力過(guò)剩產(chǎn)能需要一定周期、煤價(jià)高位盤整，短期內(nèi)電力企業(yè)的經(jīng)營(yíng)風(fēng)險(xiǎn)明顯增加。

1、廣東省電力體制改革歷史沿革

(1)2006年：臺(tái)山試點(diǎn)

2004年4月，國(guó)家電監(jiān)會(huì)、國(guó)家發(fā)改委提出“在具備條件的地區(qū)，開展大用戶向發(fā)電企業(yè)直接購(gòu)電的試點(diǎn)”。2005年，廣東省經(jīng)信委及南方能源電監(jiān)局在臺(tái)山籌備小規(guī)模電力直接交易試點(diǎn)。2006年，試點(diǎn)正式啟動(dòng)，交易雙方為國(guó)華粵電臺(tái)山發(fā)電廠及臺(tái)山廣海灣工業(yè)園區(qū)的六家工業(yè)企業(yè)，直接交易電量約1.9億千瓦時(shí)，讓利空間在0.09元~0.12元/千瓦時(shí)。

需要關(guān)注的是，2006年廣東經(jīng)濟(jì)繼續(xù)高速增長(zhǎng)，省內(nèi)面臨較為嚴(yán)重的電力供應(yīng)緊張局面，在此形勢(shì)下，若采用市場(chǎng)化交易方式，最終交易價(jià)格將不降反升，會(huì)對(duì)下游用戶造成較大的成本壓力。因此試點(diǎn)中采用發(fā)電廠按照主管部門批準(zhǔn)的價(jià)格對(duì)政府選定的大用戶進(jìn)行交易，電廠讓利約0.02元/千瓦時(shí)，主管部門協(xié)調(diào)電網(wǎng)方面讓利約0.08元/千瓦時(shí)。

(2)2013年：直接交易

2013年5月15日，國(guó)務(wù)院要求“直接購(gòu)電試點(diǎn)取消審批和電力市場(chǎng)份額核定取消審批”，考慮到廣東省當(dāng)時(shí)仍未核定獨(dú)立的輸配電價(jià)、省內(nèi)不同區(qū)域電價(jià)水平相差較大，最終決定以發(fā)用電雙方申報(bào)價(jià)差的方式完成交易。

2013年8月6日，結(jié)合臺(tái)山市大用戶直購(gòu)電試點(diǎn)情況，廣東省經(jīng)信委、廣東省發(fā)改委及廣東省物價(jià)局聯(lián)合印發(fā)直接交易擴(kuò)大試點(diǎn)工作方案，方案中避免了觸及南方電網(wǎng)利益，提到電網(wǎng)公司以購(gòu)銷差價(jià)收取的過(guò)網(wǎng)費(fèi)不變、調(diào)度關(guān)系不變、用戶依然與電網(wǎng)進(jìn)行結(jié)算等，減少了試點(diǎn)啟動(dòng)的難度。

2013年9~12月，共有112家省內(nèi)大型骨干工業(yè)企業(yè)及園區(qū)內(nèi)工業(yè)企業(yè)和發(fā)電企業(yè)參與，累計(jì)簽訂了22.52億千瓦時(shí)直接交易電量，平均交易電價(jià)低于標(biāo)桿電價(jià)約0.01元/千瓦時(shí)。

為培育更多交易方式，2013年12月，廣東省開展了全國(guó)第一場(chǎng)線下電力集中競(jìng)價(jià)交易，形成交易電量4.995億千瓦時(shí)(成交率99.9%)，平均價(jià)差6.14厘/千瓦時(shí)。此后，為增加市場(chǎng)活躍度，廣東省還于2014年進(jìn)行了首次月度集中競(jìng)價(jià)，全年完成市場(chǎng)化交易電量155億千瓦時(shí);2015年3月，首次實(shí)行集中競(jìng)價(jià)線上交易模式，全年完成市場(chǎng)化交易電量227億千瓦時(shí)。

從形式上來(lái)看，從臺(tái)山“直購(gòu)電”交易到2013年擴(kuò)大試點(diǎn)后的“直接交易”，逐步擺脫行政干預(yù)，市場(chǎng)化交易電量規(guī)模逐步增加，交易品種逐步豐富，但另一方面，在多次交易中，發(fā)電企業(yè)讓利均在0.01元/千瓦時(shí)以內(nèi)，主要系用戶尚未得到充分的培育、交易規(guī)則未完善、市場(chǎng)信息不對(duì)稱所致。

(3)2016年：售電公司

2015年9月24日，廣東省委召開全面深化改革領(lǐng)導(dǎo)小組第十二次會(huì)議，“穩(wěn)步推進(jìn)配售電改革”被列為重點(diǎn)改革任務(wù)之一。11月28日，廣東省成為首批獲得發(fā)改委批復(fù)的售電側(cè)改革試點(diǎn)。2016年3月22日，廣東省經(jīng)信委、南方局明確了售電公司參與直接交易的交易模式、規(guī)則和結(jié)算等，并將省內(nèi)直接交易電量年度目標(biāo)定為420億千瓦時(shí)。

相比2015年及以前，上述文件的發(fā)布帶來(lái)了幾方面變化：1)交易雙方讓利金額之差的價(jià)差返還系數(shù)由此前的全部返還至讓利金額少的一方改為了將“25%返還給用戶，75%返還給發(fā)電企業(yè)”、“集中撮合、價(jià)差對(duì)成交”的方式進(jìn)行集中競(jìng)價(jià)交易結(jié)果結(jié)算;2)正式將首批13家售電公司引入市場(chǎng)交易，供需比變?yōu)?.25倍。這些變化帶來(lái)了供需雙方根本性的改變，2016年3~5月，月度集中競(jìng)價(jià)讓利幅度突然調(diào)升至12.6~14.8分/千瓦時(shí)水平，于新一輪電改初期在全國(guó)造成了較大影響和討論。

為穩(wěn)定市場(chǎng)、平抑交易波動(dòng)，6月起，價(jià)差返還系數(shù)改為雙方各50%，并準(zhǔn)入第二批54家售電公司進(jìn)場(chǎng)。此后數(shù)月又接連公示四批公司。與此同時(shí)，電煤價(jià)格觸底大幅反彈，發(fā)電企業(yè)報(bào)價(jià)策略出現(xiàn)改變。受上述因素影響，6~9月讓利幅度逐步回落至3.7分/千瓦時(shí)。

2016年10月，政府相關(guān)部門對(duì)直接交易規(guī)則進(jìn)行了修改。整體看，廣東省電力體制改革開展較早，首次引入售電公司參與市場(chǎng)化交易給全國(guó)電力體制改革起到了示范與試點(diǎn)作用，但高低出清方式、售電公司掠走大部分改革紅利、年度長(zhǎng)協(xié)的讓利價(jià)差和月度競(jìng)價(jià)價(jià)差嚴(yán)重失衡、電廠單向降價(jià)不合理等問(wèn)題均說(shuō)明市場(chǎng)對(duì)規(guī)則改變的反應(yīng)遠(yuǎn)超出預(yù)期，未來(lái)仍需要通過(guò)交易機(jī)制的不斷完善來(lái)改進(jìn)。

2、2017~2018年廣東省電力市場(chǎng)化交易

2017年1月，南方能源監(jiān)管局會(huì)同廣東省經(jīng)濟(jì)和信息化委、發(fā)展改革委正式印發(fā)《廣東電力市場(chǎng)交易基本規(guī)則(試行)》和《廣東電力市場(chǎng)監(jiān)管實(shí)施辦法(試行)》。

(1)交易類型

a.年度雙邊合同：即傳統(tǒng)年度長(zhǎng)協(xié)，由每年年初簽訂，供需雙方協(xié)商價(jià)格。

b.月度集中競(jìng)價(jià)：由前一月月底進(jìn)行，出清方式由2016年的價(jià)差匹配改為統(tǒng)一邊際出清。

c.發(fā)電合同轉(zhuǎn)讓：為鼓勵(lì)高參數(shù)、技術(shù)改造先進(jìn)的大機(jī)組多發(fā)滿發(fā)，2017年廣東省增加了該類交易，基數(shù)電量及雙邊合同獲取的電量均可轉(zhuǎn)讓。西南富余水電可參與該類型交易。

d.年度集中競(jìng)價(jià)：為減少場(chǎng)外雙邊合同產(chǎn)生的利益分配不均衡，2018年廣東省新增加了該類交易作為補(bǔ)充。

(2)參與主體

發(fā)電側(cè)：除西南富余水電可參與發(fā)電合同轉(zhuǎn)讓外，其余參與主體仍為省內(nèi)發(fā)電企業(yè)。具體地，總裝機(jī)容量達(dá)到超過(guò)6,000萬(wàn)千瓦(2018年超過(guò)7,200萬(wàn)千瓦)，競(jìng)爭(zhēng)壓力大幅增長(zhǎng)。偏差考核機(jī)制上，2017年開始采取每月月末公布下月計(jì)劃電量與市場(chǎng)電量，并實(shí)行月清月結(jié)，先結(jié)算年度合同電量，此后為月度競(jìng)價(jià)電量，月結(jié)月清政策使得發(fā)電企業(yè)以前的上半年搶進(jìn)度的固有策略無(wú)法實(shí)施。

用戶側(cè)：5,000萬(wàn)千瓦時(shí)及以上的工業(yè)用戶、3,000萬(wàn)千瓦時(shí)及以上的商業(yè)用戶、部分準(zhǔn)入的園區(qū)用戶全電量參與。

在上述規(guī)則和機(jī)制下，長(zhǎng)協(xié)方面，2016年12月，2017年年度長(zhǎng)協(xié)開始磋商，由于當(dāng)年未規(guī)定年度長(zhǎng)協(xié)與月度競(jìng)價(jià)比例，并設(shè)定供需比為1.25，加上考慮到2016年初月度競(jìng)價(jià)的高讓利，電廠希望簽訂更多年度長(zhǎng)協(xié)方式來(lái)確保電量。最終，2017年廣東省長(zhǎng)協(xié)交易電量規(guī)模為837.1億千瓦時(shí)，占全年市場(chǎng)電量超過(guò)80%，電價(jià)讓利幅度為6.45分/千瓦時(shí)，高于2016年9月月度競(jìng)價(jià)讓利幅度。

交易所集中競(jìng)價(jià)方面，由于較高的長(zhǎng)協(xié)簽訂比例，扣除長(zhǎng)協(xié)電量后市場(chǎng)供需比明顯上升，2017年2~3月均超過(guò)2倍;同時(shí)，由于月度競(jìng)價(jià)改為統(tǒng)一出清的出清方式，少數(shù)售電公司采取將少部分電量報(bào)低價(jià)的“釣魚報(bào)價(jià)”策略。受此影響，2~3月讓利幅度再次上升至14.6分/千瓦時(shí)與18.9分/千瓦時(shí)。此時(shí)煤炭?jī)r(jià)格已明顯增加，大部分煤電企業(yè)成交價(jià)格已接近邊際價(jià)格，經(jīng)營(yíng)壓力明顯增大。

對(duì)此，2017年4月，廣東省政府對(duì)供需比進(jìn)行了調(diào)整，將全年市場(chǎng)化交易電量擴(kuò)大至1,250億千瓦時(shí)，供需比調(diào)整為1.5倍，并針對(duì)“釣魚報(bào)價(jià)”策略要求三段報(bào)價(jià)中每一段電量占比不得低于一定比例。受益于此，4 ~6月降低至5分/千瓦時(shí)以內(nèi)。

進(jìn)入夏季后，區(qū)域迎來(lái)用電高峰，廣東省政府規(guī)定“扣除必開頂峰電量和無(wú)效競(jìng)爭(zhēng)電量后按供求系數(shù)1.2”進(jìn)行申報(bào)，雖然看似供需比進(jìn)一步下降，但由于熱電聯(lián)產(chǎn)強(qiáng)制成交明顯增加了實(shí)際供需比(據(jù)預(yù)測(cè)約達(dá)到了1.7倍)。受此影響，2017年7月讓利幅度再次超過(guò)10分/千瓦時(shí)。

對(duì)此，2017年8月，廣東省政府再次修改規(guī)定，將熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組部分電量同頂峰電量、無(wú)效競(jìng)爭(zhēng)電量一同扣除后再計(jì)算供求系數(shù)，供需比維持1.2倍不變。隨著供需比一再下降、并一再剔除必開電量部分，8~12月月度競(jìng)價(jià)基本保持平穩(wěn)，讓利幅度在37~65分/千瓦時(shí)。

2018年年度交易中，準(zhǔn)入發(fā)電企業(yè)裝機(jī)容量(引入核電)與市場(chǎng)電量占比均增加，且政府重新限定年度長(zhǎng)協(xié)規(guī)模，雖然年度長(zhǎng)協(xié)供需比下降，但發(fā)電企業(yè)競(jìng)爭(zhēng)仍很激烈，最終平均讓利為7.66分/千瓦時(shí)，超過(guò)2017年年度長(zhǎng)協(xié)1分/千瓦時(shí)，整體符合預(yù)期;隨后核電退出月度競(jìng)價(jià)，2018年1~2月月度競(jìng)價(jià)讓利依然延續(xù)2017年水平，市場(chǎng)基本恢復(fù)穩(wěn)定。2017年年初計(jì)劃的電量為1,100億千瓦時(shí)，雙邊合同與集中競(jìng)價(jià)電量二者無(wú)明確比例，可按照供需雙方情況綜合確定;2018年則明確雙邊合同交易規(guī)模為1,000億千瓦時(shí)、年度合同集中交易規(guī)模為100億千瓦時(shí)，加之月度競(jìng)價(jià)規(guī)模500億千瓦時(shí)，整體市場(chǎng)化交易規(guī)模約1,600億千瓦時(shí)。

根據(jù)廣東省電力交易情況，結(jié)合進(jìn)場(chǎng)調(diào)研情況：

(1)廣東省電力體制改革進(jìn)展領(lǐng)跑全國(guó)，為全國(guó)電力體制改革方向及發(fā)展提供了思路和參照，2016年以來(lái)，市場(chǎng)化交易規(guī)模大幅攀升，市場(chǎng)化交易進(jìn)程明顯加快，2018年規(guī)劃的市場(chǎng)化交易規(guī)模預(yù)計(jì)占用電量的25%，電力市場(chǎng)化競(jìng)爭(zhēng)漸行漸進(jìn)，未來(lái)電力企業(yè)間的優(yōu)勝劣汰會(huì)進(jìn)一步加劇;

(2)讓利方面，2018年在電煤價(jià)格高位盤整的情況下，長(zhǎng)協(xié)的市場(chǎng)化交易讓利依然達(dá)到7.66分/千瓦時(shí)，較2017年不降反升，反映出在西南水電和火電行業(yè)整體供給過(guò)剩的雙重?cái)D壓下，廣東省電力供給壓力明顯增大，考慮到消化電力過(guò)剩產(chǎn)能需要一定周期、煤價(jià)高位盤整，短期內(nèi)電力企業(yè)的經(jīng)營(yíng)風(fēng)險(xiǎn)明顯增加;

(3)除2016年3月更改結(jié)算規(guī)則對(duì)讓利產(chǎn)生一定影響外，廣東省市場(chǎng)化交易讓利波動(dòng)主要取決于政府對(duì)供需比的控制(特別是每次由于不同因素導(dǎo)致的利差再次走高后)及省內(nèi)煤電企業(yè)邊際成本，反映出相關(guān)部門在推進(jìn)改革的同時(shí)亦要兼顧電力市場(chǎng)的平穩(wěn)運(yùn)行。

(3)西南富余水電

西南富余水電參與的合同轉(zhuǎn)讓交易中，運(yùn)行初期，水電參與交易的成交電量極少。雖然水電邊際成本很低，但較高的輸配電價(jià)導(dǎo)致云南省內(nèi)企業(yè)在枯水期沒(méi)有跨省交易動(dòng)力，在豐水期又急需跨省送電。

具體地，從交易情況及結(jié)果來(lái)看，2017年4~5月掛牌交易電量30.0億千瓦時(shí)，掛牌價(jià)折算到送端電廠掛牌價(jià)為0.20元/千瓦時(shí)，但云南省內(nèi)水電超發(fā)電量上網(wǎng)電價(jià)為0.23元/千瓦時(shí)，因此，水電企業(yè)參與廣東省電力交易的積極性不高;此外，廣東省標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)為0.4505元/千瓦時(shí)，讓利0.0535元/千瓦時(shí)，云南外送水電價(jià)格高于廣東省內(nèi)月度競(jìng)價(jià)電價(jià)，廣東省接受外送電的積極性亦不高。因此4~5月僅成交115萬(wàn)千瓦時(shí)，占掛牌電量比例極低。但進(jìn)入豐水期后，云南水電消納壓力明顯增大，6月27日云南能源局同意14家水電廠參與廣州電力交易中心組織的增量掛牌、集中競(jìng)價(jià)等跨省跨區(qū)交易，此外，廣東省還制定了對(duì)于未能成功完成發(fā)電權(quán)交易的情況下，進(jìn)行掛牌強(qiáng)制交易的轉(zhuǎn)讓電量補(bǔ)償辦法，整體看西電東送的市場(chǎng)化交易矛盾有所緩解。

西電東送是國(guó)家大戰(zhàn)略，且水電為清潔能源，廣東省內(nèi)企業(yè)對(duì)于協(xié)助消納西南富余水電具有一定責(zé)任，廣東省內(nèi)企業(yè)為消納西電東送的水電導(dǎo)致許多火電機(jī)組停運(yùn)，這部分應(yīng)由政府設(shè)定一定的機(jī)制給予補(bǔ)償，但具體機(jī)制仍有待觀察;此外，也仍存在政府抵觸企業(yè)參與直接交易，人為干擾市場(chǎng)運(yùn)作的情況。因此，西南富余水電參與廣東省內(nèi)市場(chǎng)化交易面臨的問(wèn)題并非已完全妥善解決。