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电力交易有其特殊性，除了交易，还要考虑电网的安全、调度等。交易中心的成立，意味着新电改多了一块“阵地”，但是电力市场化交易的经验还需不断探索与积累

“对于发电用户等市场主体来说，参与市场化交易还是个新鲜事，大家都不熟悉。”北京电力交易中心交易处副处长汤洪海告诉记者，原来电力交易都以落实国家计划为主，执行目录电价。成立交易中心后，服务的市场主体迅速增加，交易环节也更为复杂。

从1张到702张结算单的变化

“原来一笔交易就一个电价，出1张结算单，如今仅在银东直流的一次跨区交易中就产生了702张结算单。”虽然成立北京电力交易中心后，工作人员从原来国家电网的一个部门10余个员工增加到30多人，但是由于工作量成几何级数增长，熬夜和加班反而成了北京电力交易中心结算处处长李增彬和同事们的家常便饭。

北京电力交易中心作为电力市场的运营主体，主要负责跨区跨省电力市场的建设和运营，负责落实国家计划、地方政府间协议，开展市场化跨区跨省交易，促进清洁能源大范围消纳。虽然交易中心的成立，意味着新电改多了一块“阵地”，员工大多来自电力相关专业，工作经验丰富，但是电力市场化交易的经验还需不断探索与积累。

在很多人看来，新成立的北京、广州两个电力交易中心的作用相当于上交所和深交所。对此，北京电力交易中心副主任胡卫东强调说：“电力交易相对股票交易来说有其特殊性，除了交易，还要考虑电网的安全、调度等，我们还在探索之中。”

以交易中心组建后开展的首次市场化跨区跨省交易为例，山东30家电力用户和西北地区824家发电企业，通过银东直流开展直接交易，交易先后经历了公告发布、交易申报、无约束出清、安全校核、结果发布5个环节，相隔数千里的近千家市场主体在一天内达成交易电量90亿千瓦时。其中，通过双边协商交易达成40亿千瓦时，通过集中竞价交易达成50亿千瓦时。这也是我国电力用户首次大规模通过跨区输电通道与发电企业达成的直接交易。

“进行电力交易必须要有平台和场所，否则电力市场化改革很难落地。对于电力用户和发电企业来说，交易中心提供自由交易的平台，对于盘活社会资本，促进供给侧结构性改革有推动作用。”国网能源研究院企业战略研究所所长马莉说。

在北京电力交易中心成立以后，国家电网公司积极探索改革实施路径，经营区域内24家省级公司在地方政府指导下成立省级电力交易中心，基本完成交易机构组建。今年上半年，两级交易平台共组织市场化交易电量4822亿千瓦时，其中，大用户直接交易3961亿千瓦时，同比增长超过2倍，节约用户购电成本184亿元。这充分体现了国家电网公司积极支持改革、拥护改革的态度。

企业用电成本大幅降低

记者调查发现，虽然北京电力交易中心成立时间不长，但是通过摸索仍然取得了不俗的成绩，在增强跨区跨省送电、扩大市场化交易规模、促进清洁能源消纳方面都有一定突破。

“企业积极性非常高，尤其是发电企业，碰上大的交易，咨询电话都接不过来。”胡卫东告诉记者，现在所有跨区交易均在北京电力交易中心平台组织完成，直接面向发电企业，使得各类交易组织规范、高效，交易过程也更加透明，交易结果市场执行力进一步增强。目前在诸多利好下，平台已吸引约2000家发电企业参与交易。

胡卫东介绍：“4月底，在北京电力交易中心交易平台组织开展的汛期西南水电外送集中交易，首次实现了‘藏电进京’。达成交易电量244亿千瓦时。四川232家、西藏3家水电企业参与交易有效减少了西南地区弃水。”

数据显示，截至目前，北京电力交易中心共组织跨区跨省送电2460亿千瓦时。其中，落实国家计划跨区跨省送电2102亿千瓦时，以组织大水电基地的电能外送为主。组织开展各类跨区跨省市场化交易25笔，成交电量358亿千瓦时，其中清洁能源271亿千瓦时，占比超过75%，促进了清洁能源更大范围消纳。

“作为用电企业，当然最关心的还是价格，通过电力交易中心这个平台，企业在市场化交易中享受到了实实在在的好处。”参与银东直流跨区电力用户直接交易的一家山东企业负责人感叹说。

数据显示，通过银东直流交易，山东电力用户购电价格平均降低约0.065元/千瓦时，共降低购电成本5.4亿元。可减少山东当地燃煤机组排放二氧化碳696万吨、二氧化硫20万吨。

记者翻看交易信息发现，对于发电企业，同样是一大利好，在银东直流交易中，西北地区中标发电企业利用小时数可提高100小时以上。值得注意的是，参与交易的发电企业中多达482家太阳能发电企业和272家风电企业，成交电量中20%为西北风电和太阳能发电，使东部用户享受到西部清洁、经济的电能。

胡卫东表示，这是促进形成市场化跨区跨省交易机制的重要探索，首次实现了电力用户和发电企业在跨区层面直接见面，促进了市场主体的多方共赢，通过市场化跨区跨省交易，电力用户降低了购电成本，发电企业提高了发电利用小时，购电地区实现了本地的节能减排。

此外，在积极组织跨区跨省市场化交易的同时，北京电力交易中心还积极开展了电力市场运营规则研究，内部规章制度建设，深化交易平台应用，建立交易平台统一信息发布机制等工作。

市场规则机制亟须跟进

万事开头难。由于新电改刚刚起步，相关配套政策、具体操作措施尚不完善，无论是管理者还是交易者都是摸着石头过河，北京电力交易中心的运作也遇到了不少麻烦。

“在成立初期的交易中，有市场主体不熟悉交易规则，出现了不理性报价或者错误报价的情况。”北京电力交易中心市场处李竹说，很多企业都是第一次在中心交易，加强市场主体的培育也是交易中心面临的一项重要任务。

为避免用户误操作，对电力交易的顺利开展产生影响，中心工作人员工作中的一大部分精力都要放在回复市场主体的咨询上，培训用户成为北京电力交易中心前期的一项重要工作。

规范交易仅仅是交易中心遇到的其中一个问题。“当前国内电力需求增长趋势放缓，新能源装机增长较快，因此各省火电机组利用小时数同比下降幅度较大，省外购电意愿不强。”胡卫东坦言，部分购电省限制外购电规模，电力用户不能自由选择参与跨区跨省交易，制约了市场健康有序发展和交易规模扩展。比如，在汛期西南水电外送集中交易中，购电省存在不愿多申报购电的现象。

马莉认为，省间市场壁垒制约了清洁能源消纳。深化电力体制改革，需要通过机制建设，发挥市场在资源配置中的决定性作用，通过市场竞争，充分释放改革红利。

“本来交易中心就是改革的产物之一，很多问题的解决需要逐步研究和探索。”采访中，谈起交易中心这段时间碰到的问题，胡卫东表示，作为一个电力交易载体，需要国家相关电改配套政策不断完善。

在应急保障和市场风险防范方面，马莉则认为，应当超前研究制订市场紧急情况下的应急方案，保障电力供应安全和市场有序运作。规范市场准入和退出管理，合理设定市场波动准许空间，有效控制市场运营风险。逐步建立健全市场主体信用体系和保证金制度，加强市场主体诚信建设，规范市场秩序。