《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号）已发布近10年，我国的电力市场建设也在稳步推进。
一直被提及的电力市场化交易，到底交易的是个啥，怎么开展，其实在这个纲领性的文件里都有说。
而这也是一份我会时常拿出来重读的文件，常读常新，也看看哪些我们已经做到了，哪些正在努力，哪些还没有动静。
本质上，交易的是电力，这也是在还原电力的商品属性。
但如果把电价剖开，我们也会发现，并不是电价的全部组成部分都是拿来交易的，这里还是要做一个区分。
交易与非交易电价
2021年底之前，我们经历过一个漫长的由政府公布电价的过程，所公布的价格就是目录电价。
电价表格上规定了具体的价格，那么当去交电费的时候，根据电量和这个价格去交钱就好了。
在2002年之前，整个国家的电力行业不论是发电企业还是电网企业，都在一家，叫做“国家电力公司”。
而那个时候你交的电费统一给到这个庞大的全国性公共事业单位，然后其再向内部的公司进行分配，这也是垂直一体化的电力时代。
2002年发电厂和电网企业分离后，交电费依然还是交给电网公司这一个单位。
电网企业所收取的费用是其总收入，但因为发电企业和电网企业是独立的法人机构了，不再是一个大体系下的兄弟单位。
所以，电网企业要支付购电成本给发电企业，这个时候电网公司叫“统一采购，统一销售”，主打赚个差价。
而这个差价呢，是结果反推出来的。按照目录电价收上来多少钱，按照上网标杆电价和相关政策付出去多少钱，再剔除随电价征收的一小笔代征基金，剩余的就是自己的。
这部分留存也有个名字叫“输配电费”，因为电网负责的就是输电和配电业务，合一起也可以叫做供电。
在这个模式下，你会发现一头一尾，也就是发电厂的上网价格，和用户的支付价格都是被政策规定好的。
假设说我们在发电侧搞竞争，让各大发电集团在地方的各个电厂竞价上网，那么如果终端的到户电价还是目录电价所公布的，那岂不是因为竞争而降价的红利都被截留在电网内部了，没有传导至终端用户？
而如果想要正向传导的话，那么就需要做一个工作，就是核算出电网应收的输配电价是多少，而不是靠购销差反推。
可见，占据电价构成的两个大头，上网电价的那部分因为发电主体的不同可以产生竞争，通过交易形成电价，是为交易电价。
而输配电价，因为电网的自然垄断，无法依靠竞争形成价格，所以只能加强监管，制定合理的输配电价。
9号文的前两项任务
刚才提及的电改9号文里，28项推进任务中的第1项，就是以“准许成本+合理收益”的方式“单独核定输配电价”。
因为只有这样，发电侧通过竞争形成的上网价格+输配电价+附带基金就可以顺价的方式构成用户的支付电价了。
输配电价单独核定，不随着交易电价的波动而变化，这样市场交易所释放的降价红利就可以传导至终端用户。
但如果仅仅是发电厂之间的竞争显然并不是一个好的市场，因为市场要反映的是供给和需求，只有供给的话显然不合格，所以作为需求侧的用户也要加入到交易中。
这就在数量上就出现了一个不均衡的局面，发电企业的数量肯定远低于当地的用电企业，这样进行交易不论是双边还是集中市场，交易成本也会很高，这并不是一个高效的市场。
所以这个顾虑依然在电改9号文里被提及了，也是推进任务中的第2项，
"分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成，参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定。"
于是在市场上，除了发电企业，大型用电企业外，多出了一个新物种，就是文件里提到的售电主体，也就是售电公司。
售电公司之于发电企业，是买方，之于用电企业，是卖方。
粗浅地理解，其接过了之前电网“购销差价”的收入方式，不过要面临着与发电企业的讨价还价以及与其它售电公司对用电企业的争夺。
用电企业的选择
与此同时，之前政府公布的目录电价可一直没有被取消，而且随着输配电价改革，各省独立核算本省的输配电价，还附带了一份目录输配电价。
所以当时的用电企业就有了两个选项，要么继续执行这个目录电价，明码标价地交电费。
要么找一家售电公司代理自己或者自己独自去参与市场交易，根据交易合同交电费。
明显前者比较省事儿，那后者为何还能存在呢？因为能省钱。
咱们假设自己就是当时的一家企业主，有售电公司来向您推荐售电服务。其实作为老板来说，改不改革，交不交易和自己干系不大，最关心的话题无外乎你能给我带来什么利益？
不用你，我有目录电价，用你的话，我的价格是多少？至少要比这个目录电价要低的吧。
于是当时的售电公司能给到用户的基本都是价差，即比同期的目录电价低多少。
但目录电价是到户电价，而不是源头的上网电价。
假设用户目录电价对应价格是Y，售电公司给用户让利为每度电X，那么找了售电公司后，用户的电价就是Y-X。
而这Y-X中依然包含着公布的输配电价和附加基金，再把这些减掉后，比如说得到的是Z，这才是售电公司在市场上交易获得的电价。
当然售电公司为了盈利，同发电企业谈出的价格肯定要比Z要低一些，设为Z-△Z这样转手卖给用户的时候才会盈利。
这一来二去，相当于发电企业降了价，降价的部分一部分成为售电公司的收入，一部分成为用电企业的降费，但因为有目录电价这个大标杆的存在，岂不是发电企业亏了？
发电企业的考虑
咱们假设发电企业不参与什么交易，那么它的发电量可以获得的价格就是“目录电价-输配电价-基金”。
这个价格有些省就是跟当地的燃煤上网标杆电价一致，但也有地区不一致。因为当时售电价格参照的都是这个电价，所以我称之为交易标杆电价。
那么这个价格肯定是要比和售电公司谈的那个价格Z-△Z要高的，那为何要舍弃高价电而去追逐低价呢？
有这样的想法那可能有个默认的前提，就是认为发电量也就是上网电量是不变的。
咱们之前讲过电力量价费的模型，三者互相影响，不能只顾其一。
发电企业追求的是总利润最大化，价格虽然高，但并不代表在这个价格下发电量就会大。
在没有市场化交易前，一个发电企业的发电量跟电网调度是否调用你，怎么安排你，息息相关。
所以这也并非是可以完全保障的发电量，想要多发一些电量，或多或少都需要动用点关系。
但如果是通过市场化签订的合约，那么电网侧的调度中心就要安排这些发电量，确保供应充足，而且电网内部的发策部和交易中心也要考核调控中心对于合同的执行程度。
有了市场化合同来确保发电量，那么发电企业也就有意愿去降低价格以换取更大的发电量，这样在总收入费用上相比之前纯靠政策性调度要多一些。
21年的黑天鹅
早期的售电，用户是可以很明确地享受到更低的价格的，而且售电公司刚出现的时候，不论是发电企业还是电网企业，不论是地方国企还是社会上的力量都在成立售电公司，积极投身这个新行当。
当时的一些交易规则还在摸索，尤其是偏差考核方面，就是如果用户用电量和实际签订的合同电量不一致，差距太大该怎么办？
有些民营售电公司，因为没有源侧的背景，所以会在偏差考核方面主动100%承担偏差，再结合低价格成为自己的竞争力。
渐渐地也形成了两个市场，一个是发电企业和大用户还有售电公司在的批发侧市场，一个是售电公司和用电企业在的零售侧市场。
前者在竞争价格，后者在竞争用户也就是电量负荷。
就这样目录电价和市场化交易也共存了好久，2020年新发布的市场化交易指导文件，还将交易价格限制了一定区间，为当地燃煤标杆电价的-15%~10%。
最关键的是各省的落地文件中纷纷表达本年度暂不上浮，那进一步意味着与其执行目录电价，不如执行交易价格。
而这一切看似形式大好，不过相较于真正的电力市场还为时尚远，但就在21年夏天开始，因为大宗商品的价格暴涨，动力煤价格飙升，不论是标杆价，还是交易价再按照这个价格卖电发电企业堪忧。
21年10月15日，1439号文横空出世，工商业用户的目录电价取消，电网代理购电机制出现，而那个浮动区间也调整为±20%，且不再有暂不上浮这样的说法。
1439号文的出台还规定了一件事，那就是已经参与了市场化交易的用户不得出市，也就是不再参与市场交易。如果还是要出市，就要承担同期1.5倍的电网代理购电价格。
那么，早在1439号文之前就已经找了售电公司或者自行参与交易的用户，在当时可是面临着两大问题。
幸与不幸
第一个就是已经签订好的21年的售电合同怎么办？
发电企业联名上书不想执行，恳请国家做主。用电企业拿着合同质问售电公司，法律何在。
一个看似“黑天鹅”事件反而促使我国电力市场化交易大进一步，而最终国家出面调停了分歧，双方各让一步，互相理解。
但依然也留下了不少官司至今未解。
不过已经享受过低价红利的用电企业只能继续在市场里找寻好的售电公司以求适合的价格，而因为现在部分省份出现的倒挂现象，参与交易不如电网代购划算，可是1.5倍已经封死了退出市场之路。
江苏某10kV一般工商业用户
2021年12月前参与市场化交易价格对比
我要是某个企业的话，一定会看看这么多年过去了，从当初参与交易到现在，整体上究竟是赔了还是赚了。
真是先胖不算胖，在一切都在摸索的时候，根本不知道明天来的究竟是什么？
不过也正是这些不确定性才促使一些更多的主体入市，通过逐利的形式帮助市场发现真实价格。
这就是市场的魅力吧，虽然暂时坎坷，但不妨碍我们去追求理想，去找到自己在其中最适合的位置。
之前“管住两边，放开中间”，现在是“放开两边，管住中间”。
政府制定的目录电价取消（居民、农业用户还有），取而代之是顺价的交易模式，进而形成到户价格。
政府制定的燃煤标杆上网电价已成为交易价格浮动的基准，甚至已经不再是集中式新能源电站被统一采购的价格。
现在回看，早期的售电相对业务比较单一，但随着电力市场的逐步建设，交易品种的不断丰富以及售电公司能力的不断演化，
1439号文之后，新的售电时代正式开启，售电公司们也纷纷开启了自己的ABC面。
