2020年4月30日，随着四川电力市场最后一次2020年度集中交易结束，四川省2020年度交易整体格局已基本敲定，后续待开展的合同电量年度转让等品种交易仅仅是局部微调。相较2019年仅组织了一次年度集中交易，2020年共连续组织了六轮年度集中交易，针对常规交易、计划外交易进行多轮撮合。然而，从供需和成交数据来看，有一定体量的用电没有匹配发电，即没买到电。
图1、图2分别为六轮年度集中交易常规直购和计划外交易的供需和成交数据。可以发现，无论是常规交易还是计划外交易，成交量均远小于购买和销售需求。对于常规直购交易来说，供需比除第二轮交易时出现了攀升外，整体呈下降趋势；对于计划外集中交易来说，供需比远高于常规直购交易，变化并没有呈明显的规律。
图1 常规直购集中交易概况
图2 计划外集中交易概况
从整体来看，供给远多于需求，并不存在买不到电的情况，但是具体到个别月份和个别品种，供需矛盾就体现出来了。以1月常规直购交易为例，图3为供需和成交数据。
可以清晰地看出，1月常规直购交易一直处于供不应求的状态，特别是在第六轮交易还出现了供给为零的情况，造成最终约30000兆瓦时的需求购电失败。尽管四川1月处于水电运行的枯期，四川电网还需外购电力以满足全网的电力需求，但是从1月计划外交易（图4）、常规直购全年交易（图5）和计划外全年交易（图6）来看，1月整体仍具有供给能力。
图3 1月常规直购集中交易概况
图4 1月计划外集中交易概况
图5 常规直购全年集中交易概况
图6 计划外全年集中交易概况
从政策层面出发，供需双方均有成交的动力。根据《2020年四川电力交易指导意见》和《四川省2020年省内电力市场交易总体方案》的规定，购电侧3%以外的超用电量按照相应水期的上限价格结算，发电侧超发电量执行按照相应水期上限价格的55%结算。以1月份为例，购电侧3%外超用电量执行415.33元/兆瓦时，发电侧超发电量执行228.43元/兆瓦时。特别是对于发电侧来说，由于交易开展时点为4月，一季度发电量已是确定量，在最低成交价格大于390元/兆瓦时的枯水期，最大限度避免电量超发是主要工作目标。如按照最终约30000兆瓦时需求未成交，以390元/兆瓦时为基准，发电侧整体将面临至少480万元损失。
供给尚有，需求旺盛，电去哪了？
基于现有交易政策以及市场数据，造成这一现象的原因极有可能包括以下方面：
1.交易规则的改变
参考2019年和2020年四川电力交易规则可以发现，在年度集中竞价中不再引入K值这一参考数据。K值是在2020年以前，四川电力交易中用于评估电量丰枯平特性的参考量，一般来说，K值为正且越大，则丰水期用电越多；K值为负且越小，则枯水期用电越多。2020年以前的年度集中交易中，购电方提交的年度集中交易电量是一个带有K值的电量包。为获取更低的价格，购电方往往通过优化后的电量结构，形成一个“多丰期少枯期”的电量包参与集中竞价。
在2019年的实践中，市场主体对于K值的认可程度不尽相同，相同的电量结构是否依据K值参考定价也存在争议，因此2020年集中竞价采用的是全年均衡电量集中交易和单月电量集中交易混合的方式。对于全年交易来说，每月电量相同，购电方无法对其结构进行优化，相较之前的交易规则同样的年度交易量成交的丰期电量降低而枯期电量增加，同时整体成交价格上涨。
2.交易时序的变化
2019年集中交易安排于年度双边交易之后，且可通过交易定制的电量包形成出清结果。2020年交易时序按照“三轮集中+双边+三轮集中”的时序进行组织，且集中交易中的品种更为独立。考虑到后面仍存在交易空间，购售双方均不愿意将大部分成交放在前三轮集中交易中。同时，购售双方为了最大限度优化各自的电量结构，双边交易的成交量大幅增加，这一状况体现为进入后三轮交易时，供给和购买需求均大幅缩减。
3.超售与超买的可能性
鉴于四川电力市场准入门槛进一步放低，大量小型电力用户入市。由于目前代理用户用电数据接口仍然没有放开，往往由售电公司协同电力用户人工查询。考虑到抄表周期差异以及工作量倍增，年度交易时点确定的交易电量往往参照历史用电数据或按照同类型用户类比计算得出，不可避免存在小部分超售或者超买的情况。
4.不同品种交易标的的差异
常规直购交易是发电指标和发电能力的共同交易，计划外交易仅交易发电能力。计划外交易大部分集中于丰水期，常规直购交易大部分为全年交易。在集中交易环节，发电方希望以更好的价格销售尽可能多的丰期电量，于是往往倾向于在将指标和发电能力配置在全年交易中，而分月交易仅留有极少的指标和发电能力；购电方为获取更低的价格，往往在双边环节已大量购入丰期电量，同时考虑丰期合同转让的成本，仅有枯期电量进入集中交易市场。
基于上述四点原因，笔者判断：在年度集中交易市场中，特别后三轮集中交易，针对枯期的交易，考虑部分超售与超买情况的存在，指标和发电能力发生了错配，导致有发电能力的发电企业没有常规直购指标，有指标的发电企业没有部分月份的发电能力。同时，发电企业基于一季度实际发电情况在发电合约已覆盖大部分发电量的情况下，并不希望降价成交或欠发成交，在集中市场上体现为部分月份售方挂牌价格为交易上限价。这些情况都造成了部分用户买不到电的结果。
综上分析，笔者认为此次集中市场的缺电状况是市场博弈的正常现象，也是市场规则不断完善的合理情况。市场主体基于各自的诉求在市场中不断博弈，参考公开披露数据不断调整报价策略，也是市场建设进一步深化的表现。同时，丰富的交易品种、复杂的交易规则和进一步加强的偏差电量考核标准也大幅提高了批发侧市场的准入门槛，贸然以批发侧主体参与市场交易恐将面临不断提高的偏差成本和损失，这都为专业售电公司脱颖而出创造了机遇，也带来了挑战。（作者：隔壁鲤鱼、红油水饺）
