第二批输配电价正在制定之时，首个区域电网的电力直接交易已先行一步。

8月底，北京、天津、山西、广东等12个省级电网以及华北区域电网的成本监审工作将结束，各地的输配电价也将在2016年年底前对外公布。

此前，国家能源局华北监管局正式印发实施《京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则》(以下简称《规则》)的通知，要求各市场成员按照规则开展京津唐电网直接交易，建立统一的电力交易平台，确保2016年10月底前具备开展集中竞价交易的条件。

值得关注的是，此次文件中，也将售电企业纳入到参与交易的市场主体中。在京津唐交易平台上线前，为尽快释放电改红利，市场主体自8月12日起可以先行开展协商交易并向相应交易机构提交达成的交易意向。

按照规划，京津唐电力交易2016年末电力直接交易规模将达到全社会用电量20%。业内预计今年电力直接交易量有望达到600亿千瓦时，这一规模也将大于广东省420千瓦时的直接交易量。

“京津唐电网结构紧凑、调度体系完善，有着进行区域电力直接交易的良好基础。”国家发改委电力体制改革专家咨询组专家、华北电力大学教授曾鸣在接受《中国经营报》记者采访时表示，另外京津冀一体化协同发展有利于区域电力市场的构建。

在上一轮电改中，东北区域电力市场改革在模拟运行11个月、试运行4个月之后以失败告终。有此前车之鉴，这一次京津唐区域电力市场的改革自然备受关注。

京津唐电力统一调度加强

随着《规则》的印发公布，京津唐成为本轮电改以来首个启动的区域性电力市场。

规则中指出，京津唐电网范围内电网企业包括华北电网有限公司和北京、天津、冀北电力公司等。此前，由天津电力交易中心在4月成立，首都电力交易中心和冀北电力交易中心在今年7月成立，这些是当地的区域电力交易中心，都由国家电网组建。

而按照《规则》，将组建京津冀电力交易机构，组建完成后，应按其组建方案和章程归并和调整京津唐电网各交易机构职能。

在7月19日国家能源局公布的《关于做好京津冀电力市场建设有关工作的通知》中提到，要结合京津冀地区实际，按照股份制模式，以具备同步开展中长期和现货交易能力为基本要求，提出京津冀电力交易机构组建方案及章程。组建方案也要明确业务范围、职责、人员编制和内设部门，清晰界定本电力交易机构与相关电力调度机构等的关系，9月底前将上报国家能源局。

一位电网企业人士告诉记者，在本轮电力改革中，电力交易机构的组建过程充满了利益博弈。今年上半年，由国家电网和南方电网在各省主导成立的电力交易机构纷纷成立。

在国家发改委批复的山西电改综合文件中，明确要求电力交易机构是“由国网山西省电力公司相对控股、第三方机构及发电企业、售电企业、电力用户等市场主体参股的有限责任公司”，然而山西最终成立的交易中心仍有国家电网独资。随后，中央改革督察组已赴山西督察电力体制改革，要求山西监管部门就电力交易机构组建等问题进行汇报。

而在重庆，由于当地政府、售电企业以及电网公司的博弈，当地的区域电力交易机构至今仍未成立。

相对于山西、重庆等单独试点，京津唐电网统筹涉及到三个地区，其电力交易机构的组建是否会顺风顺水?

“京津唐电力交易机构的协调、归并难度不小，政府的积极配合也将起到很大作用。”曾鸣认为，京津冀一体化也有利于三地地方政府的协调配合，建立的难度不会太大。

曾鸣预计，京津唐电力交易机构的股权模式可能仍是由国家电网相对控股，但现在还没有定下来，相关部门对方案仍在研究制定中。

实际上，京津唐电网之所以举足轻重与其涉及到首都北京的电力保证供应和电力安全问题不无关系。如今放开京津唐电力直接交易，负责电力实施运行的电力调度将得到强化。

8月11日和8月12日，北京电网、冀北电网、天津电网的负荷分别创新高，华北电网公司陆续取消了天津、河北、山西、山东的独立控制区。

曾鸣认为，随着京津唐区域电力市场形成，未来也将形成现货市场，这意味着京津唐电网的电力统一调度校核将加强，原来的独立控制区也将会被削弱。另外，尽管成立区域统一电力市场，京津唐三地还是要承担着“华北网包保京津唐、京津唐保北京”这种共同但有区别的供电责任。

百亿级售电市场空间开启

对于区域性电力市场建设的探索并非没有先例。

2003年6月，原国家电监会公布《关于建立东北区域电力市场的意见》，东北成为首个进行电改的区域市场。2004年1月15日，东北区域电力市场模拟运行正式启动，2005年进入试运行。

曾任电监会供电监管部处长的戴俊良后来回忆称，由于电煤价格上涨，导致火电企业上网电价太高，但销售电价传导不出去出现亏空，东北电网公司在16天亏损了32亿元。2006年5月，主管部门下发文件，东北区域电力市场进入了学习总结阶段。

戴俊良认为，东北实验失败的主要原因在于上网电价和销售电价不能联动，三省对于电价的调整幅度不能统一。另一方面，当电力供应紧张时，电力单边交易也会带来很大的市场风险。而东北实验也表明，建立区域电力市场应该推动电力的直接交易和双边交易，让供需直接见面。

“推动电力直接交易也是本轮电改的主要方向。”曾鸣表示，在当前电力供应宽松的情况下，电力直接交易也将促进成交电价下调，利益转移至用户以及中间的售电企业，这也是最显著的影响，特别是工业用户将直接受益，用电价格有所下降。

8月12日，国家能源局华北监管局还公布了内蒙古大唐国际托克托发电等6家参加京津唐电网电力用户与发电企业直接交易的内蒙古“点对网”发电企业名单。8月18日，又公布了国电电力(3.070,0.00,0.00%)大同发电等4家山西企业的名单。这10家火电发电企业的装机都超过100万千瓦。

这同时意味着，这些燃煤成本优势明显的企业也将参与到京津唐地区的电力直接交易中，竞争市场份额。

国家能源局提到，要力争京津唐电力交易在2016年末电力直接交易规模达到全社会用电量20%。

数据显示，2015年京津唐电网用电量3086亿千瓦时。以此计算，预计2015年电力直接交易量将达到600亿千瓦时，在8~12月每个月的交易量120亿千瓦时。

而广东省2016年电力直接交易规模为420千瓦时。其中280亿千瓦时为年度长协，140亿千瓦时为月度竞价，3~12月，每个月的竞价电量为14亿千瓦时。

由于京津唐电网的直接交易总规模和月均规模都将远大于山东，也引发了各方关注其中的市场机会。

在《规则》中，提出参与京津唐电力直接交易的市场主体为各类发电企业、售电企业和电力用户等，明确将售电公司纳入其中。据统计，现在京津翼地区已经成了超过100家售电公司，资本构成也呈现出多元化。

根据国泰君安(19.060,0.46,2.47%)的研究，参照广东省最新月度的电力交易结果，平均价差为-0.059元/千瓦时来估算，预计京津唐电力直接交易中电厂将向下游让利35.4亿元会被售电公司及直接参与交易的电力用户共同享有。

曾鸣表示，京津唐的一些售电公司可能还不具备进行电力交易的条件，所以预计主要仍是大用户和发电企业的直接交易。但是进行电力直接交易，必然也会促成一些用户寻求电力代理，京津唐的售电侧市场也将加速放开。