随着国家发改委、国家能源局《电力中长期交易基本规则（暂行）》的印发，市场化交易作为电改的的主要实现措施，终于走到具体落实操作层面，各地也正在积极根据要求制定具体交易细则。现笔者就电力市场化交易中有关环保电价的几个思考供大家参考、批评。

上周二某夜与南方某君夜聊，越聊越多，有点不知晨之将至的感觉，其中就电力市场化交易设计中如何考虑环保电价的问题进行了讨论，很多东西深以为然。虽该君那里的规则业已印发，我们这边也在部分交易品种中进行了考虑，但都觉得尚不周全，现就择大意成文供各地市场同行者参考、批评。

一、市场交易中要不要考虑环保电价？

建议各地在市场交易规则中充分考虑环保电价，既落实国家政策，又防范政策风险。

各地现行市场化交易规则对环保电价体现不足，有的市场交易不只没有保护补贴环保机组，反而让环保机组吃了亏。不管是直接交易、合同转让，还是双边协商、集中竞价（集中撮合）、挂牌交易，各地基本都没过多考虑环保电价的问题，有的甚至是“反环保电价”，这需要我们重视，并想办法妥善解决。

在现行市场交易中，环保问题主要是通过准入来体现。但在实际上，这样一是很难严格限制，二是难以准确体现环保价格。发电企业市场准入中门槛基本上是最低环保标准，实际工作中，有的甚至是只要排污许可证即可，不必说是否全部脱硫脱硝除尘，更不必说是不是超低排放了，其实这也无可厚非，因为正常来说这些机组既然可以并网发电，也应该可以参与市场交易，市场交易发展到现在，已经慢慢还原成配置电力资源的手段，而不应再是一部分能进另一部分不能进的优惠政策，只不过发电上网的有环保价格的补贴，市场机制则体现不足。

（一）市场采用发电直接交易上网电价报价法。

假设上网标杆电价是350元/兆瓦时，其中包含脱硫15元/兆瓦时、脱硝10元/兆瓦时、除尘2元/兆瓦时，另外若是有超低排放还有10元/兆瓦时的补贴。假设有3个发电企业A、B、C，他们分别是A只有脱硫脱硝，上网电价为348元/兆瓦时，B有脱硫脱硝除尘，也就是执行标杆上网电价350元/兆瓦时，C有脱硫脱硝除尘超低排放，上网电价为360元/兆瓦时。

假设A、B、C想要参加直接交易，但是当地准入卡的比较严格，A没有除尘，所以准入不了，最终进入市场的是B、C两家企业。假设B、C两家发电的装机容量、除环保外（超低排放）的发电成本都相同，市场交易采用发电上网电价报价法，在市场报价中（双边、集中、挂牌），B、C报价分别为300元/兆瓦时、310元/兆瓦时，那么毫无疑问B的报价低，也就是市场竞争力比C高10元/兆瓦时，这每度电1分钱的竞争力就来自C因为超低排放而增加的1分钱成本（假设超低排放补贴即为超低排放成本），那么市场用户必定是与B签约，而不会与C交易，若C要想有竞争力就必须最少再降低10元/兆瓦时的电价。也就是因为交易规则的规定，C因为有超低排放却降低了市场竞争力。

可以看出，市场认为更加环保的C发电企业不如B发电企业更有竞争力，在直接结算时是默认直接交易价格已经包含了环保电价，这种方式存在“反环保电价”的问题。

（二）市场采用“发供联动”的价差传导法。

“发供联动”的价差传导方式因为是与发电企业的各自降价为报价，参考的降价是各自的上网电价标准，所以上例中B、C的市场竞争力是一样的，都是降价50元/兆瓦时，是体现了环保电价的。