但截止10月30日，在浙江省發布的《關于調整我省目錄銷售電價有關事項的通知》和《關于調整2021年度電力直接交易的通知》、《2021年12月省統調燃煤上網電量集中競價工作方案》等文件中，并沒有對外送電價格進行調整。
10月31日，靈紹直流配套電源企業直接致函國家發改委經濟運行調節局，請求對送浙電量的電價進行調整。根據靈紹直流配套電源企業的說法，今年以來由于煤炭價格持續上漲，導致發電成本與電價倒掛，火電廠虧損嚴重，現金流斷裂，企業經營舉步維艱。
根據《能源》雜志了解，靈紹直流送浙電量電價此前為寧夏基準點價+特高壓輸電價格。此次靈紹直流配套電源提出希望組織中長期集中競價交易，給予外送火電與省內煤電機組同等政策待遇，允許其參與省內市場交易。
盡管浙江省最新政策僅限于2021年的燃煤上網電價，而且也沒有明確靈紹直流電源參與省內現貨市場。但也讓外送煤電可以通過市場化手段形成價格。同時省外電源主動提出以同等身份參與省內市場，也會在未來的現貨市場改革中，有利于打破外來電入市難的問題。
“外送電主動要求參與受端省份的市場交易是一種進步。”上述電力專家說，“電網公司組織外送電的模式實質上是送端發電廠相互直接競爭，是在送端電價水平上的競爭。送端省份往往電價水平較低，一旦出現煤價高的情況，送端電源就要承受很大的壓力。但受端省份往往經濟發達、電價水平更高。參與受端市場是在受端電價水平上與受端電源競爭，送端電源具有成本優勢，對送端電源來說更有經濟效益，也更容易拿到足夠多的電量合同，無疑是最明智的選擇。”
只不過這種對送端電源好的事情，在供需緊張的情況下對受端省份來說可能就要承受漲電價的困擾。而在這個注定無法多方共贏的局面里，更受傷的是電網公司。
掌握外送電負荷曲線、電量、電價是電網公司在受端省份市場化改革中死守的底線，也是最為人詬病的一點。從本質上說，這是電網統購統銷模式在外送電中的延續。然而隨著“以電力市場化促進電力保供”的推進，電網公司的“統購統銷”已經逐漸顯露出敗像。
“1439號文出臺，電網公司慘敗。”一位電力行業從業者毫不避諱的評論道。
除了全部開放燃煤發電上網電價外，1439號文的另一大突破就是推動工商業用戶全部進入市場。而且明確規定了暫未直接從電力市場購電的用戶由電網企業代理購電，代理購電價格主要通過場內集中競價或競爭性招標方式形成。
盡管看起來電網公司還能夠通過代理購電掌握用戶，但隨后國家發改委又發布了《關于組織開展電網企業代理購電工作有關事項的通知》（即發改辦價格〔2021〕809號，以下簡稱“809號文”），徹底打破了電網統購統銷的局面。
首先，809號文明確規定“各地要結合當地電力市場發展情況，不斷縮小電網企業代理購電范圍”。這也意味著即便是電網代理購電，也是有時間上限的，不能持續下去。
此外，對電網購電的方式也進行了細化。無論是2021年12月底前的掛牌交易，還是2022年1月后的價格接受者參與市場出清，都堵死了電網代理購電潛在的價格優勢，避免電網掌握代購電的定價權。
從時間限定和購電方式限定這兩項規定不難看出，政府明確了電網代購電只是一個過渡性措施。這也意味著2015年中發9號文中規定的“電網企業不再以上網電價和銷售電價價差作為收入來源”進入正式的執行和貫徹階段。
當然了，讓電網企業退出購售電乃至代理售電市場都是需要時間，甚至是需要政策強制的。
11月1日，國家發改委辦公廳和國家能源局綜合司發布《關于國家電網有限公司省間電力現貨交易規則的復函》。文件透露出國家電網公司在此前已經報送《省間電力現貨交易規則》，兩部委對此做出函復。
在復函中，兩部委要求不斷擴大市場交易范圍，逐步引入受端地區大用戶、售電公司等參與交易，優先鼓勵有綠色電力需求的用戶與新能源發電企業直接交易。
實際上，2017年北京電力交易中心就曾發布《跨區域省間富裕可再生能源電力現貨試點規則（試行）》的公告，開啟了省間電力現貨的相關工作。盡管文件中也規定了買方市場主體包含了用戶、售電公司和火電企業，但時間過去了四年之久，仍然只有電網公司參與其中。
“電網公司可能并不打算讓用戶和售電公司參與省間現貨。”上述電力市場專家說，“對于電網來說，掌握省間交易屬于核心利益。只要是逐步放開，就會被無限期拖延。”
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本文標題：電力市場化的保供能力面臨最大考驗
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