两会前夕，北京、广州两个交易中心在万众期待中揭幕。比这个电改里程标志性事件更具现实意义的是云南、山东、湖北、山西以及甘肃等各省份积极正在推行电力直接交易以＂撮合竞价＂，＂双边市场＂，“中长交易”的概念积极响应9号文及其配套文件精神，并取得了令人可喜地进展。3月8号，《国家发改委关于做好2016年电力运行调节工作的通知》（发改运行[2016]413号），文中提到：
“各地经济运行主管部门要会同政府有关部门和能源局派出机构，坚持市场化方向，以电力直接交易为抓手，扩大交易规模、规范交易方式，还原电力商品属性，促进经济稳增长。各地直接交易电量占全社会用电量的比例应在2015年基础上进一步提高。＂
从文中不难看到，各省开展的直接交易被视作电改的重要举措，得到了国家的认可，且该项举措仍在进一步深化中。尽管火电企业更习惯于上网标杆电价模式，对各省开展的直接交易叫苦不迭，但究其原因，这是过去十年间的装机的爆炸性增长而带来的必然阵痛，并非交易方式改变而导致。根据笔者对当前实施电力直接交易的观察，在此探讨目前“直接交易”方式的实施带来的用户端的公平性问题，寄希望于可以使直接交易在更加合理的方向上迈进。
在目前执行的直接交易合同中，供需双方所约定的核心是量和价两大元素，然而电作为商品其最特殊的实时性没有得到任何体现。这类合同更是一种传统意义的商品买卖合同，计划色彩浓郁，与之前电力企业在国家指导下签订电煤合同大同小异。这不但不属于电力市场中“场外合同”的范畴，更与电力市场所要体现的金融属性相差甚远。那么这样的模式带来了哪些问题呢？
1、峰谷电价的消失
我们知道峰谷电价的机制原则上是供需关系的一种体现，它是通过价格杠杆来调整用电行为的一种手段，符合全社会利益最大化的目标，被所有工业化国家在改革前和改革后普遍运用。可是，在我国多地的试点中，原本执行的峰谷平电价就随着所谓的“直接交易”不翼而飞了，规则明确写明该类交易不执行分时电价。于是，大工业用户再也不必考虑用电时段的问题了，可以在享受低廉的电价的同时一并享受峰时用电带来的各种衍生红利，虽然在实施规定中要求“参与直接交易试点的发用电企业必须服从全省大局需要，无条件执行有关错峰、让电等指令，共同维护全省供用电秩序”，但这种以行政手段代替市场手段解决用电高峰问题的方式，比改革前的体系是进步还是在倒退呢？
2、补贴义务的豁免
在“直接交易”模式下，用户需要支付基本电费，电度电费，过网费和政府附加费。貌似除了从发电厂得到了电价优惠外别无其他，实则不然。大用户是指110kv及以上的用户。我们知道，输配成本和线损率都随电压等级的升高而降低，所公布的不同电压等级输配电价也正是反应了这样的趋势，所以，高电压等级用户在采购了低成本的电能之后，再需要再支付其电压等级相对应的电网使用成本便完成了电能采购，这一切貌似合理，而其中的不合理却隐藏在目前机制中隐含的交叉补贴里。
为了使分析模型简单，我们先假设两个条件：
一个省里交叉补贴是公平的，即我们不讨论补贴原则问题。
交叉补贴在一个省里实现平衡，即长期看来不存在大幅亏损或盈余。
目前，支付高电价的工商业在补贴着支付低电价的居民等用户，这一步是在电网统购统销的过程中实现的。由于直接交易用户只需要向电网缴纳以输电成本计算出来的过网费，使得其脱离了交叉补贴的大水池，补贴款项势必亏空。以某省为例，110kv用户的直接交易所适用的过网费比目录电价中的购售差价低了2分，由此推算今年的直接交易用户少支付了约6亿元。这样就导致在以现有交叉补贴制度下，未能参与直接交易的所有电力消费者在共同承担亏空，或者说是全民补贴享受直接交易的大用户。这对占绝大多数的所有电力非直接交易者不公平。
3、优质资源的低成本占取
电力系统为了满足峰时平衡，需要建设抽水蓄能电站，需要电网调度人员高强度工作，需要在必要时拉掉部分负荷，需要安排调峰机组备用等等一系列手段来实现峰值供电的安全性可靠性，可见峰时的每一度电是多么来之不易。为了珍惜每一度峰时用电，国家正在大力提倡的能效管理，需求侧响应，虚拟电厂，储能开发等等辅助手段来实现削峰填谷。从使用成本的角度看，峰时用电成本最高，体现了社会优质资源具备稀缺性。在电力交易现货市场和辅助市场尚未建立的时候，其稀缺性无法还原为价格。而没有了峰时电价的大用户，可以集中在任意时段来进行电力消费，这个过程中对稀缺资源的低成本占有势必挤占了其他电力消费者的权益。尽管我们目前发电装机出现过剩，但是，受输配条件限制，峰值负荷也不会无限增高，那么这就对主动做需求侧响应和被迫限电的用户极为不公平。例如，夏天商业用户为了减少峰值负荷而建设的蓄冷装置会沦为对大用户峰值用电的补贴。
4、不可持续扩大的技术约束
以各国经验来看，一个地区的场外交易达到10%时，必须配备期货市场和现货市场来调剂交易方向，也就是说，市场的设计和交易的实现仍需以满足物理条件约束为前提。开展“直接交易”的省份今年都不约而同的扩大了交易量，以某省为例，2016年初完成的直接撮合交易电量超过去年交易量的一倍以上，达到了其全省用电量的14%，然而，交易形成后，带给调度安全校验巨大的工作量。系统是否能在公平原则下支撑这么高比例的合同执行，目前仍是巨大问号。不同省份网架结构各异，但其物理约束条件都是存在的。在市场自我调节功能尚不具备的前提下，其“直接交易”范围不易盲目扩大而导致事与愿违。
5、与建设低碳社会目标的偏差
“直接交易”的最大诱惑莫过于降低电能使用成本，从而在经济下行周期中，降低工业品生产成本。在已经实施“直接交易”的省份中，无一例外的实现了大幅降低了电价，这也被视为电改的阶段性成果。然而，电价的高低本质上是由电力成产成本和供需关系决定的，在当前一次能源价格走低，电力装机过剩的大背景下，电价降低符合当前市场规律，是必然现象，而非交易方式导致。在目前使用的合同中，采购电量是以年用电量为基础约定，同时规定了实际用电量的差额需保持+-5%之间，否则罚款机制生效。这意味着，在制度设计上，用户会因为在新的一年中因采取了各种节约措施导致的用电量减少而被罚款。在目前碳交易市场，绿证等减排机制尚未成熟的时候，较低的用电成本、单一的电价体系，加之现有合同机制这一体系与建设低碳环保型社会的目标发生偏离。
以上分析告诉我们，电价的决定性因素不是交易形式的变化。供需双方直接形成价格的模式符合市场化方向，它更加快速的传递了价格信号，但不应混淆成交电价和交易模式之间的关系。不能以电价降低的幅度来定义“直接交易”的功劳，更不能因交易模式的变化形成全社会补贴大用户的现象。执行合理峰谷平电价体系，激励节能用电，鼓励需求侧响应，履行补贴义务等机制是在电力市场尚未形成时执行“直接交易”不可缺省的必要内容。只有在不断完善“直接交易”的各项机制基础上，扩大其范围才更有利于电力市场建设的健康发展。
