文by 蒋鹏聪
1月8日，甘肃省发布了2018年的电力直接交易公告，晶见也对交易方式进行了简要的分析
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据晶见了解，2018年甘肃直购电可能面临“非常之难”的困境，这其实就是降成本与电厂亏损的矛盾激化，我们可以从甘肃这里一窥当前电力市场生态圈现状。
首先是市场供需平衡，供需比是1:1
。根据市场公告可知，甘肃2018年的直购电规模是320亿千瓦时，这是174家准入电力用户的电量规模，对应的也是127家准入电厂的交易规模。在电力供过于求的情况下，绝大多数省份在供需考虑上都是供大于求的，这有利于促进发电侧的竞争，给予购电侧更优惠的价格。
这里附上详细数据：
用户侧:准入174家直接交易电量320亿千瓦时。
其中:电解铝企业4家138.57亿千瓦时，铁合金企业30家71.25亿千瓦时，碳化硅企业35家22.95亿千瓦时，电石企业6家22.27亿千瓦时，战新骨干企业57家19.45亿千瓦时，兰州新区企业28家9.49亿千瓦时，政策明确企业8家28.37亿千瓦时，铁路牵引变6家7.64亿千瓦时。
发电侧:准入127家直接交易电量320亿千瓦时。
其中:火电厂22家238.2亿千瓦时，包括安全约束与调峰调频电量173.48亿千瓦时，匹配供热电量64.74亿千瓦时;水电厂105家匹配电量81.8亿千瓦时。火电厂安全约束与调峰调频电量、匹配供热电量、匹配水电电量分别占交易电量规模的54.21%、20.22%、25.57%。匹配供热电量、匹配水电电量分别占供热总电量、水电总电量约32%。
除了供需比的平衡，其次就是甘肃省内发电量全部是优先发电量，非优先发电量基本为零，这样的现状是甘肃电力市场化面临的难点之一。
按照公告披露信息显示，安全约束与调峰调频电量173.48亿千瓦时由火电厂与用户采取双边协商、集中交易的方式开展，市场主体自由选择、自主协商，在交易平台申报交易电量、电价。由于安全约束与调峰调频电量是必发电量，且已经明确了各火电厂上限电量包括机组必开方式下按50%确定的供热电量、安全约束电量，以及按13%确定的各电厂调峰调频电量。也就是说，各火电厂上限电量都是其必发电量，谁的电量谁发，谁也不能通过直购电拿走别人的电量。
换句话说：发电厂可以不降价，当然市场交易未必就是要发电侧单方降价。
同时，有市场主体向晶见指出，在省内发电量全为优先发电量的情况下，由于直购电规模逐年扩大，为了满足用户侧的购电需求，甘肃省在2017年就按照原则上不少于20%的比例，将供热电量、水电电量纳入市场电量交易范围，通过定价和电量匹配方式开展，这样的做法在当时就已遭到发电厂的质疑。
在今年的交易规则中也写道，供热电量、水电电量只申报电量，不申报交易价格，交易价格也参考本次直接交易已形成的市场价格综合研究明确。相关人士表示，这种匹配电量的做法还将遭到发电企业的质疑（有指定交易对象、指定交易电量、指定交易电价“三指定”嫌疑）甚至抵制。
第三个难点就是目前不少省份都面临的一个现状，
“建立电力市场机制，降低企业用电成本”是电力市场化的目标和动力
，但是甘肃目前火电行业整体处于持续巨额亏损状态，许多火电企业已经“资不抵债”(听说某火电企业投产才10年，累计亏损已经大于总投资)，装机容量严重过剩导致利用小时低下(2017年常规火电省内发电小时不足1600小时)，火电企业面临无电可发，在煤炭价格不断上升，保持高位运行的同时，市场交易电价也在大幅降低。
