我院举办2022华西急诊国际学术论坛暨首届智慧急诊国际论坛

和北京同呼吸共命运的还有天津、河北、山西、陕西、河南等11个省市。

但是目前看来，这个办法能否行得通，尚值得讨论。而且这种方法具有一定的可行性，毕竟电煤问题由来已久，各种情形都曾出现，针对各种疑难杂症也都曾开过处方，如果认真总结，根据现实情况适时调整，调控电煤的法子还是有的，工具包一定不会囊中羞涩。

政府部门也认同这一判断，并表示应把煤炭行业作为降本增效的重点，促进行业健康平稳运行。想放放不开，想管问题又更多，电煤成了政府部门的心病。无论是哪些因素造成了煤超疯现象，有一点是可以肯定的，2016年以来煤炭市场运行本身异常复杂，加之人为的去产能因素干扰，市场形势波谲云诡，市场上各方参与主体相互博弈时只能抓住那些明确的信号。调控需要政策工具包其实，电煤价格调控失灵的类似窘境已经不止一次发生，2008年，国家发改委就曾出台过临时价格干预措施，要求全国煤企供发电用煤矿价一律不得超过最高限价，但限价令实施后煤价仍持续上涨，最高涨幅达到70%。该文件同时要求所有煤矿以全年276个工作日实施生产，相当于将煤炭产量瞬间下调16%。

9月27日，国家发改委等部门召开保障冬季煤炭稳定供应的会议。然而，政府管制并未就此消失，电煤重点合同改制为煤企与电厂之间签订的中长期合同，煤价虽然可以参照市场变化相应调整，但合同中的基础价格形成过程中依然有政府相关部门的身影。《办法》已经透露出监管部门的态度。

这意味着，电改能否以一种多赢的方式进行，也是决定其成效的关键要素。要做到稳步前进，至少应该在以下几方面发力：让输配电价产生积极的驱动力在完成基础的组建工作，并完成初期的市场启蒙任务后，下一程如何发挥引导作用，将成为电力交易机构必须直面的问题，跨区消纳或许成为一个亮点。要做到稳步前进，至少应该在以下几方面发力：让输配电价产生积极的驱动力。

再比如，对于准许收益中的营运资本，明确营运资本按不高于监管周期前一年电力主营业务收入的10%核定，给出的明确限制是，核定基数为电力主营业务收入，核定比例不高于10%。对电力市场而言，无现货，不市场的观点已经得到认同，而中长期交易，更是电力市场的基石。

先是1月4日，国家发改委出台输配电价定价办法的消息出台，此后，国家发改委正式公布《电力中长期交易基本规则(暂行)》，明确计划调度+直接交易为主的中长期交易模式操作方法及流程。比如，对于监管周期新增准许成本之中的其他费用一项，明确为参考不高于电网经营企业监管期初前三年历史费率水平的70%，同时不高于监管周期新增固定资产原值的2.5%核定，需两个条件必须同时满足才行。在共享电改红利之时，需要考虑的问题就是，改革成本如何分担?尤其是面对日益突出的新能源消纳问题，如何打破省间壁垒，建立跨区消纳新机制?目前看来，解决之道有赖于软硬件两方面的建设，硬件建设包括：火电等电源的系统灵活性改造、跨区输电通道建设等，这涉及调峰辅助服务分担机制的建立、跨区输配电成本和定价办法;软件建设目前各方关注点在于，具有约束性的新能源消纳配额制、绿色证书交易机制的建立。下一步，应关注第二批12个省级电网，其余14个省级电网以及区域电网，乃至跨区跨省线路的输电价格。

对于四川、陕西、广西、云南等地的地方电网，也将参照《办法》，科学核定地方电网和新增配电网配电价格，研究建立常态化监管制度，积极推动电力市场化交易。此次规则首次全面考虑交易品种、全流程设计，以市场机制激发市场主体的参与热情。但这一切，应根据轻重缓急，掌控节奏推进。这意味着，电改能否以一种多赢的方式进行，也是决定其成效的关键要素。

《办法》已经透露出监管部门的态度。这一操作手册，为未来3年的市场化交易确定了顶层设计。

就本轮电改的几个重点而言：作为红利释放最为集中的环节，售电侧改革的鲶鱼效应无疑最为重要，在直接调整利益的同时，将继续发挥巨大的吸引和放大效应，对整个行业产生强烈冲击;而作为基础和核心的输配电价改革，也会给业界以稳定预期，坚定改革发展的信心;有序放开发用电计划、电力市场建设和电力交易机组建和规范运行、燃煤自备电厂监督管理等三方面尚待新的突破。此外，首批105个新增配电网试点运行情况值得关注，尤其是考虑到国家能源局发布《首批多能互补集成优化示范工程评选结果公示》后，当多能互补叠加增量配电，引发的多种能源、多种系统融合的空间，必将让人浮想联翩。

以避险手段为例，在合同转让交易部分，首次提出用户之间的用电权交易概念，并明确了操作细则，合同转让交易原则上应早于合同执行3日前完成，这意味着，用户只要提前3天判断无法按照合同执行部分电量，即可进行转让避险。2017年，电改进程已步入途中跑阶段，推进相关举措需要紧锣密鼓，更需要脚踏实地，才能真正落地生根。在我国双轨制现实条件下，新近公布的电力中长期交易基本规则提出的计划调度+直接交易为主的中长期交易模式，是走向现货+中长期的重要一步。探索有中国特色的电力市场模式。2017年伊始，业界期盼已久的电改重量级靴子陆续落地。而这些，都有赖于交易中心平台的市场化作用发挥的程度。

问题在于，简单粗暴的价差模式引发人们对现有售电公司盈利能力产生怀疑，未来，需要通过能源+互联网培育出有综合服务能力的售电公司，才能让人信服。让售电侧市场继续成为引爆点。

2016年，超出预期的收益，让先行布局的售电公司赚得盆满钵满。让电力交易中心承担前沿引导作用。

重磅政策称得上开门红，2017年，将迎来电改的第二轮爆发期，在保持速度、鼓励参与之外，有序推进的基调也将继续保持但根据此次发布的交易门槛(发电企业为单机容量12.5万千瓦级以上的统调公用火电企业等，电力用户为10千伏电压等级以上、年用电量1000万千瓦时以上的两区以外工商业用户等)，相关售电公司与电力软件专家测算出来的发电市场与用电市场规模将分别为1600亿和500亿左右。

他们的目标是，最终可以降1分8到2分之间，就算成功了。发电厂们是喝了酒发誓的，谁也不会破坏约定。省电力交易中心并没有像广东那样对公众开放、实时滚动数据的交易大厅;在这儿，大家都在各自公司电脑上竞价。只有知道了发电厂的边际成本，才能知道最终交易配对的区间，并配合用户侧的具体需求精准定位具体用户期望成交的市场量与价格区间。

我们有河南省所有机组所在区域的煤价区间、机组的煤耗水平、其可参与交易的发电利用小时数、甚至其具体考核目标，因此对其价格底线也就是边际成本的计算精确到了每一个机组。根据河南省竞价历史，此前采取的都是以分别出清价格进行交易，但由于交易通知并没有明确具体的撮合方式，所以虽然最可能是分别出清，但谁也不敢100%确定。

据了解，有的河南电力用户去年自己交易取得降价1分6的成果，非常满意，也觉得今年超过这个数就行。庞大的经济规模背后是强劲的能源需求。

市场拥有众多有色金属和富士康重要产业基地的河南，其2016年全省生产总值突破4万亿，位居全国第五。2月7日，河南省将进行2月-12月的电量集中撮合交易。

图迹与售电公司对电厂的分析靠谱吗?位于河南的某电厂相关负责人告诉图迹：我们今天也在干同样的事儿。2016年，河南省直接交易成交电量270亿千瓦时，其中集中撮合交易成交电量126亿千瓦时，双边协商交易电量144亿千瓦时。图迹科技董事长章羽说。电力用户的心里期望与售电公司或者专业数据分析企业之间的这几分差额，就是巨大的市场，也是考验核心竞争力的地方。

他顿了顿，而且咱们的计算结果差不多。西安图迹相关负责人说。

有这样的数据和分析作支撑，众企联合售电公司也表示可以撸起袖子培养核心竞争力、为用户带来更多价值。其中，发电企业准入标准由30万千瓦时下调至12.5亿千瓦;年度用电小时小或等于3500销售的电力用户不能参与本次撮合交易，只能参与之后的双边协商交易很明显，这样的变化是为了增加发电侧竞争、降低用电侧竞争。

更没有广东市场那样会提前设置好竞争系数。去年河南省电力市场集中撮合的降价力度很低，这可能是激发市场活力的一种方式。