一位发电企业负责人感叹：“价格都一样，很难说是市场交易。”据财新记者了解，因所谓的水电市场化交易基本都在最低限价水平上成交，各家水电站可获得的交易电量很难从竞价机制中产生，所以交易电量最终仍由电力交易中心依据各水库基本情况，即装机容量、调节能力和来水情况等进行分配，具有很强的行政色彩。

业内人士告诉记者，这种现象目前在全国各地电改中普遍存在。本来电改允许市场化交易部分的电价由供需双方自主定价，但实际操作中，变成所有发电企业普遍降一定数额的电价，电量则仍延续行政分配方式，最终使得“最低限价”变成了由政府制定的新的上网电价，而定价部门无非是由国家发改委变成各地方省份的工信部门。 云南省从2014年开始试行汛期富余水电竞价上网政策，允许70多家工业企业参与市场化交易，总交易电量接近100亿千瓦时；2015年电力市场化交易改革向全省工业企业推开，交易时间也覆盖了全年，全年市场化交易电量为300多亿千瓦时，占全省用电量的20%多；2016年的电力市场化交易方案，除设定年度、月度交易，还增设了日前交易，交易电量预计扩至500亿千瓦时。2016年延续的最低限价是0.1元/千瓦时，同时还设定了目录电价为最高限价。　　

以2015年实际交易情况来看，这种所谓的市场化交易呈现为政府干预下的普遍降价。

值得关注的是，在云南省2015年和2016年的电力交易规则中，发电企业和用电企业申报的并非最终成交价格，而是以“价差”的方式申报，即相对于目录电价降价的差额。一位业内人士告诉记者，价差报价方式就是简单的降价模式，并不考虑成本和供求关系。电作为一般商品，应由供求关系决定价格，而非仅允许降价。

这样的价量受限交易还是市场化交易吗？上述人士认为，云南省政府部门可能主要是担心电价大涨大跌失控，而其中涉及发电、用电、电网等各方复杂利益，政府自认为负有稳定之责。

“这里有一个关键的政策背景。”一位资深业内人士对财新记者指出，九号文对电改重点任务的表述中，提及“有序缩减发用电计划”。长久以来，各地政府制定发用电量计划并无任何行政许可，国家电力主管部门也从未下达这一计划，而九号文的上述表述却变相确定了“发用电计划”的行政管控地位，将其彻底“做实”。

“这是本轮电改顶层设计存在的最大局限。”上述人士指出。

水火电利益之争

3月30日上午，在云南省工信委六楼的一间办公室里，几家水电企业人士正在向负责电改方案起草和执行的相关负责人反映情况。

“火电企业就是在搞恶性竞争。”一位企业人士直言不讳。

根据2016年云南省电力市场化交易实施方案，火电企业和一定规模的水电企业全部纳入市场化交易，取消计划电量，在同一平台竞争。但水电作为清洁能源享有优先发电权，如火电企业竞价获得了一定发电量，则可让水电企业代发电，火电企业和水电企业依据发电收入的2 : 8来分成。

据记者了解，在3月的交易报价中，火电企业报出的上网价格约0.18元/千瓦时，这低于云南火电行业最低边际发电成本0.2元/千瓦时，一些火电企业凭借低价竞得了交易合同。

水电企业的不满在于，这一交易规则允许火电企业恶性报价，最终由水电企业代为发电，而火电企业“不劳而获”净得发电收入的20%。“这是变相将水电企业的利益转移给火电企业。”一位水电企业负责人对记者说。

云南省工信委相关负责人对记者坦承，上述情况的确有可能发生，这也是电改试点面临的一个棘手问题；但政府也需要考虑火电企业的生存问题。