我国电价市场化迈开第一步

电力18讯：    
　　5月8日，国家发改委公布了配套文件中的第四个，《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》。

　　通知要求，跨省跨区送电由送电、受电市场主体双方按照“风险共担、利益共享”原则协商或通过市场化交易方式确定送受电量、价格，并建立相应的价格调整机制。

　　国家鼓励通过招标等竞争方式确定新建跨省跨区送电项目业主和电价；鼓励送受电双方建立长期、稳定的电量交易和价格调整机制，并以中长期合同形式予以明确。

　　输电价格调整后，同样按照“利益共享、风险共担”的原则，将调整幅度在送电方、受电方之间按照1：1比例分摊。

　　多年来，我国电力分布不均。几年前东部省份出现的“电荒”，还让人记忆犹新，而电力资源丰富的东北、西部省份却仍被限电、窝电困扰。正因如此，跨省、跨区输送电力不可避免，实现跨省、跨区电力交易的市场化也就至关重要，被认为电价市场化迈开第一步。

　　选择放开跨省跨区电能交易价格这个切入点来推进电力市场化改革是非常合适的，因为跨省跨区交易既能促进资源优化配置，又能促进节能减排，同时有助于促进区域电力市场的形成。目前跨省跨区电能交易的送电、受电市场主体双方大都是电网公司，是“网对网”交易。而此次改革涉及的大部分是西南水电与东南沿海省级电网的“点对网”交易，因此，改革的空间很大。

　　先由供需双方直接商定交易电量和电价，行不通的再由政府协调，最终有利于输配电价格的形成，彻底管住中间、放开两头也就可以顺势而为。

　　电价是电力产品价值链的中间环节，不仅关系到电网的健康发展，也关系到电价改革的深入推进和电力资源的优化配置。

　　2012年，原国家电监委发布的《跨省跨区电能交易基本规则》规定，省级电网公司以及符合条件的独立配售电企业和电力用户，均可以作为跨省跨区电能交易购电主体，跨省跨区电能交易原则上均应采取市场化的交易方式。

　　当时的跨省区交易大部分是电网公司确定。电网设定了电价电量，发电企业上报的电价不得高于这个“挂牌”电价，谁出价低，谁就能获得更多的发电机会。当时就有电力人士诟病这种机制不能真正反映送受双方的供需，资源配置效率不高，因电网垄断包办造成的“虚假交易”、重复收取过网费等现象也不新鲜。

　　电监会当时调查也发现，跨省区交易实际执行过程中交易电量难以准确与实际的电力供需情况相吻合，计划交易价格也难以准确反映不同时段的电力价值和资源稀缺程度。部分跨省(区)交易输电收费环节多、综合输电费偏高。

　　去年6月，国家能源局发布的《电力交易秩序驻点华中监管报告》指出，在跨省区电能交易中存在省间输电通道建设滞后、限制跨省区电能交易等问题，要建立和完善电力交易平台，建立富余水电跨省消纳补偿机制。由于电改多年推进缓慢，此前针对跨省区电能交易的文件执行比较困难。

　　在跨省区电能交易中存在电网企业安排的部分跨区电能交易计划与实际供需存在偏差，资源配置不合理；跨省区电能交易输电费收取未考虑反向交易对输电费用和网损的抵减作用，收费不合理；省间输电通道建设滞后，限制跨省区电能交易；跨省区电能交易缺乏合理补偿机制；部分交易行为不规范，价格未能反映市场主体意愿等问题。

　　与《通知》一同公布的，还有向家坝、溪洛渡和雅砻江等水电站跨省跨区送电价格协调结果。根据这一结果，几家水电站向上海、浙江、广东、江苏四省(市)输送的电价在每千瓦时0.45元左右。这个价格确实不高。煤电上网电价下调之后，东南各省市外入电落地价格比当地煤电上网电价还要高，造成价格倒挂。这需要统筹解决，《通知》的意义之一就是解决价格倒挂问题。

　　水电不涉及排放问题，相对容易协调。但未来实施过程中涉及到煤电传输，环境、总量控制等问题还需要进一步解决。

　　目前，发电企业很难参与跨区交易价格谈判，谈判双方仍是“网对网”。而目前电煤价格处于低位以及东部沿海地区火电利用小时数严重下降，火电企业争抢电量的问题很突出，部分地区区内火电企业的竞争优势甚至高于区外水电企业，因此放开电量和电价，有利于合理配置资源。