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电监会呼吁建立市场交易机制 降低输电费用

导读: 电监会价财部负责人在接受媒体采访时提出三点建议:首先,用市场的理念和机制促进跨省跨区电能交易;其次,发挥市场配置资源作用,减少计划电能交易;最后,推进和完善区域电力市场交易平台,促进跨省跨区电能交易向市场化迈进。

        日前,电监会发布《西北送华中等四条跨省跨区通道2011年电能交易价格监管报告》(以下简称《监管报告》),从这份报告中能够看到我国跨区域输送电能的交易中存在很多不合理的情况。

  输电费偏高阻碍交易

  据电监会价财部负责人介绍,目前跨省跨区域电能交易存在的问题主要表现在四个方面:一是输电费收取环节多、标准偏高,存在多收取费用等问题;二是网损分摊不规范,存在多收取网损费用等问题;三是输电线路综合折旧率普遍偏高,影响了企业的盈利状况,加重价格调整压力;四是送端上网电价执行固化的政府定价,难以反映市场供求关系,不能发挥价格的调节作用。

  “输电费偏高一定程度上阻碍了跨省跨区电能交易。”他说。

  从《监管报告》中可看到,在输电费收取环节,四通道普遍存在未经国家有关部门批准而多收费的行为。以西北送华中通道为例,此前新疆发展改革委向国家发展改革委提交申请,希望输电价格(含损耗)收取标准由3分/千瓦提至6分/千瓦时,国家发展改革委并未批复,但在2011年跨省跨区交易中,新疆电力公司依据这一标准收取费用,全年多收输电费约9700.04万元。

  《监管报告》还显示,在输电线路综合折旧率方面,国网各线路综合折旧率普遍较高,最高的达到11.99%,南网各线路综合折旧率也达到7.21%,均大大超过定价折旧率水平(按25年经营期计算折旧率为4%,30年为3.33%)。2011年,国网3条线路折旧成本平均为6.78分/千瓦时,南网西电东送线路的折旧成本平均为5.08分/千瓦时,较高的折旧成本影响了企业的盈利状况,加重了价格调整的压力。

  呼吁建立市场交易机制

  对于上述存在的问题,电监会在报告中建议完善价格政策,包括明确现阶段跨省跨区电能交易输电费用收取原则,适当降低跨省跨区电能交易中输电环节费用以及适时放开跨省跨区电能交易中送端发电企业上网价格等。此外,报告还提出要推进电力交易市场建设,以真正发挥市场配置资源作用。

  “跨省跨区域电能交易欲真正大规模展开,市场化是必然趋势。”一位电力行业专家对记者表示,“此次《监管报告》提到的很多问题都与电力市场化程度不高有关。”

  《监管报告》显示,在送端上网电价执行方面,目前上网电价、落地电价均执行政府定价,只能竞量不能竞价,双方积极性都受到较大影响。以陕西送重庆(通过德宝)为例,2011年陕西省燃煤机组标杆电价为0.3974元/千瓦时,若严格按照国家规定执行,加上各电网公司的输电费用,到重庆的落地电价将达0.5432元/千瓦时(尚未包含网损折价),远超出重庆市燃煤机组标杆电价(0.4441元/千瓦时),交易不可能实现。

  据此,电监会价财部负责人在接受媒体采访时提出三点建议:首先,用市场的理念和机制促进跨省跨区电能交易;其次,发挥市场配置资源作用,减少计划电能交易;最后,推进和完善区域电力市场交易平台,促进跨省跨区电能交易向市场化迈进。

来源:《中国能源报》

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