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发电权与购电权结合助推跨省(区)电能交易

2012-08-29 09:57
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  二是计划体制下形成的电网企业既得合理利益应当得到保障。与经济形势的变化相关,送电省或受电省电力供需情况有了变化,购售电双方可能担心调整合同后会影响今后获得或卖出的电能交易合同,选择被动僵硬执行计划合同,同时通过虚拟交易调整偏差;同时电网企业购入长期合同,通常电价较低,该部分利益已经计入了本省“核价盘子”,如果硬性调整计划,就引发了电网企业购电成本的变化,虽然各种对冲、接力交易应当得到坚决的制止,但是电网企业长期购电权和该部分利益也不应该受到损害,因此必须寻找一条出路,使电网企业合理的既得利益得到保障。

  对策建议

  从可预见的未来来看,国家以长期计划形式组织的各类中长期电能交易还会存在,短期内整个电力管理的体制和机制不会有大的变化,在这种大背景下,为规避跨省(区)电能交易各种问题,充分发挥市场配置资源的作用,促进跨省(区)电能交易进一步向市场化迈进,建议用发电权交易结合购电权交易的方式解决上述问题。

  一是尽快明确发电企业在省内应该拥有的发电权,并开展跨省(区)发电权交易,锁定电网企业购电成本。

  根据上文所述,目前我国普遍执行的分省上网标杆电价依据之一就是省内发电机组预期的平均利用小时数,这种一部制电量电价的形式决定了发电企业的全部成本回收都依靠机组能够按照标杆电价发出核定利用小时数的电量。因此,应当通过跨省区发电权交易实现跨省区电能交易,即电网公司在组织安排本省电力平衡时,应首先确保本省内发电机组的发电权(即核定的利用小时数),如果在此基础上不能保障本省电力供应,则应积极开展各种形式的跨省(区)电能交易。反过来说,如果受电省内发电机组的没有能力实现其发电权,低于核定的利用小时数,电网企业也可以组织开展跨省(区)电能交易,但送电省份的发电企业必须购买受电省份发电企业的发电权,且电网企业应该按照该受电省核定的上网标杆电价统一结算。

  例如,四川的水电送至陕西,如果此时陕西省内发电机组利用小时数低于核定的利用小时数,那四川的水电就应向陕西的火电企业购买发电权,陕西电网公司仍然按照陕西火电标杆电价进行结算,扣除输电电价后与四川水电电价的价差部分由陕西出让发电权的火电企业与四川购买发电权的水电企业共享。

  这样做避免了电网企业通过双轨制降低购电成本的冲动,解决了受电省份发电容量充裕的情况下,依然有大量外电拥入的问题,既保障了发电企业的合法权益,同时也有利于稀缺的电能资源流向真正需要的地区,确保跨省(区)电能交易正确的能源流向。

  二是开放电网企业间“购电权交易”,建立跨省(区)电能交易灵活调整机制,保障电网企业合理的“既得利益”。

  对应于发电权交易,购电权交易是指以市场方式实现用户之间替代购电的交易行为,购电权交易的电量可以是各类合约电量,包括国家及地方分配的电能合同,交易价差及交易量由用户自行协商确定。购电权交易与发电企业无关。在目前用户没有直接进入市场的情况下,购电权交易可先在电网企业中开展。

  具体的做法是将电网企业视作“特大用户”,电力电量富余的省(区)电网企业可将某段时期内国家或地方计划分配的电量购买权直接转让给电力电量短缺的省(区)电网企业,由电网企业采用双边协商,或者区域平台撮合的方式,自行协商购电权转让价格。购电权交易应在长期合同中作出相关约定,给予电网企业根据本省(区)电力供需情况对国家或地方分配计划的合同内交易电量进行再交易的权利。

  实践中看,2011年,在广西发生拉限电情况时就向广东购买了部分“西电东送”合同(云南送广东),广东收取10元/兆瓦时的转让补偿,这种形式的交易就是在“购电权交易”方面所做的积极尝试。

  跨省(区)发电权交易结合购电权交易是非电量市场中一个比较新颖的务实模式,其目的不仅仅在于规范市场秩序,还在于进一步丰富市场交易品种、培育合格的市场主体、提高发电侧和购电侧的市场化程度、摸索市场建设经验。总的来说,这种方式适合我国电力交易的现状,符合未来电力市场发展的趋势,与现行体制基本上保持一致,实施难度不大,不会增加过多投入,可以实现多方共赢,对市场建设有着深远的意义,可称之为有“中国特色”的市场化建设之路。

  (陈大宇,供职于国家电监会市场监管部;彭文程,供职于国家电监会山东电监办)

  来源:中国能源报

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