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电力直接交易 从梦想到现实还差这五个问题

2016-03-26 00:05
络遇
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  近日,广东省发布了确认售电公司参与电力直接交易的通知。电力直接交易,被视为电改的重要举措,在各省如火如荼地进行。然而,有业内人士表示,现在电力直接交易并没有体现电力市场交易应有的金融属性,更像是传统意义的商品买卖合同,计划色彩浓郁。这样情况下的电力直接交易会有哪些弊端?看完这篇你就明白了。

  两会前夕,北京、广州两个交易中心在万众期待中揭幕。比这个电改里程标志性事件更具现实意义的是云南、山东、湖北、山西以及甘肃等各省份积极正在推行电力直接交易以“撮合竞价”,“双边市场”,“中长交易”的概念积极响应9号文及其配套文件精神,并取得了令人可喜地进展。3月8号,《国家发改委关于做好2016年电力运行调节工作的通知》(发改运行[2016]413号),文中提到:

  “各地经济运行主管部门要会同政府有关部门和能源局派出机构,坚持市场化方向,以电力直接交易为抓手,扩大交易规模、规范交易方式,还原电力商品属性,促进经济稳增长。各地直接交易电量占全社会用电量的比例应在2015年基础上进一步提高。”

  从文中不难看到,各省开展的直接交易被视作电改的重要举措,得到了国家的认可,且该项举措仍在进一步深化中。尽管火电企业更习惯于上网标杆电价模式,对各省开展的直接交易叫苦不迭,但究其原因,这是过去十年间的装机的爆炸性增长而带来的必然阵痛,并非交易方式改变而导致。根据笔者对当前实施电力直接交易的观察,在此探讨目前“直接交易”方式的实施带来的用户端的公平性问题,寄希望于可以使直接交易在更加合理的方向上迈进。

  在目前执行的直接交易合同中,供需双方所约定的核心是量和价两大元素,然而电作为商品其最特殊的实时性没有得到任何体现。这类合同更是一种传统意义的商品买卖合同,计划色彩浓郁,与之前电力企业在国家指导下签订电煤合同大同小异。这不但不属于电力市场中“场外合同”的范畴,更与电力市场所要体现的金融属性相差甚远。那么这样的模式带来了哪些问题呢?

  1、峰谷电价的消失

  我们知道峰谷电价的机制原则上是供需关系的一种体现,它是通过价格杠杆来调整用电行为的一种手段,符合全社会利益最大化的目标,被所有工业化国家在改革前和改革后普遍运用。可是,在我国多地的试点中,原本执行的峰谷平电价就随着所谓的“直接交易”不翼而飞了,规则明确写明该类交易不执行分时电价。于是,大工业用户再也不必考虑用电时段的问题了,可以在享受低廉的电价的同时一并享受峰时用电带来的各种衍生红利,虽然在实施规定中要求“参与直接交易试点的发用电企业必须服从全省大局需要,无条件执行有关错峰、让电等指令,共同维护全省供用电秩序”,但这种以行政手段代替市场手段解决用电高峰问题的方式,比改革前的体系是进步还是在倒退呢?

  2、补贴义务的豁免

  在“直接交易”模式下,用户需要支付基本电费,电度电费,过网费和政府附加费。貌似除了从发电厂得到了电价优惠外别无其他,实则不然。大用户是指110kv及以上的用户。我们知道,输配成本和线损率都随电压等级的升高而降低,所公布的不同电压等级输配电价也正是反应了这样的趋势,所以,高电压等级用户在采购了低成本的电能之后,再需要再支付其电压等级相对应的电网使用成本便完成了电能采购,这一切貌似合理,而其中的不合理却隐藏在目前机制中隐含的交叉补贴里。

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