发电权与购电权助推电能交易

近年来，跨省(区)电能交易在实现余缺调剂、优化资源配置、推进电力市场建设方面起到了重要的作用。2011年全国跨省区电能交易电量(合同电量，非物理输送电量)合计6240.20亿千瓦时，同比增长7.55%。其中，跨区交易2664.31亿千瓦时，同比增长9.99%;跨省交易3575.89亿千瓦时，同比增长5.78%。

跨省(区)电能交易是下一步电力市场建设的重要突破口，但是受到计划与市场双轨制影响，目前我国跨省(区)电能交易仍然存在一定的问题。

跨省(区)电能交易现状

我国地域广阔，一次资源分布不平衡，跨省(区)电能交易实现了电力的余缺调剂，缓解了地区性、时段性缺电问题，促进了水电、风电等可再生能源的充分利用，为国家节约了大量的煤炭资源，提高了全国能源整体利用效率，取得了较好的社会经济效益。

近年来，随着跨省(区)电能交换需求的不断增加和电力联络线功率交换能力的不断增强以及电力监管机构对交易行为的不断规范，跨省(区)电能交易总量快速增加，基本形成了东北及内蒙煤电、风电送华北，华中水电送南方、华东，西北煤电送华北，华中水电和西北火电、华北火电互济的格局，总体上符合一次资源能源流向。

目前我国跨省(区)电能交易呈现计划为主(含电网企业制定的计划)，市场为辅的格局。每年以计划方式形成的跨省区电能交易占全部交易电量的80%以上。在非计划交易模式中，竞价电价市场建设的配制使电力生产和消费通过市场进行调节变得困难，2011年之前跨省(区)电能交易存在竞价行为，总体上看是从标杆电价开始向下竞价，2011年《关于整顿规范电价秩序的通知》(发改价检[2011]1311号)出台后，对于跨省、跨区电能交易，除国家另有明确价格规定外，送端电网企业必须严格按照价格主管部门核定的上网电价与发电企业结算，与受端电网企业协商确定送电价格。对此变化，部分地区创造性出现了所谓“锁定电价，竞量上网”的交易模式，可谓市场在计划夹缝中生存的一大“创新”。

目前跨省(区)电能交易 牺牲送受两省发电企业利益

2011年《关于整顿规范电价秩序的通知》出台的一个重要原因是发电企业对跨省(区)向下竞价的交易方式坚决反对。为什么作为市场主体的发电企业如此反对已经具有一定市场化特征的跨省(区)电能交易呢?

一方面这和我国目前广泛实施的项目核准、标杆电价和上网电量计划分配制度有直接关系。目前，我国发电机组核准后即可享受该省统一的标杆上网电价，而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，假设某省在进行标杆电价测算时认定未来一段时间内该省的平均利用小时以5000 小时计算，那么该省内火电机组的成本及利润应当在 5000 小时内得到补偿，并以此为基础得出该省标杆上网电价，相应的在省内机组未完成核价利用小时数之前全部发电权(合同)属于省内发电企业(发电合同优先生产权)。因此，电网公司在组织开展电能交易时，本应首先确保本省内发电机组的核定利用小时数，即优先省内平衡，如果在此基础上不能保障全省电力供应，则应积极开展跨省(区)电能交易。实际上受到利益驱动，电网企业在计划之外组织交易时，往往忽视或者侵害了省内发电企业的优先生产权。

另一方面，我国开展的跨省(区)电能交易一个重要的特征是电价降低，不仅送电省份发电企业的上网电价低于该省标杆电价，在受电省份的落地电价也低于该省的平均购电价。送电省份的电网企业通过组织发电企业低价外送，赚取输电费;受电省电网企业通过低价外购电，进一步降低了其购电成本，两地电网企业的积极性均高。而送电省发电企业不得不低于标杆电价外送，受电省发电企业本应在计划内的部分电量空间却被外购电所占，所以此类跨省(区)电能交易的实质就是牺牲了送、受两省发电企业的利益。

原因何在?

出现上述问题的原因是什么呢?经过分析，认为造成上述问题的原因主要有以下两个方面：

一是市场与计划形成合同的执行受到电能固有属性的制约。电力生产的物理特性是发、输、配、售同时完成，不论是计划还是市场形成的合同都必须同时执行，加上同一条输电通道(或同一断面)不能像高速公路一样实现同时双向运输，因此市场形成的跨省区电能交易要么是增强计划形成合同的潮流，要么是减弱计划形成合同的潮流，而不能实现与计划送电方向的物理量反送，也就意味着在现行计划体制不变的情况下，市场组织跨省区电能交易不能采用电量交易模式(不能组织物理电量简单叠加)，而是应当考虑非电量交易模式。

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。