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2、发电企业不积极
如不考虑上游成本问题,发电企业的收益由电量和电价两个因素决定。那么,发电企业所希求的好处,必须来自电量和电价,或者二选其一。
目前,参与直购电交易的主要是火电,全国年度利用小时数约5,000小时,实际利用小时可达到7,000多小时甚至8,000小时。负荷率越高效率越高,发电企业自然希望多发电量。
然而,我国电量为计划分配,以省为单位相同机组利用小时数大体相当。而且20号文清晰规定:发电企业直接向大用户供电的发电容量,在安排计划上网电量时予以剔除。通过参与直购电增加电量目前来说只能是一厢情愿,发电企业利益的来源之一被一刀斩断,连藕断丝连的可能都没有。
至于另一可能的利益来源,20号文的规定是:直接交易价格由大用户与发电企业通过协商自主确定,不受第三方干预。即使真的可以到自主协商,发电企业从中获得高价的可能性并不高,因为目前的直购电只能是优惠电。
从已经发生的交易现实看,除极个别发电企业获得高于标杆电价的交易价格外,绝大部分发电企业都是让利。那么,既然无利可图,为何发电企业还在参与,其动力来自哪里?其实应是压力才对,估计主要来自地方政府。
3、直购电试点工作存在的问题
仔细分析各省的大用户直购电实施情况,不难发现有以下共同特点,一是市场化不充分,并非真正意义上“使市场在资源配置中起决定性作用”,几乎所有开展直接交易的省份,都由政府有关部门为发用电双方设立了准入门槛,参与直接交易的市场主体非常有限,行政干预色彩较浓;二是由于部分用户直接交易,大部分用户仍执行统一销售电价的“双轨制”模式,参与直接交易的发电企业的交易电价(上网电价)全都低于政府批准的上网电价,用户到户电价都不高于政府规定的统一销售电价(目录电价),直接交易成为对部分用电企业的优惠待遇。上述做法,已使国家推行“大用户直购电”的初衷走入了误区。
4、直购电是电力体制改革的重要突破口
推进大用户与发电企业直接交易,建立并不断完善真正意义上的交易市场,让电力资源在市场上通过自由竞争和自由交换来实现优化配置,作为电改的突破口,已成为业内人士的共识。
2009年开始,辽宁抚顺十五家电解铝企业开始进行首批直购电试点工作。目前,广东、四川、湖南、山东、云南、江苏、安徽、江西等十多个省份已经开始进行大用户直购电试点。
2014年7月,国家能源局江苏能源监管办下发《关于开展江苏电力直接交易扩大试点工作的通知》,将直购电交易规模扩大。9月,国家能源局南方监管局与广东省有关部门联合印发《广东电力大用户与发电企业直接交易深化试点工作方案》,也启动了直购电的深度试点工作。同时,山西、四川等省份也在第一批直购电交易完成后,计划扩大试点规模。
除上述省份外,目前国内已有山东、河南、湖南、福建、湖北、云南、贵州等省启动直购电交易。直购电一改2012年之前的停滞状态,在政策鼓励下开始回暖,浙江等未启动试点省份也在研究方案。
面对新电改方案的胶着状态,能源局力挺大用户直购电,意在酝酿区域电改破题。直购电的意义并不是一定要更便宜,而是要让用电企业和发电企业直接协商价格。直购电意味着独立电厂建立电力零售公司,用户通过零售公司向电厂购电,而电厂根据用户的购电信息了解需求的变化并合理安排机组发电。在调配发电机组发电方面电网被认为是低效的,而直购电也将弱化电网在发电能力的调配权利。
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