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国家已核定的跨省跨区电能交易送电价格,送受电双方可重新协商并按照协商确定的价格执行,协商结果报送国家发展改革委和国家能源局。送受电双方经协商后确实无法达成一致意见的,可建议国家发改委、能源局协调。
“这里面比较重要的一点就是送电和受电双方可在市场化前提下讨论价格,并可通过招标确定送电项目业主,另外,通知还明确了长期协议已经成为市场经济的一个重要组成部分。”韩晓平认为。
多年备受诟病
事实上,这不是政府相关部门首次尝试将跨省跨区电力交易市场化。
早在2012年底,原国家电监会就发布过《跨省跨区电能交易基本规则(试行)》(以下简称《规则》),明确了跨省跨区电能交易市场主体,提出要打破电网的“挂牌交易”,并通过优先清洁能源交易、调整合同等方式保证电能交易的市场化。
当时的跨省区交易大部分是电网公司确定。电网设定了电价电量,发电企业上报的电价不得高于这个“挂牌”电价,谁出价低,谁就能获得更多的发电机会。当时就有电力人士诟病这种机制不能真正反映送受双方的供需,资源配置效率不高,因电网垄断包办造成的“虚假交易”、重复收取过网费等现象也不新鲜。
电监会当时调查也发现,跨省区交易实际执行过程中交易电量难以准确与实际的电力供需情况相吻合,计划交易价格也难以准确反映不同时段的电力价值和资源稀缺程度。部分跨省(区)交易输电收费环节多、综合输电费偏高。
不过,这个规则因为种种原因并未能改变上述问题。
去年6月底,国家能源局对外发布《电力交易秩序驻点华中监管报告》,指出在跨省区电能交易中存在省间输电通道建设滞后,限制跨省区电能交易等问题,要建立和完善电力交易平台,建立富余水电跨省消纳补偿机制。
能源局市场监管司根据华中区域电力交易秩序驻点专项监管发现,在跨省区电能交易中存在电网企业安排的部分跨区电能交易计划与实际供需存在偏差,资源配置不合理;跨省区电能交易输电费收取未考虑反向交易对输电费用和网损的抵减作用,收费不合理;省间输电通道建设滞后,限制跨省区电能交易;跨省区电能交易缺乏合理补偿机制;部分交易行为不规范,价格未能反映市场主体意愿等问题。
“因为电改多年停滞,此前政府单独针对跨省区电能交易的文件具体执行比较困难。”韩晓平指出,但这次的通知作为新电改9号文的配套文件,其执行力度将远远大于之前。
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