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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。
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