【探讨】发电权与购电权助推电能交易

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。