跨省跨区电力交易打破“计划”瓶颈 或引导电价下调

　　据报道，近期国家发改委发布《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》（下简称《通知》），明确通过协商或市场化交易方式，确定送受电量和价格。这意味着，跨省跨区电能交易迎来市场化“破冰”，原来政府主导定价、定量的交易机制终于得以改革。

　　近年来，随着“西电东送”、“北电南送”等工程的实施，中国的跨省跨区电能交易规模逐渐增大。2014年，跨省跨区送电量合计1.116万亿千瓦时，占到了全社会用电量的20%。但也逐渐暴露出送受电供需失衡、输电费收费不合理、缺乏补偿机制等诸多弊端。

　　　　跨省跨区电力交易打破“计划”瓶颈（小）

　　　　《通知》中明确，送电、受电市场主体双方协商或通过市场化交易方式确定送受电量、价格，并建立相应的价格调整机制；鼓励通过竞争方式确定新建送电项目业主和电价。其次，鼓励送受电双方建立长期、稳定的电量交易和价格调整机制，并以中长期合同形式予以明确。

　　　　跨省跨区送受电价、电量迎来市场化，这在业内看来是本轮电力改革中“重要时刻”。

　　　　近年来，中国跨省跨区电能交易呈现出逐步扩容之势。根据中电联公布的数据，2014年，全国完成跨区送电量2741亿千瓦时、同比增长13.1%；全国跨省送出电量8420亿千瓦时、同比增长10.8%。以此计算，跨省跨区送电量合计1.116万亿千瓦时，占到了2014年全社会用电量的20%。

　　　　“让电代替煤输送，有利于缓解电煤运输压力、降低成本，也有助于减排燃煤带来的大气污染，这也是国家主推的思路。”国家电网一位内部人士告诉记者。

　　　　现实中，长期以来跨省跨区电能交易主要以计划为主，国家或地方政府确定交易电价以及交易电量。其中，国家指令性分配电量或审批和核准的交易，包括了东北所有的跨区跨省交易、川电东送、三峡外送、皖电东送等。而地方政府主导的交易主要是南方区域的西电东送。

　　　　“跨省跨区在送端的上网电价实行政府定价，也缺乏价格调节机制，这不利于反映真正的供求关系，影响了送、受电双方的积极性。同时，制定刚性的外送电量，也不利于资源的优化配置，造成了大量的电能浪费。”林伯强分析。

　　　　据了解，国家电网会在每年年初向省级公司下达年度跨区电能交易指导计划，要求纳入各省市电力电量平衡安排，并且各省电网企业签订了具有法律约束力的购售电合同，这种指导性计划实质上变成了“刚性计划”，也造成了不可忽视的问题。

　　　　国家能源局在2014年7月公布的《电力交易秩序驻点华中监管报告》（下简称《报告》）中曾提到一个案例：2013年1-4月，华中区域电力供大于求，但国家电网仍然按照此前的年度计划，将山西、河南灵宝的电向华中送电85.9亿千瓦时。

　　　　“本次发改委明确跨省跨区在电价和电量上实行市场化，由送点方和受电方协商，那么在具体的量和价格上也会更加的灵活，也有利于资源合理配置。”林伯强预计，随着市场化的进一步深入，有助于激活跨省跨区电能交易双方的积极性，交易规模也有望继续增长。

　　　　利好远距离输电促电价下调（小）

　　　　值得关注的是，在明确了送受电价市场化外，发改委和能源局将组织对跨省跨区送电专项输电工程进行成本监审，并根据成本监审结果重新核定输电价格（含线损）。输电价格调整后，同样按照“利益共享、风险共担”的原则将调整幅度在送电方、受电方之间按照1:1比例分摊。

　　　　据上述国家电网人士介绍，跨省跨区电能交易中的输电价格，主要包括电网使用费、辅助设施费、管理服务费以及网络接入费等。而最终用电方的售电价格，又包括了送电价格加上输电价格、线损、管理服务费。

　　　　然而，输电费过高、收费不合理问题也在跨省跨区交易中饱受诟病。

　　　　国家能源局在上述《报告》中亦指出了这一问题：输电费用应按照实际物理输送电量收取，但华中区域跨区跨省电能交易输电费收取的基础是各类交易合同累加后双向交易量的绝对值，未考虑输送方向相反交易对电量的抵减作用，从而使交易结算电量高于关口表记录的实际物理量，收费不合理。

　　　　原电监会在2012年3月至4月，曾选择了东北送华北、西北送华中、四川送华东、云南贵州送广东等四条交易量较大、具有代表性的跨省跨区通道进行过专项检查，最终形成的报告直指两大电网公司的乱收输电费问题——输电费收取环节多、标准偏高，存在多收取费用等问题；网损分摊不规范，存在多收取网损费用等问题；输电线路综合折旧率普遍偏高，影响企业盈利状况，加重价格调整压力。

　　　　林伯强告诉记者，本轮电改已经明确深圳、内蒙古、安徽、湖北、宁夏、云南进入输配电价改革，现在又将跨省跨区输电价格重新核定，也意味着独立的输电价格机制扩围。同时输电价格进行再核定，也有助于电网公司厘清成本、专注于输电业务。