我国大用户直购电现状及政策分析

2010-04-14张滔滔

水电站机电技术 2010年3期

关键词：输配电电价电量

张滔滔，马历

（中国长江电力股份有限公司市场营销部，北京西城 100032）

我国大用户直购电现状及政策分析

张滔滔，马历

（中国长江电力股份有限公司市场营销部，北京西城 100032）

大用户直购电是我国电力市场改革和建设的重要内容之一，通过对其试点发展历程和试点模式进行总结，并结合近期国家主管部门出台的一系列相关政策进行分析，研究了相关政策对于大用户直购电试点及电力市场各相关方所产生的影响，并针对所存在的问题提出了建议。

大用户直购电；电力市场；政策分析

我国的电力市场改革从2002年起步，并逐步地推进和深化，大用户直购电作为改革的目标之一，经历了早期的试点，于2009年成为贯彻落实国务院电力体制改革方案、不断深化电力体制改革的重要内容。各地开展发电企业向大用户直供电的依据都是一条，即经国务院批准的电力体制改革方案国发「2002]5号文的第二十二条:“在具备条件的地区，开展发电企业向较高电压等级或较大用电量的用户和配电网直接供电的试点工作。直购电的价格由发电企业与用户协商确定，并执行国家规定的输配电价。”[1]

积极推进大用户向发电企业直接购电，有助于完善电力市场建设，在售电方引入竞争机制，促进电网公平开放；有助于探索输配分开，加快形成输配电企业成本规则，在输电、配电环节建立科学、规范透明的电价管理制度。总结大用户直购电试点的发展历程和试点模式的经验，分析目前国家相关政策的影响，对于进一步推进大用户直购电的发展，完善电力市场的建设具有重要的做用。

1 早期大用户直购电试点情况介绍[2]

我国正式批准的大用户直购电试点，分别是吉林与广东。吉林与广东的试点改变了我国原有的电力交易机制，出台了较为规范的实施方案与交易规则，对于进一步深化电力市场化改革意义重大。

1.1 点对点模式

吉林省于2003年10月向国家电监会提出开展直购电申请；2004年9月电监会、国家发改委原则上通过吉林直购电试点方案；2005年3月，吉林炭素集团有限责任公司（简称吉林炭素）、吉林龙华热电公司（简称吉热电厂）、吉林电力公司签订合同，全国首家大用户向发电企业直购电试点正式启动，这也是最早的点对点直连形式。

在2005年直购电方式下，签署直购电协议前，购电价格约为0.45元／kW·h；签署直购电协议后，购电价格为0.406元／kW·h：其中支付给龙华热电公司发电费用0.253元／kW·h。

2007年，吉炭公司与吉热电厂之间大用户直购电试点继续稳步推进，吉炭公司向吉热电厂直接购电4.6亿kW·h，煤电联动后平均购电价格为0.458元/kW·h，同比增加电量1000万kW·h。

2009年吉林龙华热电、吉林省电力公司、吉林炭素厂正式续签《委托输电服务合同》和《电量直接购销合同》，约定全年合同电量为4.723亿kW·h，购电价格约为0.496元／kW·h。电费结算统一由电厂按价委托电网公司收取，由电网公司与电厂一并结清。

1.2 点对多模式

2006年11月13日上午，由广东省政府主办的台山大用户直购电试点合同签约及启动仪式在江门隆重举行。广东电网公司、广东国华粤电台山发电有限公司和电厂邻近的台山广海湾开发区内的6家企业签订直购电试点合同，宣告台山大用户直购电试点工作进入实施阶段。实行直购电之前，广海湾开发区内企业平均购电价格高于0.6元/kW·h，直购电后，其平均购电价格可以下降近0.2元/kW·h。这是我国第二个大用户直购电试点，也是我国第一个采用“点对多点”（一个发电厂直接向多个大用户供电）模式的直购电试点。

从“一点对一点”方式拓展到台山试点的“一点到多点”方式，交易方式不断发展，为探索多主体参与的市场格局、形成大用户直接交易的市场机制奠定了基础。[3]

1.3 多对多模式

2008年，国务院出台《关于支持汶川地震灾后恢复重建政策措施的意见》，随后四川省政府迅速出台了《四川省电力用户向发电企业直接购电试点办法》（川府办发电[2008]104号）。四川“十一五”期间，全省用电量的10%～20%用于实施直购电，并设立了直购电的最高及最低限价标准；水电厂最高限价为批复上网电价（执行丰枯浮动后）的85%，火电厂为批复上网电价的95%；水、火电厂的最低限价均为批复上网电价的50%。凡并入主网运行的四川电网统调统分水电厂、单机容量30万kW及以上的火电厂均可参加直购电试点。电网企业根据批复的输配电价收取过网费。四川获得此番优惠政策的企业一共78家，主要集中在多晶硅、钒钛、电解铝深加工、氯碱、碳素、黄磷、电石、钢铁等企业。但四川省同时表示，对当年不能完成节能、环保、产品单耗指标等，达不到国家、省和行业要求的企业，次年不能参与直购电试点。

2 政策出台情况

2008年，受经济增长放缓、企业生产经营困难等因素影响，除了四川，许多省份纷纷以促进工业经济平稳较快增长，拉动用电市场电量增长为由，政府出台各种大用户直购电市场交易暂行办法。宁夏、云南、甘肃等多个省区也纷纷推出不同程度的工业用电价格优惠措施。为此，国家发改委、国家电监会、国家能源局于2009年2月25日联合印发《关于清理优惠电价有关问题的通知》（发改价格[2009]555号），要求各地3月15日以前全面停止部分省份变相对高耗能行业实施电价优惠的行为，并将自查自纠情况于3月底前上报国家发改委和国家电监会。

受此影响,高耗能行业成本反弹，对高耗能行业扭亏增添难度。3月，工业和信息化部、国家发展和改革委员会、国家电监会、国家能源局再次联合印发了《关于开展电解铝企业直购电试点工作的通知》（工信部联原[2009]62号），遴选了15家符合国家产业政策、具备直购电条件的电解铝企业开展直购电试点工作，要求有关省、自治区经委根据国家电监会、发改委电监输电[2004]17号文件规定执行。随后，4月22日，工业和信息化部发布《关于工业企业参与大用户直购电试点有关问题的通知》（工信部联产业[2009]163号）；5月，国家电监会、发改委、能源局出台《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点办法有关问题的通知》征求意见稿。6月25日，电监会、发改委、能源局三部委出台了《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》（电监市场[2009]20号）。

3 大用户直购电试点政策分析

3.1 试点参与主体

参与试点的大用户，近期暂定于用电电压等级110kV（66kV）及以上，符合国家产业政策的大型工业用户。

参与试点的发电企业，近期暂定为2004年及以后新投产、符合国家基本建设审批程序并取得发电业务许可证的获利发电企业（含核电）和水力发电企业。其中，火力发电企业为单机容量30万kW及以上的企业，水力发电企业为单机容量10万kW及以上的企业。由国家统一分配电量的跨省（区）供电项目暂不参与试点。

根据试点工作进展情况，逐步放宽市场主体准入条件。

3.2 试点改革的主要内容

符合准入条件的大用户和发电企业可在自愿、互利的基础上，自主协商交易电量、确定交易价格、签订直接交易合同。进入市场的大用户要保持相对稳定，不得频繁进入和退出市场。参与直接交易试点的大用户支付的购电价格，由直接交易价格、电网输配电价和政府性基金及附加三部分组成。其中：

（1）直接交易价格。由大用户和发电企业通过协商自主确定，不受第三方干预。

（2）电网输配电价。近期，在独立的输配电价体系尚未建立的情况下，原则上按电网企业平均输配电价（不含趸售县）扣减电压等级差价后的标准执行，其中110kV（66kV）输配电价按照10%的比例扣减，220kV（330kV）按照20%的比例扣减。具体由省级价格主管部门提出意见报国家发改委审批。

（3）政府性基金和附加。大用户应和其它电力用户一样承担相应社会责任，按照国家规定标准缴纳政府性基金及附加。政府性基金和附加由电网企业代为收取。

大用户、发电企业可以委托电网企业对每月直接交易余缺电量进行调剂。在实时市场建立前，当大用户、发电企业实际用电量、发电量与直接交易的合同电量发生偏差时，余缺电量可向电网企业买卖。购电价格按目录电价的120%执行；售电价格按政府核定上网电价的80%执行。电网企业由此增加的收益在核算电网输配电价时统筹平衡。

发电企业、大用户应当将交易电量事先报电网企业，由电网企业纳入系统平衡。交易过程由于网络输电容量的限制，导致直接交易未能实现、电网存在阻塞时，电网企业可根据大用户提交直接交易合同的先后顺序安排输电通道。条件成熟时，也可通过竞争确定使用输电服务。

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。近期试点原则上以省为单位开展，暂不实行跨省（区）交易。

交易结算方式，在各方自愿协商基础上，可由大用户分别与发电企业和电网企业进行结算，也可由电网企业分别与大用户和发电企业进行结算。具体结算方式由大用户、电网企业、发电企业在合同中约定。

3.3 大用户直购电的核心工作

直购电试点政策的实施对于推进大用户直购电的发展，完善电力市场建设具有重要意义，直购电工作是对现有电力销售机制的一种改革尝试。其目的在于，打破电网企业独家买卖电力的格局，在发电和售电侧引入竞争机制，有利于落实国家产业政策调整；同时有利于探索建立合理的输配电价形成机制，促进电网输配分开，促进相关电价机制的出台，从而规避电网企业的经营风险，并使终端用户进入电力市场，促进建立开放的电力市场。[4]但是，大用户直购电相关配套条件仍不完善，还需进一步改进：

（1）建立与直购电相配套的政策法规

电网调度管理、电价制定、辅助服务等，都需要有新的法律法规来调控和约束，而现行的相关政策法规尚不完备，使得大用户直购电模式与现行法规相悖，从而造成理解和解释上的偏差。

（2）建立完善的输配电价体系

目前我国电价体系仍然以国家批复为主，市场化运作还缺乏条件。要使放开大用户选择权政策落到实处，尽快建立合理、公开、透明的输配电价格体系。

在目前我国电力市场改革还不完善的情况下推行直购电，对发电、输电和用电各方的影响各不相同。从目前地方政府出台的大用户直购电来看，发电企业相当于以价换量，通过电价优惠换得市场份额，用电户所得的电价优惠主要来自于发电企业让出的利润，电网利润基本没有被侵蚀[5]。

（3）妥善解决交叉补贴问题

长期以来，我国各类销售电价之间均存在高低电价交叉补贴的情况，如高电压等级用户补贴低电压用户、工业用电补贴居民生活用电。大用户直购电的双方在利益重新分配后，将逃避掉承担交叉补贴的责任。其原来承担的交叉补贴责任将转移到电网公司或其他用户，这就必然会增大电网公司的经营风险，造成对其他用户的不公平[6]。