浅析大客户直购电实施方案及其对电网公司的影响

顾定军

（舟山电力局，浙江 舟山 316021）

经济学理论认为，放开售电侧市场，给电力客户自由选择售电商的权利，能使客户享受更低价优质的供电服务，从而实现社会资源的最优分配，这也正是我国电力体制改革的内容之一。根据国际经验，开放客户选择权是一个渐进的过程，首先赋予用电量大、供电电压等级高的大客户自由选择售电商的权利，直至最终开放所有客户的自由选择权，因此，大客户直购电是售电市场开放的初级阶段，目前我国还没有关于大客户直购电问题的明确法律规定，但国家已出台一些政策对它进行规范，如《关于印发电力体制改革的方案的通知》规定“开展发电企业向大客户直接供电的试点工作，改变电网企业独家购买电力的格局”，《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》明确了试点的操作办法。虽然面临法律、电价机制等多种问题，但从长远来看这是电力市场化改革的必经之路，政府肯定会加速推进大客户直购电工作。

设想某市级电力局（简称电力局）用电大客户HB公司与同一省内的BL发电有限公司展开直购电交易，构想了直购电的实施方案，并分析了其对省级电力公司的影响，对电网公司研究直购电相关问题及制定必要的对策有参考意义。

1 直购电实施方案构想

1.1 交易范围的选择[1]

目前我国绝大多数电力交易在各个省内完成，省政府对电力生产计划、电价测算有决定权，省内开展直购电有助于资源就近配置，在电价方面遇到的问题更少。位于同一省内的大客户、发电企业、电网经营企业彼此熟悉，政策环境相同，有助于开展稳定长期的合作。而跨省开展直购电交易，虽然市场主体较多，市场竞争力较强，有利于维护市场的公平性，但是由于目前电价由每个省各自确定，直购电的开展可能导致大量电力从电价低的省份流出，从而改变该省的电力供需平衡，且电网经营企业也是各省相对独立，跨省交易将不利于输电通道的规划及输电费用的确定。

1.2 交易主体的确定

大客户准入条件：执行符合国家能源、产业、环保政策且用电量较大的企业。

发电厂准入条件：装机容量较大、已投运脱硫设施并符合国家环保要求的火电企业。

HB公司是一家石油化工企业，目前平均用电负荷18 MW，最大用电负荷20 MW，最小用电负荷15 MW，2009年用电量1.37亿kWh，是该电力局用电量最大的客户，由10kV双电源供电。

BL发电有限公司装机容量5000 MW，是国内最大的火力发电厂。

1.3 交易模式选择[2]

HB公司与BL发电有限公司通过双边自主协商，进行直接交易，双方协商确定交易电量、价格、用电负荷等要素后，联合向省电力调度中心与交易中心申报，通过电网安全校核后，签订购售电合同。

1.4 供电方式选择

大客户直购电可以选择2种供电方式，一是专线供电方式，即发电厂直接架专线向大客户供电；二是过网直购供电方式，即大客户接入电网任意部位，大客户和发电企业直接签订直购电合同，发电企业通过电网的公用输电线路向大客户供电，发电企业或大客户向电网交纳输电服务费。

基于以下原因，HB公司应选择过网直购模式：

（1）BL发电有限公司出线电压等级为500kV，如不通过降压环节，无法直接向供电电压等级为10kV的HB公司供电。

（2）供电方式不灵活，当电厂母线故障或检修时，将停止对客户的供电，无法满足HB公司的用电需求。

（3）交易双方地理位置相距遥远，难以架设直供专线。即使进行专线建设也会挤占电网的输电走廊，影响电网规划，并且为保证电网安全运行，自建的专线也需移交电网公司统一管理维护及调度，对直购电双方来说，也造成了输电线路重复建设。

因此对于已经接入电网运行的HB公司来说，改变接入系统方式是不现实的。

1.5 供用电关系的调整

当BL发电有限公司因出力不足或故障导致无法履行直购电合同时，电网仍须保证对HB公司的连续供电，所以HB公司与电力局的供用电关系并未解除，只需适当修改原《供用电合同》。HB公司与BL发电有限公司双方签订《直购电合同》，HB公司、BL发电有限公司、省级电力公司三方签订《委托输电合同》[3]。《直购电合同》的主要内容应包括负荷、电量、供电方式、生产计划安排、计量、结算、电价、调度管理、违约责任、赔偿以及争议的解决方式等。《委托输电合同》的主要内容应包括三方的权利和义务、过网负荷和过网电量、委托输电服务费、供电方式、电能计量、电费结算、违约责任等。考虑到电力生产、供应及使用的特殊性，除了电费结算部分与其它客户不同，电力局对HB公司的供用电管理工作等同于其它用电客户，为了保证电网的安全稳定运行，包括计量装置维护、用电检查、有序用电、调度管理等工作必须由电力局负责执行。

合同规定的结算期内，如果HB公司的用电量超过合同电量，则超额电量由电力局根据修改后的《供用电合同》向HB公司提供，结算价格为电网对HB公司的销售电价（含基本电价）：

基本电费折算成电度电价=当月装机容量×基本电价/当月用电量。

1.6 电能计量点的确定

电能计量点及电能计量装置由三方协商确定，按以下方式确定较合理：电力局根据供电营业规则，确定HB公司的原用电计量点就是直购电计量点，根据计量规程，确定安装的电能计量装置就是直购电计量装置。计量点所计得的是HB公司的用电量，并非直购电量，直购电量由双方直购电合同约定。电能计量装置的现场校验、轮换、抄录等维护工作维持原来的管理方式不变，即由电力局根据国家标准执行。

1.7 电费结算方式

因电力局在抄表收费工作方面具有丰富的经验，所以电费结算工作委托给电力局，先由电力局（也可以直接由省级电力公司）跟HB公司作直购电费及输电服务费的结算，包括各项政府基金的收取，因BL发电有限公司上网电量数量较大，由省级电力公司跟BL发电有限公司作上网电量结算，输电服务费的计算以直购电合同电量为依据，输电服务费由HB公司承担。

当HB公司实际用电量超过直购电合同电量时，相关费用计算公式为：

HB公司支付给电力局（或省级电力公司）的费用=直购电合同电量×直购电价+直购电合同电量×（输电服务价格+政府附加基金）+（抄见电量-直购电合同电量）×HB公司销售电价（其中含基本电价）

省级电力公司支付给BL发电有限公司的费用=（BL发电有限公司全部上网电量-直购电合同电量）×BL发电有限公司上网电价+直购电合同电量×直购电价

当抄见电量（即HB公司实际用电量）小于直购电合同电量时，以抄见电量代入以上公式中的“直购电合同电量”项，即将直购电合同电量调整为实际的抄见电量。

当BL发电有限公司出力不足或故障，而由电网向HB公司供电时，HB公司消耗的电能由BL发电有限公司向电网买入后供给HB公司，该买入价格与发电厂的上网电价相同，最终作为直购电量的一部分与电厂上网电量作抵消。但这种情况下，BL发电有限公司是否需要对省级电力公司和HB公司双方提供相应经济补偿还有待讨论。笔者认为，发电厂无需提供补偿，一是因为该部分电量无法准确计量，二是提供以上供电服务是电网公司的应尽职责。

1.8 输电服务费的确定

输电服务包括接入电网服务、网络输送服务及包括系统电压频率控制、旋转备用等项目的辅助服务，输电服务费应计及以上各项服务的成本，并考虑适当的收益，它的确定是开展直购电的关键问题之一，直接影响各方对开展直购电交易的积极性。

输电服务费=直购电量×输配电价（单一制）或输电服务费=直购电容量×输配基本电价＋直购电量×输配电度电价（两部制）

在国家未建立输配电价体系的条件下，输配电价暂按文献[3]规定的“所在电网对应电压等级大工业用电价格扣除平均购电价格的原则测算”。为了不对电网公司的利益造成重大损害，防止直购电大客户逃避电价交叉补贴义务，所谓的“对应电压等级大工业用电价格”必须计及HB公司的基本电费按其用电量折算而成的电度电价。

以HB公司2009年的用电量为基准计算输电服务价格（输配电价）P：

式中：Q为HB公司2009年的用电量；P1为基本电价（折算成年度价）；P2为按分时电量加权的平均电度电价；C为受电容量；P3为BL发电有限公司上网电价；P0为计及基本电费的HB公司用电价格。

2 对省级电力公司的影响

2.1 对经营的影响

（1）HB公司从BL发电有限公司直购电后，交易双方都从中获取了利益，利益的获取是靠逃避本应由他们承担的社会责任来实现的，其中包括可观的电价交叉补贴费用。在销售电价不变的情况下，这些社会责任全都转嫁给了省级电力公司。按文献[3]规定的标准测算出来的输配电价也不能补足本应由省级电力公司获得的供电收益，因为BL发电有限公司上网电价较平均购电价低，直购电量本应由省级电力公司以较低的上网电价收购，而输配电价却以平均购电价测算，省级电力公司据此收取的输电服务费不足以弥补直购电对其带来的损失。

（2）HB公司用电负荷稳定、用电量大、信誉好，是省级电力公司的优质客户，直购电使省级电力公司失去了一大块市场。直购电交易双方逃避的交叉补贴成本向省级电力公司其它客户转移，将增加其它客户的负担，为了减轻负担这些客户也会寻求进入直购电市场，进而更进一步影响省级电力公司的收益。

（3）省级电力公司承担着较多的社会责任。电网建设资金投入较多，尤其是城农网改造工程加重了省级电力公司的负担，如果用电大客户直购电再一次侵占其利益，将使其经营压力更大。

（4）BL发电有限公司与信用度较好的HB公司开展直购电交易，将使省级电力公司客户的平均信用度下降，增加了电费回收压力。

2.2 对电网运行的影响

（1）BL发电有限公司有参与系统调频、调峰的义务，当保证直购电的实施与系统调频、调峰义务相矛盾时，为了追求利益最大化，BL发电有限公司可能会拒绝接受调度指令，在供电负荷缺口较大时，HB公司也可能不愿配合进行有序用电工作。

（2）省级电力公司在执行直购电量输送服务时，可能遭遇输电阻塞现象，对电网调度增加难度，处理不当可能会损害三方利益，甚至对电网的安全稳定运行造成威胁。

3 推广直购电交易的建议

3.1 加快推进电力法制建设，使直购电有法可依

我国现行法律关于直购电方面的禁止性规定是大客户直购电面临的最大障碍，《电力法》第二十五条和《电力供应与使用条例》第八条明确了1个供电营业区只能设立1个供电营业机构。现行电力法律法规已远远落后于形势发展，阻碍了进一步的电力体制改革，亟需修改，为大客户直购电构建法律基础。

3.2 加快推进电价改革

独立的输配电价已经成为大客户直购电的核心问题之一，建议加快推进电价改革，尽快建立独立的、合理的输配电价机制。建议根据电网的建设运营成本、合理收益及现行销售电价，出台分电压等级的两部制输配电价，在这之前，可在对利益格局不作较大调整的前提下，制定大客户直购电的输配电价执行标准。研究电价交叉补贴的解决办法，明确直购电大客户必须承担交叉补贴义务。

3.3 将直购电纳入电力市场建设总体规划

直购电是在售电侧市场引入竞争的初始阶段，直购电交易机制应纳入电力市场整体机制中，制定直购电的准入标准，建立与电力市场相衔接的直购电交易机制，开展多个买方多个卖方的直购电试点，积累经验，为售电市场的全面开放打好基础。

4 结语

用电大客户直购电是售电市场开放的第一步，虽然试点了好多年，但由于牵涉到诸如法律、电价等复杂问题，对各方的利益调整幅度较大，一直没有得到推广。通过分析，只要扫除了政策、体制上的障碍，大客户直购电在技术上是完全可行的，当务之急是积极创造条件，扩大直购电试点，积累实践经验，促进直购电的健康发展。电网公司应充分利用当前试点机会，抓紧研究直购电相关问题，制定应对策略，以期将直购电对电网公司带来的负面影响降至最低。

[1]陈皓勇，张森林，张尧.电力市场中大用户直购电交易模式及算法研究[J].电网技术，2008，32（21）：85-90.

[2]张森林，张尧，陈皓勇.大用户直购电交易若干关键问题研究[J].华东电力，2009，37（4）∶523-528.

[3]国家电力监管委员会，国家发展和改革委员会.电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法[S].电监输电，2004.