新一轮电改推进 发电权交易激活面临多重障碍

国家能源局日前印发《关于进一步促进发电权交易有关工作的通知》后，国家能源局华北监管局要求辖区内电力交易机构对发电权交易相关规则进行对照梳理，于今年6月底前提出修订建议；要求北京电力交易中心会同华北电网开展华北区域内跨省（控制区）发电权交易机制研究工作，推进跨省（控制区）发电权交易，促进电力资源在更大范围内优化配置和清洁能源在更大范围内消纳。

　　据了解，发电权交易有关机制早已建立，随着新一轮电改的推进，发电权交易再次激活，但交易机制上存在的矛盾也一同浮出水面。

　　优化配置 促进系统节能

　　据了解，发电权交易原则上由高效环保机组替代低效、高污染火电机组，水电、核电等清洁能源发电机组替代火电机组；交易电量包括各类合约电量，也可以在省政府当年发电计划基础上进行；在交易方式上，可采取双边交易或集中交易方式进行交易。

　　“‘十一五’期间，为拟关停的5000万千瓦小火电平稳退出，当时的国家电监会提出了发电权概念，也就是发电的合同转让。政府逐年给这5000万千瓦小火电机组发电合同，允许其转让，不允许生产，收益作为职工安置的费用。”一位知情人士表示，“实际上，国家电监会时期已经将相关规则设计得非常完善了，企业之间的发电合同转让、发电集团内部的发电合同优化均有相关文件。”

　　“这之后，发电权逐渐演变为发电企业之间避险和优化的手段。”该知情人士称：“江苏做得最好，每年有1000亿度发电权的优化。”北京电力交易中心公布的数据显示，2017年，国网经营区域内共完成发电权交易电量1214亿千瓦时，其中江苏电力交易中心组织完成的发电权交易电量最多，达到206亿千瓦时。

　　今年4月18日，江苏5家发电企业与甘肃、新疆的5家发电企业初步达成交易意向，通过北京电力交易平台申报了合计4.6亿千瓦时的跨区跨省发电权交易电量需求，这是江苏首次跨区跨省的发电权交易。

　　因发电权交易一般在省级电网范围内进行，并创造条件跨省跨区进行。经北京电力交易中心确认和电力调度机构安全校核后，上述发电权交易最终成交1.29亿千瓦时。

　　参与交易的华能江苏分公司总经理李富民表示，参照当时煤价，出让发电权可以增加度电收益0.04元，该公司成交的3000万千瓦时电量可以为江苏分公司增收约120万元；与甘肃风电机组进行发电权交易后，同等电量相当于减少煤炭消耗约9000吨。

　　华电江苏公司也参与了此次发电权交易。据悉，该公司已初步与华电新疆公司达成年度发电权交易计划约1亿千瓦时，相当于可减少标煤消耗量3万吨。

　　电改推进 机制问题显露

　　“目前，发电权交易最大的挑战是发电企业的发电权受到不合理侵占。”该知情人士说，“除了国家省间指令计划和省内风、光、水电发电计划外，剩下发电权都属于省内机组。也就是说，除了国家指令计划以外的跨省交易都应以发电权方式进行。可是电网企业多年来代理购电，占用了省内发电企业本应分得的政府合同份额。”

　　据了解，国家发改委、国家能源局2015年发布的《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》指出，各省（区、市）政府主管部门在确定年度发电计划和跨省区送受电计划后，电力企业应据此协商签订购售电合同，并通过替代发电（发电权交易）、辅助服务等市场机制，实现不同类型电源的利益调节，促进清洁能源多发满发。具备条件的地区，可跨省区实施。

　　该知情人士认为，发电权跨省交易是电力就近平衡机理的体现。“如果省间电网代理交易优先省内（两级市场），就违反了这一机理，一定会引发起资源错配。”

　　“目前省内不同类型的机组，以及跨省区交易中本省与外省机组，交易中存在利益博弈。”华北电力大学教授王鹏表示，“现行交易机制也存在争议。”

　　“针对各省层面而言，电力市场目前不完善。部分省份电力市场规则、电力交易规则都捏在地方政府手里。”中国电力企业联合会相关负责人表示，如2017年贵州与云南进行的水火发电权交易，相关机构引导两地企业自行洽谈，收到了较好成效，但其他很多省份并没有放开这个规则，“原则上，原来把政府给予保障利用小时的风电光伏，都可与煤电企业尤其是自备电厂谈发电权交易。但现在很多地方没有放开，这部分配置优化能力就没能充分利用。”

　　此外，中国电力企业联合会负责人还表示，对于发电权交易的统计也存在难度。电网公司对发电权交易与其他交易电量的区分、发电权交易的标准等问题都有待解决。“有的发电权交易，到底是市场化交易的，还是原来就规定的要替代的电量，现在从统计上区分不清。”（卢彬）

　　转自：中国高新技术产业导报