電力改革第四個配套文件出爐。
國家發改委近日發布《關于完善跨省跨區電能交易價格形成機制有關問題的通知》(下簡稱《通知》)，明確通過協商或市場化交易方式，確定送受電量和價格。同時，將對輸電工程進行成本監審，重新核定輸電價格。
這意味著，跨省跨區電能交易迎來市場化“破冰”，原來政府主導定價、定量的交易機制終于得以改革。
近年來，隨著“西電東送”、“北電南送”等工程的實施，中國的跨省跨區電能交易規模逐漸增大。2014年，跨省跨區送電量合計1.116萬億千瓦時，占到了全社會用電量的20%。但也逐漸暴露出送受電供需失衡、輸電費收費不合理、缺乏補償機制等諸多弊端。
廈門大學能源經濟協同創新中心主任林伯強在接受記者采訪時認為，以電代煤、加大跨區送電、建立綜合能源輸送體系，也是被業內寄予了調整能源結構、治理霧霾的重要使命。隨著送受電價以及輸電價格市場化深入，跨省跨區電力交易規模也將呈現繼續上漲之勢。
跨省跨區電力交易打破“計劃”瓶頸
《通知》中明確，送電、受電市場主體雙方協商或通過市場化交易方式確定送受電量、價格，并建立相應的價格調整機制;鼓勵通過競爭方式確定新建送電項目業主和電價。其次，鼓勵送受電雙方建立長期、穩定的電量交易和價格調整機制，并以中長期合同形式予以明確。
對于國家已核定的跨省跨區電能交易送電價格，送受電雙方可重新協商并按照協商確定的價格執行，協商結果報送國家發展改革委和國家能源局、無法達成一致意見的，可由相關部門協調。
這些電價政策，自2015年4月20日起執行。
跨省跨區送受電價、電量迎來市場化，這在業內看來是本輪電力改革中“重要時刻”。
近年來，中國跨省跨區電能交易呈現出逐步擴容之勢。根據中電聯公布的數據，2014年，全國完成跨區送電量2741億千瓦時、同比增長13.1%;全國跨省送出電量8420億千瓦時、同比增長10.8%。以此計算，跨省跨區送電量合計1.116萬億千瓦時，占到了2014年全社會用電量的20%。
“讓電代替煤輸送，有利于緩解電煤運輸壓力、降低成本，也有助于減排燃煤帶來的大氣污染，這也是國家主推的思路。”國家電網一位內部人士告訴記者。
現實中，長期以來跨省跨區電能交易主要以計劃為主，國家或地方政府確定交易電價以及交易電量。其中，國家指令性分配電量或審批和核準的交易，包括了東北所有的跨區跨省交易、川電東送、三峽外送、皖電東送等。而地方政府主導的交易主要是南方區域的西電東送。
“跨省跨區在送端的上網電價實行政府定價，也缺乏價格調節機制，這不利于反映真正的供求關系，影響了送、受電雙方的積極性。同時，制定剛性的外送電量，也不利于資源的優化配置，造成了大量的電能浪費。”林伯強分析。
據了解，國家電網會在每年年初向省級公司下達年度跨區電能交易指導計劃，要求納入各省市電力電量平衡安排，并且各省電網企業簽訂了具有法律約束力的購售電合同，這種指導性計劃實質上變成了“剛性計劃”，也造成了不可忽視的問題。
國家能源局在2014年7月公布的《電力交易秩序駐點華中監管報告》(下簡稱《報告》)中曾提到一個案例：2013 年1-4 月，華中區域電力供大于求，但國家電網仍然按照此前的年度計劃，將山西、河南靈寶的電向華中送電85.9億千瓦時。
而在交易價格上，也存在爭議，能源局在上述報告中亦指出，跨省跨區送點部分交易行為不規范，價格未能反映市場主體意愿。例如，西北送華中跨區交易中，部分交易的電量、電價高出申報意愿，購電方的價格意愿沒有得到充分尊重。
“本次發改委明確跨省跨區在電價和電量上實行市場化，由送點方和受電方協商，那么在具體的量和價格上也會更加的靈活，也有利于資源合理配置。”林伯強預計，隨著市場化的進一步深入，有助于激活跨省跨區電能交易雙方的積極性，交易規模也有望繼續增長。
利好遠距離輸電促電價下調
值得關注的是，在明確了送受電價市場化外，發改委和能源局將組織對跨省跨區送電專項輸電工程進行成本監審，并根據成本監審結果重新核定輸電價格(含線損)。輸電價格調整后，同樣按照“利益共享、風險共擔”的原則將調整幅度在送電方、受電方之間按照1:1比例分攤。
據上述國家電網人士介紹，跨省跨區電能交易中的輸電價格，主要包括電網使用費、輔助設施費、管理服務費以及網絡接入費等。而最終用電方的售電價格，又包括了送電價格加上輸電價格、線損、管理服務費。
然而，輸電費過高、收費不合理問題也在跨省跨區交易中飽受詬病。
國家能源局在上述《報告》中亦指出了這一問題：輸電費用應按照實際物理輸送電量收取，但華中區域跨區跨省電能交易輸電費收取的基礎是各類交易合同累加后雙向交易量的絕對值，未考慮輸送方向相反交易對電量的抵減作用，從而使交易結算電量高于關口表記錄的實際物理量，收費不合理。
原電監會在2012年3月至4月，曾選擇了東北送華北、西北送華中、四川送華東、云南貴州送廣東等四條交易量較大、具有代表性的跨省跨區通道進行過專項檢查，最終形成的報告直指兩大電網公司的亂收輸電費問題——輸電費收取環節多、標準偏高，存在多收取費用等問題;網損分攤不規范，存在多收取網損費用等問題;輸電線路綜合折舊率普遍偏高，影響企業盈利狀況，加重價格調整壓力。
林伯強告訴記者，本輪電改已經明確深圳、內蒙古、安徽、湖北、寧夏、云南進入輸配電價改革，現在又將跨省跨區輸電價格重新核定，也意味著獨立的輸電價格機制擴圍。同時輸電價格進行再核定，也有助于電網公司厘清成本、專注于輸電業務。
“按照以前能源局、電監會的表述，可能本次核定的輸電價格會有小幅度的下降。”上述國家電網人士指出。
同時電力人士亦指出，在跨省跨區實現定價上網后，最終的售電成本也將有所降低，用電方將直接受益。
例如，同樣是跨區輸送到華中的電，2013年陜西德寶的的價格低出了34 元/千千瓦時。但是在當年，國家電網并沒有優先組織德寶送出，一定程度上推高了華中各省的購電成本。而如果進行競價上網，則會有助于避免現這樣的錯位、亂象。
值得一提的是，在發改委的《通知》中，還公布了部分跨省跨區送電價格協調結果。數據顯示，四川水電站送到上海、江蘇、浙江、廣東的落地價格，按2015年4月20日落地省燃煤發電標桿上網電價降低標準都進行了同步下調。
原標題:跨省區輸電擺脫政府“計劃” 市場化或引導電價下調
國家發改委近日發布《關于完善跨省跨區電能交易價格形成機制有關問題的通知》(下簡稱《通知》)，明確通過協商或市場化交易方式，確定送受電量和價格。同時，將對輸電工程進行成本監審，重新核定輸電價格。
這意味著，跨省跨區電能交易迎來市場化“破冰”，原來政府主導定價、定量的交易機制終于得以改革。
近年來，隨著“西電東送”、“北電南送”等工程的實施，中國的跨省跨區電能交易規模逐漸增大。2014年，跨省跨區送電量合計1.116萬億千瓦時，占到了全社會用電量的20%。但也逐漸暴露出送受電供需失衡、輸電費收費不合理、缺乏補償機制等諸多弊端。
廈門大學能源經濟協同創新中心主任林伯強在接受記者采訪時認為，以電代煤、加大跨區送電、建立綜合能源輸送體系，也是被業內寄予了調整能源結構、治理霧霾的重要使命。隨著送受電價以及輸電價格市場化深入，跨省跨區電力交易規模也將呈現繼續上漲之勢。
跨省跨區電力交易打破“計劃”瓶頸
《通知》中明確，送電、受電市場主體雙方協商或通過市場化交易方式確定送受電量、價格，并建立相應的價格調整機制;鼓勵通過競爭方式確定新建送電項目業主和電價。其次，鼓勵送受電雙方建立長期、穩定的電量交易和價格調整機制，并以中長期合同形式予以明確。
對于國家已核定的跨省跨區電能交易送電價格，送受電雙方可重新協商并按照協商確定的價格執行，協商結果報送國家發展改革委和國家能源局、無法達成一致意見的，可由相關部門協調。
這些電價政策，自2015年4月20日起執行。
跨省跨區送受電價、電量迎來市場化，這在業內看來是本輪電力改革中“重要時刻”。
近年來，中國跨省跨區電能交易呈現出逐步擴容之勢。根據中電聯公布的數據，2014年，全國完成跨區送電量2741億千瓦時、同比增長13.1%;全國跨省送出電量8420億千瓦時、同比增長10.8%。以此計算，跨省跨區送電量合計1.116萬億千瓦時，占到了2014年全社會用電量的20%。
“讓電代替煤輸送，有利于緩解電煤運輸壓力、降低成本，也有助于減排燃煤帶來的大氣污染，這也是國家主推的思路。”國家電網一位內部人士告訴記者。
現實中，長期以來跨省跨區電能交易主要以計劃為主，國家或地方政府確定交易電價以及交易電量。其中，國家指令性分配電量或審批和核準的交易，包括了東北所有的跨區跨省交易、川電東送、三峽外送、皖電東送等。而地方政府主導的交易主要是南方區域的西電東送。
“跨省跨區在送端的上網電價實行政府定價，也缺乏價格調節機制，這不利于反映真正的供求關系，影響了送、受電雙方的積極性。同時，制定剛性的外送電量，也不利于資源的優化配置，造成了大量的電能浪費。”林伯強分析。
據了解，國家電網會在每年年初向省級公司下達年度跨區電能交易指導計劃，要求納入各省市電力電量平衡安排，并且各省電網企業簽訂了具有法律約束力的購售電合同，這種指導性計劃實質上變成了“剛性計劃”，也造成了不可忽視的問題。
國家能源局在2014年7月公布的《電力交易秩序駐點華中監管報告》(下簡稱《報告》)中曾提到一個案例：2013 年1-4 月，華中區域電力供大于求，但國家電網仍然按照此前的年度計劃，將山西、河南靈寶的電向華中送電85.9億千瓦時。
而在交易價格上，也存在爭議，能源局在上述報告中亦指出，跨省跨區送點部分交易行為不規范，價格未能反映市場主體意愿。例如，西北送華中跨區交易中，部分交易的電量、電價高出申報意愿，購電方的價格意愿沒有得到充分尊重。
“本次發改委明確跨省跨區在電價和電量上實行市場化，由送點方和受電方協商，那么在具體的量和價格上也會更加的靈活，也有利于資源合理配置。”林伯強預計，隨著市場化的進一步深入，有助于激活跨省跨區電能交易雙方的積極性，交易規模也有望繼續增長。
利好遠距離輸電促電價下調
值得關注的是，在明確了送受電價市場化外，發改委和能源局將組織對跨省跨區送電專項輸電工程進行成本監審，并根據成本監審結果重新核定輸電價格(含線損)。輸電價格調整后，同樣按照“利益共享、風險共擔”的原則將調整幅度在送電方、受電方之間按照1:1比例分攤。
據上述國家電網人士介紹，跨省跨區電能交易中的輸電價格，主要包括電網使用費、輔助設施費、管理服務費以及網絡接入費等。而最終用電方的售電價格，又包括了送電價格加上輸電價格、線損、管理服務費。
然而，輸電費過高、收費不合理問題也在跨省跨區交易中飽受詬病。
國家能源局在上述《報告》中亦指出了這一問題：輸電費用應按照實際物理輸送電量收取，但華中區域跨區跨省電能交易輸電費收取的基礎是各類交易合同累加后雙向交易量的絕對值，未考慮輸送方向相反交易對電量的抵減作用，從而使交易結算電量高于關口表記錄的實際物理量，收費不合理。
原電監會在2012年3月至4月，曾選擇了東北送華北、西北送華中、四川送華東、云南貴州送廣東等四條交易量較大、具有代表性的跨省跨區通道進行過專項檢查，最終形成的報告直指兩大電網公司的亂收輸電費問題——輸電費收取環節多、標準偏高，存在多收取費用等問題;網損分攤不規范，存在多收取網損費用等問題;輸電線路綜合折舊率普遍偏高，影響企業盈利狀況，加重價格調整壓力。
林伯強告訴記者，本輪電改已經明確深圳、內蒙古、安徽、湖北、寧夏、云南進入輸配電價改革，現在又將跨省跨區輸電價格重新核定，也意味著獨立的輸電價格機制擴圍。同時輸電價格進行再核定，也有助于電網公司厘清成本、專注于輸電業務。
“按照以前能源局、電監會的表述，可能本次核定的輸電價格會有小幅度的下降。”上述國家電網人士指出。
同時電力人士亦指出，在跨省跨區實現定價上網后，最終的售電成本也將有所降低，用電方將直接受益。
例如，同樣是跨區輸送到華中的電，2013年陜西德寶的的價格低出了34 元/千千瓦時。但是在當年，國家電網并沒有優先組織德寶送出，一定程度上推高了華中各省的購電成本。而如果進行競價上網，則會有助于避免現這樣的錯位、亂象。
值得一提的是，在發改委的《通知》中，還公布了部分跨省跨區送電價格協調結果。數據顯示，四川水電站送到上海、江蘇、浙江、廣東的落地價格，按2015年4月20日落地省燃煤發電標桿上網電價降低標準都進行了同步下調。
原標題:跨省區輸電擺脫政府“計劃” 市場化或引導電價下調
