对跨省（区）长期电能交易合同

“灵活”调整机制的几点思考

市场监管部常建平陈大宇

近年来，我国跨省（区）电能交易增长较快，2009年全国范围内，跨省（区）交易总量已达5312亿千瓦时，同比增长13％，其中具有一定市场化特征的交易电量729.1亿千瓦时，电价和电量均按照市场机制形成的交易电量130.6亿千瓦时。国家指令性分配电量或审批核准的交易1仍然占跨省（区）交易的绝大部分，达3129.8亿千瓦时，该部分电能交易多签订的是一年以上的长期合同。由于该部分交易合同条款都是基于对今后几年受电地区的供需预测情况进行制定，当预测情况与实际情况偏差较大时，僵化执行依据预测情况制定的合同条款自然容易出现这样那样的问题，因而，对于跨省（区）长期电能交易合同，迫切需要建立一个科学、合理的“灵活”调整机制（以“购电权交易”为代表），用以保护电力企业合法权益。

一、我国跨省（区）电能交易现状

截至目前，国家先后出台了一系列政策文件，支持、鼓励和培育各地区开展以市场为导向，以公开、透明和市场主体自愿为

1东北全部跨区跨省交易，西北李家峡送出，葛洲坝送华中四省和华东，四川送重庆，和二滩送重庆，川电东送，三峡外送、皖电东送等。

原则的跨省（区）电能交易，加强市场配置资源的基础性作用，促进电力资源优化配置。在国家的政策鼓励下，我国大型电源基地和电力联网工程相继建成投产，随着跨省（区）电能交换需求的不断增加和电力联络线功率交换能力的不断增强，跨省（区）电能交易总量也快速增加。

从总体上看，我国跨省（区）电能交易呈现计划为主，市场为辅的格局。2009年，全国跨省（区）电能交易总量为5312亿千瓦时，基本情况详见表1。其中计划形成的交易电量为4419.7亿千瓦时，占83.2％，比2008年降低4.3个百分点，仍占主导地位。

表1跨省（区）交易中计划与市场形成交易的基本情况

类别电量合计电量电价电量形成方式

计划形成的交易国家指

令性分

配电量

或审批

核准的

交易

东北所有跨区跨省交易，西

北李家峡核价内送出交易。

葛洲坝送华中四省和华东、

四川送重庆交易和二滩送

重庆交易，川电东送，三峡

外送、皖电东送等。

3129.8

国家或地方政府确

定交易电价或交易

电量

地方政

府主导

交易

南方区域西电东送1156.3

电网企

业计划

形成的

交易

特高压南送华中，安徽送出

（非皖电东送部分），

133.6

电网企业确定外送

电厂、电价、电量

具有市部

分

市

西北区域李家峡核价外的

所有跨区跨省。华中除水电

应急交易和国家指令性分

729.1

网网之间交易电量

电价，由国网下达计

划确定或网网之间

二、目前跨省（区）交易存在的问题

目前计划安排的电能交易一般签订的是一年以上的长期合同，在计划方式交易占跨省（区）电能交易主导地位的情况下，长期合同的分解执行对整个跨省（区）电能交易的顺利执行影响很大。由于种种原因，长期合同执行时往往伴随有一些对冲、接力问题，其主要表现有以下四个方面：

一是计划分配之初的部分电量受入省（区），由于一次资源丰富，加之装机容量迅速增加，电力电量富余，合同开始执行后成为电量送出省（区），该部分省（区）一边受入外省（区）电量，一边由于电力电量富余，组织本省发电企业降价外送，形成电力潮流不恰当互抵。例如，宁夏、甘肃均为历史上青海水电“四省十方”分电政策涉及省，但近年来由于供需形势的变化，两省不但电力供应完全自给，而且参与了西北电能外送华中，造成宁夏、甘肃在受入青海水电的同时还要组织火电外送，实际结果是进行了电力潮流互抵。场

化

特

征

的

交

易场化交易配计划外的所有电量。华东除月度竞价、皖电东送、安徽送出外的交易。华北除特高压、点对网受入、蒙电东送外的所有电量。协商。电量通过组织电厂竞价、挂牌、统购包销等方式形成市场化

交

易华东月度竞价，华中水电应急交易，云南水电送广东超西电东送计划部分。130.6电网和电厂之间双边协商，电网、电厂通过区域平台竞争或双边协商。

二是计划分配之初的部分电量受入省（区）本来就是电力电量送出省（区），在受入的同时又组织发电企业降价外送，最终潮流表现为电力电量净送出，形成电力潮流不恰当互抵。例如，河南和安徽一直是火电送出大省，但按照三峡电能消纳分配方案，2009年河南和安徽要分别购入三峡电能52亿千瓦时和26.5亿千瓦时，在进行电力潮流互抵后，当年河南和安徽仍实际输出火电69.1亿千瓦时和43.6亿千瓦时。

三是计划分配之初的部分纯电量受入省（区）在受入外省（区）电的同时，仍组织省内发电企业降价外送，潮流上仅表现为送入潮流减弱，并无实际送出潮流，形成不恰当互抵，交易为纯财务交易。例如，2009年底湖北缺电，江西组织的临时送湖北交易，实质上是三峡送江西电量直接改送湖北，江西则在省内挂牌向火电企业采购电量，该部分电量并未出省而是由江西自行消纳，交易量与三峡送入电量进行了对冲。

四是不考虑实际物理潮流，对计划分配的电量交易进行不恰当拆分，造成接力。例如，2009年西北送华中合同电量28.79亿千瓦时，实际物理潮流是经华中电网送湖北、湖南、江西省电量19.68亿千瓦时。然而，华中电网将该交易分解为西北送河南，河南再通过华中电网送湖北、湖南、江西各省两笔交易执行，将本应收取一次的输电费改为两次，总的输电价格高于国家核定输

电价标准。

上述对冲、接力问题最终表现为变相损害发电企业利益的问题：

一是电网企业利用组织短期临时交易与长期计划交易进行互抵，实际对本省发电企业上网电量进行降价收购。例如上文中的河南、安徽，在进行潮流互抵后，实际分别以组织送出价购买部分本省火电上网电量，江西送湖北的临时交易也是如此。

二是跨省（区）交易中实际物理潮流远低于交易量，而电网企业仍按交易量收取输电费和网损补偿费。据统计，2009年跨省（区）交易量为5312亿千瓦时，其中从发电侧统计实际输送的上网电量不足总量的85％，发电企业为此多支付大量输电费和网损补偿费。

三、目前跨省（区）交易存在问题的原因分析

事实上，国家计划交易是国家实现资源优化配置的手段，按照计划执行跨省（区）交易理论上是不应出现对冲、接力问题的，那么，出现上述问题的原因是什么呢？经过深入分析，我们认为，造成上述问题的真正原因主要有以下几个方面：

一是将计划交易市场化的长期合同缺乏灵活调整机制。计划交易市场化多由长期合同实现，由于长期合同缺乏灵活调整机制，随着经济形势的不断变化，计划分配的跨省（区）电量与受