大用户直购电是深化电力市场化改革的一项重大举措。

电监会价财部副主任黄少中同志就大用户直购电有关政策进行了深入解读,供大家工作中参考。

大用户直购电:重点、亮点和难点电监会价格与财务监管部黄少中6月下旬,国家电监会、国家发改委、国家能源局联合印发了《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》 (以下简称文件。

这是进一步规范和推进大用户直购电试点工作的一个重要文件。

目前各地正在根据文件的规定和要求, 结合当地实际情况, 研究具体的实施方案。

由于文件牵涉的内容比较多,文件的重点是什么?实施有什么意义?文件有哪些亮点?实施的难点又在哪?如何合理地解决?本文拟对这些问题做些分析, 谈一谈个人看法, 希望能对文件的实施有所帮助, 也希望能与业内人士和对此感兴趣的人士作一交流。

一、文件出台的背景文件出台的背景我认为可以概括为三个方面的需要。

1—一是保增长,扩内需的需要。

自 2008年二季度以来,席卷全球的国际金融危机给我国经济带来了很大冲击, 电力工业和其他工业的发展都遇到很大困难, 全社会用电量增速严重放缓, 机组发电小时数明显下降, 产品销售大幅下滑, 企业经营压力不断增大。

为应对金融危机,中央作出了保增长、扩内需、调结构、惠民生的战略部署, 加大了公共投资力度, 并出台了一揽子宏观调控政策, 力求在稳住外需的同时, 全面扩大内需。

通过大用户直购电的方式, 鼓励符合国家产业政策的大用户合理、有序增加用电, 有效拉动内需, 对增强大型工业企业活力,增加新的经济增长点, 促进重要工业复苏和经济发展,实现发电企业、电网企业和大用户的多赢,具有重要的现实意义。

二是落实国务院领导要求及贯彻国务院文件的需要。

温家宝总理在今年的政府工作报告中明确而具体地提出要加快电力改革和电价改革。

国务院领导对于开展大用户直购电试点工作, 多次作出重要批示, 要求电监会会同有关部门大力推进。

今年 5月 , 国务院批转了国家发改委《关于 2009年深化经济体制改革工作的意见》 ,文中明确提出推进大用户直接直购电和双边交易试点改革。

应该说,20号文件的出台,正好是落实了国务院领导批示及国务院文件的要求。

三是指导和规范各地大用户直购电工作的需要。

今年以来,2—各地为保增长, 扶持当地经济发展, 对实施大用户直购电工作积极性很高, 也在不断地研究和探索, 许多省都在上报方案,但不少方案只是优惠电价的翻版, 并没有建立市场机制, 组织管理也存在问题, 急需在中央层面出台指导意见或实施办法, 规范和有序推进大用户直购电工作。

20号文件的出台,一定程度上有效解决了这些问题。

二、文件出台的意义个人认为,文件的出台实施至少有四个方面的意义:一是有利于提振电力市场化改革的信心。

近几年, 受多种因素影响, 电力市场改革一波三折, 踌躇不前,影响了很多人对改革的信心,许多人对改革持观望、怀疑态度。

这次 20号文件的出台, 释放了明确的加大改革信号, 在一定程度上能打消人们的顾虑,提振市场信心。

二是有利于打破垄断, 开放用户选择权。

近年来, 我国电力市场化改革更多的是从开放发电侧入手的, 比如厂网分开、部分地区竞价上网试点等, 虽然也取得了一定的成效, 但由于没有同步开放用电侧, 缺少用户的响应和参与, 市场效果大打折扣。

从国外经验看, 用户的参与和推动是电力市场化改革最为重要的原动力之一。

通过大用户直购电的形式, 可以有效增加用户的选择权,有利于打破垄断,促进竞争,提高效率。

3—三是有利于促进电价改革, 完善电价形成机制。

首先, 独立的输配电价是大用户直购电的重要前提, 开展大用户直购电将进一步推动输配电价机制的研究和改革,逐步形成以成本为基础, 分电压等级核定输配电价的政策做法,促进输配电价的清晰合理;其次, 通过核定合理的输配电成本,有利于电价中存在的交叉补贴显性化、定量化, 促进电价交叉补贴问题的合理解决; 第三, 大用户直购电输配电价确定后, 能为市场提供明确的位置信号, 有利于大用户和发电企业对价格信号作出响应, 增加价格杠杆对市场供求的引导作用,促进大用户与发电企业的直接交易。

四是有利于通过市场机制, 转变电力发展方式。

深化电力体制改革的重要内容就是要大力推进电力市场化改革, 走市场化改革之路, 促进电力生产力与生产关系的相互作用和发展, 建立以市场为导向的电力生产关系和电力发展方式, 充分发挥市场优化配置资源的基础性作用, 通过科学合理的市场机制、灵敏变化的价格信号,来调节需求、引导投资,促进电力工业可持续发展。

而大用户直购电作为电力市场化改革的重要内容和突破口, 可以起到积极明显的作用。

三、文件的重点内容文件由市场准入条件、试点主要内容、计量与结算、有关要求、组织实施等五部分组成(共 25条。

归结起来看,主要有以4—下重点内容。

市场准入条件。

市场准入是实施大用户直购电最为重要的基础和前提。

从国外经验来看, 放开电力用户的选择权是一个由高到低、由严到宽、逐步放开的过程。

借鉴国外做法,20号文件规定试点初期的准入条件为:电力用户为用电电压等级在 110千伏(66千伏及以上、符合国家产业政策的大型工业用户,初步估算用电量约占全国销售电量的 20%左右,在试点阶段,这个电量规模比较适中。

发电企业为2004年及以后投产的,符合国家有关政策要求的火力、水力发电机组。

火电机组原则上为单机容量 30万千瓦及以上的机组, 水电机组原则上为单机容量 10万千瓦及以上的机组。

之所以规定 2004年及以后投产机组参与试点,主要考虑是 2004年国家开始制定标杆上网电价,这一界限内的电厂之间的价差较小,能有效控制改革的冲击和利益调整。

文件明确, 根据试点工作进展情况, 逐步放宽市场主体准入条件 ,这为下一步扩大用户和发电企业的准入,增加试点电量的规模, 增强市场竞争的力度留下了空间。

交易方式。

从国外大用户直购电情况看, 交易方式有单个协商的直接交易、集中撮合的双边交易、集中竞价交易等多种形式。

从现有条件出发,20号文件规定目前的大用户直购电试点主要采取单个协商的直接交易方式, 即:在直接交易电量空间内, 准5—入的大用户与发电企业通过场外协商、场内洽谈、信息平台交易等方式实现供需直接见面,自主协商,进行直接交易。

交易电量。

大用户直购电交易电量可以按增量电量方式确定、按原有电量比例方式等方法确定。

出于多种原因的考虑, 20号文件对目前大用户直购电的交易电量并没有明确,可以理解为, 具体的交易电量由符合准入条件的大用户与发电企业协商确定,谈成多少就是多少,没有谈成,便没有交易电量,但由于符合准入条件的大用户用电量约占全国销售电量的 20%左右,因此交易电量的上限不会超过全国销售电量的 20%。

此外文件规定, 发电企业直接向大用户交易的发电容量, 在安排计划上网电量时予以剔除。

交易价格。

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型基金及附加三部分组成, 其中:直接交易价格由大用户与发电企业通过自主协商自主确定,不受第三方干预。

电网输配电价,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 110千伏 (66千伏输配电价按照 10%的比例扣减,220千伏(330千伏按照 20%的比例扣减。

输配电价实行两部制。

政府性基金和附加正常收取。

余缺电量调剂。

由于电力负荷瞬息万变, 大用户与发电企业6—的合同电量难以无缝对接, 出现电量偏差不可避免。

而直接交易与非直接交易的电价不同, 所以余缺电量的处理将影响发电企业和用户的经济利益,也直接影响着交易的积极性和公平,因此, 如何合理处理余缺电量是一个重要问题。

从国外电力市场看, 余缺电量的处理可以通过合同电量滚动平衡、通过实时市场或发电权转让市场进行调节、通过电网买卖调剂等方式。

20号文件规定,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 110%执行,售电价格按政府核定上网电价的 90%执行。

同时明确电网企业由此增加的收益在核算电价时统筹平衡。

另外, 在电监会制定的大用户直购电合同范本中 , 也已经明确规定了双方合同电量允许有±3%的合理偏差, 只有超过合理偏差的电量,才通过向电网企业买卖调剂,并执行±10%的电价差价, 出发点也是最大限度地减少大用户和发电企业的损失。

交易结算。

提供了两种结算方式供选择, 可以由大用户分别与发电企业和电网企业进行结算, 也可以按现行方式由电网企业代为结算。

从近期看, 限于各方面的条件和认识,大用户和发电企业主要还是采取由电网企业集中结算的方式, 但从长远看, 我们有理由相信会有更多的大用户会分别采取与发电企业和电网7—企业结算的方式。

输电通道。

20号文件明确,一是电网要公平开放,公正地向直接交易双方提供输配电服务; 二是交易过程存在堵塞时, 按提交直接交易合同的先后顺序安排输电通道; 三是大用户向发电企业直接购电, 一般通过现有公用电网线路实现。

大用户已有自备电力线路并符合国家有关规定的, 也可用于输送直接交易的电力。

合同管理。

参加试点的发电企业和大用户应参考国家电监会制定的合同范本, 签订直接交易合同和输电服务合同, 并严格按合同约定执行。

直接交易合同主要内容包括电量、电价、结算、交易时间、违约责任等, 合同要及时报电力监管机构和政府有关部门备案。

组织实施。

一是明确直接交易试点工作由国家电监会、国家发改委、国家能源局负责组织实施, 体现国家层面的政策指导和总体把关; 二是明确要由电力用户和发电企业提出试点申请或需求意向, 体现自愿和市场原则, 避免政府采用行政手段“拉郎配”, 简单确定电量、降低电价; 三是在此基础上,经过省级政府有关部门、电力监管机构审核汇总后提出具体实施方案, 体现省级政府层面初审和把关, 使方案更具特色, 符合地方实际;四是由省里报国家有关部门, 由国家电监会会同国家发改委、国家能源局8—审定后实施,体现职责分工和责任主体。

监管要求。

要求各地政府必须按照市场的、自愿的原则指导这项工作, 不得强制规定直接交易电量和电价; 要求电网必须公平开放,提供通道,及时提供交易信息,认真履行合同,由于电网原因造成的损失应予以补偿;要求发电企业和大用户按照有关规则参与交易,进入市场的要保持相对稳定,按规定进入和退出市场, 及时提供交易信息; 要求电力监管机构和政府部门对大用户直购电实施全过程监管,对违规行为依法进行查处。

四、文件的亮点(政策上的突破文件的亮点可以看成为三个方面的政策突破:一是对电网垄断经销电量的突破。

文件通过明确准入条件, 开放了部分用户和发电企业的用电和售电选择权, 打破了电网企业单一购买、单一销售的格局, 是对电网垄断经销电量的一次突破, 也可以看作是对传统的电量经销模式的一次革命, 有利于促进电网企业由买进卖出的经销电量模式向单纯的提供输配电服务方向转变,有利于政府部门和监管机构对电网企业的有效监管,意义重大而深远。