各地电力交易模式仍处探索期

 

　　继售电公司雨后春笋般大量涌现之后，电力交易中心也已基本完成布局。然而，未来电力交易究竟该以省内、区域还是全国范围交易为发展方向，每一个省级交易中心究竟在整个交易体系中扮演什么角色，仍然没有定论。

 

　　交易中心缺乏统筹

 

　　日前成立的重庆电力交易中心，是国网首家股份制交易机构。据了解，该公司股权结构实行多元化，国网方面出资70%，重庆地区发电、输电、售电等市场主体与第三方机构占剩余30%。与之类似，南方电网公司于8月末成立的昆明电力交易中心由电网公司相对控股，其中云南电网公司控股50%，华能澜沧江水电公司、华电金沙江中游公司等发电企业共同参股。

 

　　相比以往电网公司独自成立交易中心的方式，相对控股的模式可以更好地体现电力交易中心的独立性，而近期获批的8个省份的电改方案中，也提出将组建股份制电力交易中心作为工作重点。有专家指出，这种情况意味着各地正在与电网公司开展利益博弈，对市场秩序的建立而言是一种进步。

 

　　然而，各地电力交易中心实际发挥作用的情况却不尽相同。

 

　　“成立交易中心之后，暂时还没感觉和之前有什么不同。”一位电网公司知情人士告诉记者。今年上半年开始，各地相继制定电力交易中心组建方案，京津冀地区成立的电力交易中心就有5家之多。该名员工表示，除北京电力交易中心外，天津、河北电力交易中心在实际的电量交易上仍未发挥实质作用。

 

　　四川获批的电改方案中提出，要推动四川省电力市场、省交易中心向区域电力市场、区域交易中心的转变。由此也可看出，各地交易机构对于自己在交易体系中的定位也不尽相同。

 

　　有分析人士指出，目前各地成立的电力交易中心相当一部分只能视作电改推进的一种“基础设施”。电力交易中心发挥的实际作用大小，一方面取决于各地电改方案的具体推进进度和落实情况，另一方面也受到全国层面统筹情况的影响。“各省交易中心现在基本是孤立的，需要有一个协同机制，相互联系才能有活力。”该人士称。

 

　　跨区域交易机制有待完善

 

　　北京电力交易中心于今年3月1日揭牌成立，作为国家级电力交易中心，已开展了市场化跨区跨省电力交易。据了解，通过北京电力交易中心，山东地区30家电力用户与陕西、甘肃、青海、宁夏824家企业达成交易电量90亿千瓦时，降低购电成本5.4亿元。日前，北京市电力交易中心发布的2016年锡盟-山东特高压交流送山东交易中，参与竞争的发电机组容量达到8816.5万千瓦。

 

　　“竞争十分激烈。”华电山西能源公司相关人员表示，“这是我们公司首次实现跨省跨区直接交易，也是很宝贵的经验。”据了解，华电山西能源公司在此次交易中，成交电量占山西地区总成交电量的4.93%，市场份额高于装机占比2.75个百分点；成交价格高于同批次交易价格2-6分/千瓦时，为本次交易降价幅度最小。

 

　　8月15日，同样通过北京交易中心，宁夏-浙江输电线路调试电量交易2.04亿千瓦时，11家火电企业参与竞争，装机容量达884.6万千瓦。其中，国电石嘴山公司竞得交易电量5960万千瓦时，为该公司增加售电收入1367万元，排名全网第一。

 

　　跨省、跨区的电量交易一直为中西部各省所看重。四川获批的电改方案中提出要“完善跨省跨区电力交易机制”，甘肃也提出了要“积极推进跨省跨区电力直接交易”，尝试用增加外送的方式解决本地电力消纳困难的问题。据了解，甘肃地区风、光资源丰富，今年8月底，国家能源局还印发了《关于支持甘肃省创建新能源综合示范区的复函》，同意甘肃成为全国第二个全国新能源综合示范区。但甘肃“弃光”“弃风”问题较为严重，今年7月份，甘肃弃风、弃光率分别为48%和26.6%，当地新能源消纳并未明显受益于电改推进。

 

　　“因为价格上的差异，目前新能源没法和火电一同在市场上竞争。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对记者表示，“但我国资源和需求逆向分布的格局决定了跨区域交易的合理性，通过相关机制的完善，未来公平的跨区域电力交易是一定可以实现的。”