12月12日,国家电监会发布《跨省跨区电能交易基本规则（试行）》（下称《规则》），此前跨地区电能交易的调度规则主要执行电监会出台的《跨区跨省电力优化调度暂行规则》（下称《暂行规则》）、《跨省区电能交易监管办法》，以及国家发改委出台的《关于促进跨地区电能交易的指导意见》、《关于规范电能交易价格管理等有关问题的通知》等。不同于《暂行规则》，《规则》明确了跨省跨区电能交易市场主体，提出要打破电网的“挂牌交易”，并通过优先清洁能源交易、调整合同等方式保证电能交易的市场化。

 

 

　　“《暂行规则》是2003年出台的，在每年的跨省区电能交易监管中发现不少问题。2011年，电监会印发了《关于跨省跨区电能交易监管工作的意见》，进一步明确了跨省区交易工作分工、输电费用和网损收取、信息公开及披露等内容。”国家电监会人士对本报记者说，“而《规则》的目的很明确，就是要充分发挥市场在资源配置中的基础性作用，保障市场主体合法权益。”

 

　　《规则》提出，发电企业应直接在电力交易平台上参与跨省跨区电能交易，省电网企业一般不得代理省内发电企业参与跨省跨区电能交易。小水电、风电等打捆外送电交易，月度以内的短期或临时交易和其他必要的跨省跨区电能交易可委托送出省电网公司代理交易，委托和代理双方一般应签订委托代理协议。

 

　　“以往的跨省区交易大部分是电网说了算。电网设定了电价电量，发电企业上报的电价不得高于这个‘挂牌’电价，谁出价低，谁就能获得更多的发电机会。”一位发电企业人士对本报记者说，“这种机制不能真正反映送受双方的供需，资源配置效率不高，因电网垄断包办造成的‘虚假交易’、重复收取过网费等现象也不新鲜。”

 

　　2010年初，国网在《关于下达2010年国家电网公司综合计划的通知》中下达跨区电能交易（不含点对网情况）综合计划434亿千瓦时。根据电监会发布的《2010年度全国电力交易与市场秩序监管报告》，国家电网公司在2010年安排华北、西北跨区送电华中的计划中，对湖北、湖南每年一、四季度电力短缺的情况考虑不够，安排华北和西北电送入江西、河南、湖北、湖南的比例不合理，导致江西、河南在受入西北和华北区外来电的同时，又外送湖南、湖北。

 

　　根据电监会的调查，部分跨省（区）交易输电收费环节多、综合输电费偏高。以甘肃送华中的德宝直流交易通道为例，2010年在交易过程中，省网、区域电网、国家电网等五家电网企业输电价格合计达到124元/千千瓦时，交易中间成本高达160元/千千瓦时；此外，部分交易存在接力、对冲问题，有的电能流动并未实际发生，却收取了输电费用。以黑龙江电网为例，黑龙江电网要从蒙东和吉林地区受入统分电量，2010年达到50亿千瓦时，而黑龙江2010年实际净送辽宁物理量25.73亿千瓦时，是净送出省。但为了抵充受入的统分交易电量，黑龙江省电力公司以送辽宁名义多从省内发电企业低价采购电量48.11亿千瓦时，由此降低黑龙江省内发电企业电费收益2.71亿元，电网企业多收输电费1.44亿元。

 

 

　　根据国家电监会发布的《电力监管年度报告（2011）》，2011年全国共完成跨省区电能交易电量合计6240.20亿千瓦时，同比增长7.55%。其中，计划行程的交易中，国家指令性分配电量或审批核准交易3587.73亿千瓦时，地方政府主导的南网西电东送818.58亿千瓦时，电网企业计划行程的交易1093.08亿千瓦时；具有市场化特征的交易主要有东北跨区外送，西北与华中交易，华东、华中、东北区域省间交易，西北区域李家峡核价外的跨省交易，南网计划外交易共计741.13亿千瓦时，同比降低34%。

 

　　从近三年数据看，跨省区交易的市场化程度有所提高，但计划安排仍是主要交易方式。实际执行过程中交易电量难以准确与实际的电力供需情况相吻合，计划交易价格也难以准确反映不同时段的电力价值和资源稀缺程度。

 

　　对此，《规则》提出，除国家明确的年度跨省跨区电量交易以外，跨省跨区电能交易原则上均应采取市场化的交易方式，主要分为集中撮合方式和双边协商方式，即购、售电主体通过跨省跨区交易平台直接进行购售需求申报和双方自主协商确定交易电量和价格，并且在售电侧按照节能环保的原则进行排序，先清洁能源机组后火电机组；在购电侧按照资源优化配置和余缺调剂的原则进行排序。年度交易原则上应在保证清洁能源消纳利用的前提下，区域内优先平衡；月度及月度以内交易应以保障系统安全稳定运行和电力可靠供应为前提，在更大范围内实现资源优化配置和余缺调剂。

 

　　《规则》指出，当实际需求与合同电量出现偏差时，经交易相关主体（含输电方）协商一致，可自愿选择合同转让（购电方将已生效的原购电交易合同全部或部分转让给第三方，不影响送电侧的合同执行和结算，发电企业可通过发电权交易将合同转让给其他发电企业。）或合同回购（由售电方将已生效的原售电交易合同全部或部分从原购电方购回）方式进行调整。

 

　　“跨省跨区电能交易合同转让和回购，原则上不另行收取输电费用。同时，我们将支持具备条件的地区逐步探索跨省跨区交易中的市场化的价费机制。”上述电监会人士对本报记者说。

 

　　“我们期待统一的跨省区电力交易平台，有更多根据市场配置资源的跨区电能交易。去年迎峰度夏期间，电监会积极组织协调暂停华中送华北电网电力，调整四川送华东和西北电力，合计增加华中电力供应110万千瓦，在一定程度上缓解了华中地区高峰电力紧张形势。”上述电监会人士进一步表示，“在计划电价的情况下，目前《规则》中的跨省区电能交易优化调度顺序是‘节能减排’，如果电价放开了，电能流动将更合理，如东部地区是上马电源项目还是用西部的电？电价信号将灵敏反映真正的供需。”