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31家电力交易中心在中国电改的征途上承担了什么历史使命?

2016-09-19 10:40:00

 

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与2002年电改5号文出台后,落实举步维艰不同,2015年电改9号文颁布后,电改迎来了窗口期。

其中,31家电力交易中心的相继挂牌,为电改提供了一块新的“阵地”,在推进电力交易体制改革,完善市场化交易机制方面做出了积极尝试。

截至发稿时,我国已经成立了2家国家级电力交易中心(北京电力交易中心和广州电力交易中心)和29家省级电力交易中心,还有海南、山西、湖北等电力交易中心正在筹备。

那么,这31家电力交易中心在中国电改的征途上,承担了什么历史使命?现在究竟做了什么?未来将会如何发展?

带着这些疑问,记者对北京、广州、安徽、广东、贵州等地电力交易中心,进行了实地调查,并参考了美国、英国、德国、澳大利亚等国电力交易机构的经验与问题,形成以下一组报道。在这里,我们不夸大成绩,也不掩盖问题,只求探明适合中国国情的电力交易中心的发展逻辑,为中国电改找到方向。

降电价,牛鼻子抓错了

电价降了!

各地电力交易中心运营以来,人们普遍反映如此。

4月22日,山东电力交易中心在济南挂牌。当天,实现交易电量54亿千瓦时。其中,组织完成了省内两批次共计500亿千瓦时直接交易,降价幅度达5分/千瓦时,降低用户电费成本25亿元。同时,配合北京电力交易中心,成功组织开展了银东直流跨区90亿千瓦时电量的直接交易,平均降价6.5分/千瓦时,降低山东用电企业成本5.4亿元。

广东电力交易中心成立至今,共组织了4次售电商参与的竞价交易,其中7月,全网月度竞争交易总成交电量为26.6亿千瓦时,共有35家供应商和112家需求方成交,最终结算的平均价差为-58.87厘/千瓦时,平均降幅超过6分/千瓦时。

可见,电力交易中心的建立,确实起到了9号文中提及的“降低电力成本”的作用,让改革的红利有效释放。因为,从供电市场来看,目前处于供过于求的状态。通过电力交易中心,一些发电企业利用竞争机制销售电量,不仅解决了产能过剩的问题,还激发了企业降价的动力,同时降低了用电企业的成本。这正应了电力供给侧改革的题中之意。

然而,我们发现一些政府部门、改革参与主体在认识上,存在把建立电力交易中心的目的片面理解为降电价,或过于聚焦降电价的倾向。电价下降本质上是在市场配置资源的条件下,当前供求关系在价格上的反映,是电力需求增长放缓与发电装机容量总体过剩共同作用的结果。电力供应过剩,是推进电力市场化改革的契机;电价下降,不是裹挟电改政策落实的理由。电改的目的是理顺电力价格市场化形成机制。电价升或降,应当是市场各参与主体在这个价格机制下博弈的结果。

因此,电力交易中心的建立与运营不应把降电价作为最终目的。在改革进程中,电改所引入的竞争未必意味着电价的下降。

经济增速放缓背景下,把降电价和救企业连在一起本身是错误的,相当于头痛医脚,而采取行政手段干预电力市场,更是错上加错。只有通过竞争将落后的产能淘汰,同时促使存活下来的企业引进新技术,提高效率,降低成本,其结果传递到终端电价上,才能形成市场意义的降价空间,并真正“良性”降价。

政府和监管部门应该正确引导公众对电改的期待,不切实际的降低电价的承诺不但可能导致社会不稳定因素的累加,更可能因意料之外的社会压力传导,而使改革进程偏离、影响改革成败。

市场化,做比说更给力

1996年3月29日,美国率先在纽约商业交易所中引入电力期货交易,接下来的数年里,英国、德国、法国、波兰、澳大利亚等国家都根据需要相继建立了电力交易市场,可以说建立电力交易市场是全球电力市场化改革的趋势。

此前,阻碍我国电力市场化的最大障碍是行政计划管制,包括项目核准制、价格审批制、年度计划电量分配制。这种体制存在明显弊端,近20年来,电力需求增长不确定性较大,使得国家集中决策审批的方式难以适应,项目核准制剥夺了电力企业分散决策权和发展的部分自主经营权。价格审批制锁定了电力生产发、输、配、售各个环节的价格,年度发电计划分配又锁定了上网电量,发电企业自然丧失了市场竞争的积极性。价格不能波动,电量不能自主营销确定,电力项目不能自主决策,推进电力市场建设自然举步为艰。

电改9号文明确提出,建立相对独立、规范运行的电力交易机构,推进构建有效竞争的市场结构和市场体系。目前建立的31家电力交易中心,为电力供需两侧市场的有序开放及“多买多卖”市场格局的形成创造了必要条件,为提高电力市场竞争公平性与效率提供了有效途径,对电力企业的发展创造了新的机遇。

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