日前，國家發改委一次性批復核定了浙江、江蘇、重慶三省市電力用戶與發電企業直接交易試點的輸配電價，認為電價改革有所突破、直購電有望向前推進者有之，質疑試點輸配電價無實際執行者亦有之。究竟大用戶直購電能否成為電力體制改革突破口，記者帶著這個問題采訪了一些電力專家。

　　直購電是改革的措施還是結果

　　大用戶直購電是指電廠和終端購電大用戶之間通過直接交易的形式協定購電量和購電價格，然后委托電網企業將協議電量由發電企業輸配終端輸送到購電大用戶，并另支付電網企業所承擔的輸配服務費用。

　　今年“兩會”的政府工作報告上重點提出“要擴大直購電試點”，事實上，2002年國務院印發的《電力體制改革方案》里面就明確指出：“在具備條件的地區，開展發電企業向較高電壓等級或較大用電量的用戶和配電網直接供電的試點工作。直供電量的價格由發電企業與用戶協商確定，并執行國家規定的輸配電價。”

　　電監會市場監管部主任劉寶華在接受《中國能源報》記者采訪時表示，通過開放用戶，允許發電企業與用電企業直接交易，建立雙向談判的機制，能打破電網公司的壟斷。他認為這是電力行業通往市場化的一個簡便安全的方式。他強調：“除非中國不走電力市場化的道路，繼續實行分電量、批電價的管制，否則，這件事是一定要做的。”

　　劉寶華還表示，通過大用戶和發電企業對電價、電量的長期約定，給發電企業和用戶以穩定的市場預期，便于計算成本和利潤，自主安排企業的生產和發展。同時，發電廠用多少煤就與煤炭企業簽多少合同，上下游煤炭企業、發電企業、用戶等就能用市場的方式聯系起來了，這種做法有利于理順煤電關系。

　　中央財經大學中國發展和改革研究院副院長張安華也對記者表示，現行電價均由政府核定，不僅無法及時反映電力生產成本及電力供需關系的變化，而且限制了電力用戶選擇供電商的權利，也限制了發電企業基于更大利益原則選擇電力用戶的權利。實行大用戶直購電模式減弱了政府主導電價的模式，并使電價確定，加入了更多的市場因素，有益于建立健全電力市場的運行機制。

　　然而業界也有一些不同聲音，一位電力領域的資深專家明確表示，大用戶直購電這種市場化的運作方式肯定好，但這并不是電力市場化改革的措施，而是電力體制改革的結果。在他看來，現在著重推動大用戶直購電以實現電力市場化改革是本末倒置，只有輸配分開實現，繼續推動電力體制改革，才能最終實現電力交易市場化。“到時候，不管是大用戶，還是小用戶，都將進入電力市場買電，自主選擇發電企業。”他這樣向記者描述。

　　從“一對一”到“多對多”

　　大用戶直購電提出雖早，進展并不多。國家發改委和國家電監會于2004年推出指導大用戶直購電試點的17號文件《電力用戶向發電企業直接購電試點暫行辦法》后，至2009年6月，國家發改委、國家電監會、國家能源局再次下發了《完善電力用戶與發電企業交易試點的通知》，加大了推動直購電工作力度。

　　國家電監會數據顯示，目前全國已有遼寧、甘肅、福建、安徽、山西、湖北、山東、貴州、江蘇、浙江、四川、江西等12個省份正式上報了方案。劉寶華向記者介紹，2005、2006年分別在吉林碳素和廣東臺山進行了局部試點，效果良好，至今仍在運行。去年正式批復了遼寧(撫鋁)、安徽(銅陵)兩省的大用戶直接交易試點方案。其中遼寧撫順鋁廠與華能伊敏電廠直接交易試點是國家批復的第一個試點項目，2009年直接交易電量為5.16億千瓦時。

　　今年5月，國家電監會與內蒙古自治區政府共同啟動了內蒙古電力多邊交易市場，探索大用戶直接交易新機制。所謂電力多邊交易，即多個電廠和多個用電企業同時在一個交易中心進行交易，電廠和用戶各自報價，由交易中心對報價進行處理后，達成交易。在原來“一對一”拉郎配的基礎上，電力多邊交易中的電廠和用電企業有了更多的自主選擇權。

　　據內蒙古電力集團公司負責人介紹，內蒙古自2006年開始進行直接購電試點，2009年7月電力多邊交易市場開始模擬運行。截至今年4月，共有19個發電企業和18家大用戶參與市場，累計交易電量225.1億千瓦時，模擬運行均進行了真實結算。

　　國家電監會副主席王禹民在內蒙古電力交易多邊市場啟動儀式上表示，近年來我國通過市場配置的電能資源逐步增加，2009年全國通過市場方式實現的跨省區交易電量為860億千瓦時，占統調發電量的5％。

　　不管是“一對一”還是“多對多”，大用戶直購電在嘗試中前行。就像一位受訪者所說，只有通過嘗試，才能發現問題并解決問題，不去嘗試，只會止步不前甚至倒退。

　　優惠電價欲促節能減排

　　據了解，內蒙古電力多邊交易也是幾經波折。其電價改革始于2008年下半年，受全球金融危機沖擊，內蒙古工業增速減緩，用電量大幅下降，內蒙古自治區政府針對區內符合國家產業政策和環保要求的多晶硅、單晶硅、電石、氯堿、氟化工等企業，緊急啟動了為期3個月的電力多邊交易試點政策。然而，各省區紛紛仿效這一模式，讓一些高耗能高污染企業也搭上了“順風車”，該模式因此迅速被叫停。直到去年6月，內蒙古電力改革才再次得到國家支持，在國家發改委推進大用戶直購電試點工作中得以重新啟動。這些用電企業首先經自治區政府篩選，然后報國家發改委審批，符合相關資質的企業才能參與電力多邊交易。

　　劉寶華在接受記者采訪時表示，近兩年的大用戶直購電或多或少都與電價優惠相關，開展大用戶直購電的目的并非降低電價，而是形成更為合理、更為準確的反映電能供需形勢的電價。初期出于推廣需要，讓參與者獲取好處也是非常必要的。若要大范圍推廣，繼續發揮其積極作用，必須盡早建立用戶參與市場的長效機制。同時他也提出在引進大用戶參與直購電時，應選擇行業里能耗低、效率高、排放少的優勢企業來參加并使其從中受益，不能因為是耗能企業就實行一刀切。

　　張安華表示，為避免有些地方借推行直購電的名義變相實行優惠電價，導致高耗能行業死灰復燃而干擾能耗下降目標的實現，有關部門對直購電試點工作方案的批復變得更加謹慎，從而使進一步推進直購電的試點工作變復雜了。

　　在他看來，直購電有利于促進電力行業的節能減排，促進電源結構的合理調整。在直購電機制下，大容量、低能耗、低成本的發電機組比單機容量小、能耗高、成本高的機組更具有競爭力。同時，由于具有一定規模的水電機組可以與火電機組一樣參與直供電，可以一起談判議價競爭售電，并由于水電的成本具有比火電更加明顯的競爭優勢，將會有力刺激水電的積極發展，促進電源結構的合理調整。

　　不過，記者也了解到，大容量發電機組多為新建機組，基本還處于還貸期，電價仍然競爭不過無還貸壓力的小機組。一位業內人士指出：“這樣對節能減排作用有限。”

　　繞不開的“老大難”問題

　　業界普遍認為，直購電進展不大主要原因在于輸配電價問題。張安華表示，各地輸配電價標準難以合理出臺，有些試點地區提出的輸配電價水平明顯偏高，使得試點企業的直購電價格未能明顯降低，打擊了相關企業參與試點的積極性。而據電監會數據，目前各地輸配電價測算及批復工作的確進展緩慢，去年僅批復了遼寧、安徽、福建、甘肅4省，加上近期批復的3省市，共7省市。

　　科學的輸配電價應建立在成本核算的基礎上，而要使電價成本清晰透明，前提就是電網主輔分離、輸配分開。但2002年《電力體制改革方案》印發至今，主輔分離、輸配分開仍未真正實現。一位參與制定方案的專家表示電力體制改革“不進反退”，尤其是在主輔分離方面。電網沒有實現主輔分離，反而輔業“越做越大”。現在雖然剝離了一些資產，但多屬于邊緣（完全與電力無關）或落后資產，只是“減輕負擔”。更有專家表示，直購電只是無法推動改革深入下去而不得不采取的權宜之計，更或者說是形式主義。改革應自上而下，政府在主輔分離政策上應出臺一個明確的標準，下決心大刀闊斧搞改革。

　　張安華表示，要將大用戶直購電工作做好，還必須加快相關法規的完善與建設，改變《電力法》、《電力供應與使用條例》等規定的供電專營制度，修改“供電企業以外的企業無法取得供電營運資格”等不利于推進大用戶直購電工作的有關內容，并進一步規范地方政府相關行為，避免大用戶直供電試點工作的推進變成為“不合理優惠電價的翻版”。

　　劉寶華表示，大用戶直購電作為電力市場化改革的一種探索，在開展過程中遇到的問題和阻礙有些是認識上的，有些是利益上的，應在開展過程中總結經驗，進一步使其完善。

來源：中國能源報