5月8日，國家發改委公布了配套文件中的第四個，《關于完善跨省跨區電能交易價格形成機制有關問題的通知》。

通知要求，跨省跨區送電由送電、受電市場主體雙方按照“風險共擔、利益共享”原則協商或通過市場化交易方式確定送受電量、價格，并建立相應的價格調整機制。

國家鼓勵通過招標等競爭方式確定新建跨省跨區送電項目業主和電價;鼓勵送受電雙方建立長期、穩定的電量交易和價格調整機制，并以中長期合同形式予以明確。

輸電價格調整后，同樣按照“利益共享、風險共擔”的原則，將調整幅度在送電方、受電方之間按照1:1比例分攤。

多年來，我國電力分布不均。幾年前東部省份出現的“電荒”，還讓人記憶猶新，而電力資源豐富的東北、西部省份卻仍被限電、窩電困擾。正因如此，跨省、跨區輸送電力不可避免，實現跨省、跨區電力交易的市場化也就至關重要，被認為電價市場化邁開第一步。

選擇放開跨省跨區電能交易價格這個切入點來推進電力市場化改革是非常合適的，因為跨省跨區交易既能促進資源優化配置，又能促進節能減排，同時有助于促進區域電力市場的形成。目前跨省跨區電能交易的送電、受電市場主體雙方大都是電網公司，是“網對網”交易。而此次改革涉及的大部分是西南水電與東南沿海省級電網的“點對網”交易，因此，改革的空間很大。

先由供需雙方直接商定交易電量和電價，行不通的再由政府協調，最終有利于輸配電價格的形成，徹底管住中間、放開兩頭也就可以順勢而為。

電價是電力產品價值鏈的中間環節，不僅關系到電網的健康發展，也關系到電價改革的深入推進和電力資源的優化配置。

2012年，原國家電監委發布的《跨省跨區電能交易基本規則》規定，省級電網公司以及符合條件的獨立配售電企業和電力用戶，均可以作為跨省跨區電能交易購電主體，跨省跨區電能交易原則上均應采取市場化的交易方式。

當時的跨省區交易大部分是電網公司確定。電網設定了電價電量，發電企業上報的電價不得高于這個“掛牌”電價，誰出價低，誰就能獲得更多的發電機會。當時就有電力人士詬病這種機制不能真正反映送受雙方的供需，資源配置效率不高，因電網壟斷包辦造成的“虛假交易”、重復收取過網費等現象也不新鮮。

電監會當時調查也發現，跨省區交易實際執行過程中交易電量難以準確與實際的電力供需情況相吻合，計劃交易價格也難以準確反映不同時段的電力價值和資源稀缺程度。部分跨省(區)交易輸電收費環節多、綜合輸電費偏高。

去年6月，國家能源局發布的《電力交易秩序駐點華中監管報告》指出，在跨省區電能交易中存在省間輸電通道建設滯后、限制跨省區電能交易等問題，要建立和完善電力交易平臺，建立富余水電跨省消納補償機制。由于電改多年推進緩慢，此前針對跨省區電能交易的文件執行比較困難。

在跨省區電能交易中存在電網企業安排的部分跨區電能交易計劃與實際供需存在偏差，資源配置不合理;跨省區電能交易輸電費收取未考慮反向交易對輸電費用和網損的抵減作用，收費不合理;省間輸電通道建設滯后，限制跨省區電能交易;跨省區電能交易缺乏合理補償機制;部分交易行為不規范，價格未能反映市場主體意愿等問題。

與《通知》一同公布的，還有向家壩、溪洛渡和雅礱江等水電站跨省跨區送電價格協調結果。根據這一結果，幾家水電站向上海、浙江、廣東、江蘇四省(市)輸送的電價在每千瓦時0.45元左右。這個價格確實不高。煤電上網電價下調之后，東南各省市外入電落地價格比當地煤電上網電價還要高，造成價格倒掛。這需要統籌解決，《通知》的意義之一就是解決價格倒掛問題。

水電不涉及排放問題，相對容易協調。但未來實施過程中涉及到煤電傳輸，環境、總量控制等問題還需要進一步解決。

目前，發電企業很難參與跨區交易價格談判，談判雙方仍是“網對網”。而目前電煤價格處于低位以及東部沿海地區火電利用小時數嚴重下降，火電企業爭搶電量的問題很突出，部分地區區內火電企業的競爭優勢甚至高于區外水電企業，因此放開電量和電價，有利于合理配置資源。

資料：已發布新電改配套文件

●國家發展改革委、國家能源局發布關于改善電力運行調節促進清潔能源多發滿發的指導意見。

●國家發展改革委、財政部聯合發布 《關于完善電力應急機制做好電力需求側管理城市綜合試點工作的通知》。

●國家發展改革委印發《關于貫徹中發[2015]9號文件精神加快推進輸配電價改革的通知》。

●國家發展改革委經商國家能源局發布 《關于完善跨省跨區電能交易價格形成機制有關問題的通知》。