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【摘 要】结合国家全面实施电力用户与发电企业直接交易模式，山西省也开始在省内逐步推行直购电工作。面对多年未能打破的电网垄断，推行直购电工作还需面对诸多困难和挑战，省政府的智慧和魄力面临新的考验。本文通过简单测算和分析，来了解山西这个能源大省，在资源转型发展中所面临问题，并对解决途径进行初步探讨
【关键词】电力；交易；分析
用电企业参加大用户直供电试点的目的是减少电费支出和降低生产成本，省内大型工业企业均积极踊跃参与。但是，面对山西省经济结构和转型发展难题，以及电网发展历史的遗留问题，我们还是要认真地审视山西在直购电工作中所要面对的问题和难点。
根据国家能源局、工业和信息化部文件要求和相关规定，参与直接交易试点的大用户支付的购电价格，由直接交易价格、电网输配电价和政府性基金及附加三部分组成。
1.大用户直供电费单价计算基础
由电力用户与发电企业通过协商自主确定，为了与现行的目录电价进行对比，本次测算中的交易电价暂按山西省电厂标杆上网电价0.3767元/KWh计算；输配电价、电网损耗、政府性基金均按照国家发改委和山西省物价局文件执行。
（1）现行目录电价：110KV 0.4992（含政府性基金）；220KV 0.4942（含政府性基金）
（2）大用户直接交易电费
（3）电费计算公式：
①直接交易电费=直接交易电量×直接交易电价②电度输配电费=直接交易电量×电度输配电价③输配电损耗费=直接交易电量÷（1-输配电损耗率）×输配电损耗率×直接交易电价
④政府性基金=直接交易电量×0.0507元/KWh
2.用户终端购电价格测算
我们依据山西省物价局发布的发电企业标杆上网电价、销售电价（220KV电压等级），按照年用电量为10亿KWh的大型企业集团计算收益情况。考虑到直接交易中发用电量不平衡产生的违约电量给企业带来的不利影响，我们按波动15%保守计算，每年可参与大用户直供电的电量为8.5亿KWh。
两部制电价中基本电价为25元/KVA，对大用户直购电价格分析不存在影响因素，此处不进行分析和计算。
企业110KV电压等级年用电量约为10亿KWh，按波动15%保守计算，每年可参与大用户直供电的电量为8.5亿KWh。若8.5亿KWh全部可以参加大用户直供，在未与电厂谈判的情况下，按标杆电价交易，每年可节约电费支出290万元；单位价格降低0.00342元/KWh。若企业主供网络电压等级为220KV每年可节约电费支出1120万元；单位价格降低0.0132元/KWh。
3.对比结果
从上述分析数据来看，直购电模式不仅可直接降低企业购电成本，而且在与电厂协商直接交易电价后，还可进一步降低企业用电成本。
直购电规则也有约束交易双方的条款，比如：交易电量偏差：当用电量低于直接交易电量的97%时，低于部分按《输配电协议》承担违约赔偿。当电厂发电量低于直接交易电量的97%时，低于部分的电量按目录电价的110%向电网购买。目前处于先行先试阶段，用户参与直供电量由经信委批准，余缺电量仍按照目录电价向电网购买。但目前也尚不排除电网企业是否会对用户电量加以约束。
因此，直购电模式可以有效降低企业用电成本，可为企业发展带来可观的经济效益。大型用电企业可根据自身生产经营情况，适时适量地参与直购电工作。
4.推行直购电工作中需解决的问题
（1）发用电平衡对用电成本的影响。根据《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知（电监市场〔2009〕20号）》文件，在实时市场建立前，当大用户、发电企业实际用电量、发电量与直接交易的合同电量发生偏差时，余缺电量可向电网企业买卖。购电价格按目录电价的110%执行；售电价格按政府核定上网电价的90%执行。因此，采用大用户直供方式的发电厂和用电企业还必须保证发用电量的平稳和均衡，使合同电量与实际用电量基本保持一致。
（2）发展循环经济园区直购电专用线路，实现购电成本的进一步降低。作为能源大省，山西正在全面建设国家级转型综改试验区，应抓住“先行先试”的政策机遇，全力推行电力用户与发电企业直接交易工作。而推行直购电工作，离不开电网企业的支持，在制定区域电网规划时不仅要考虑发、用电企业的成本压力，还要兼顾电网企业承受能力，保证其转供电量的持续稳定。
因此，省政府应结合本省电网结构和大型企业经济循环园区发电与用电项目配套布置的情况，平衡多方利益，实行电网企业竞争机制，逐步增加直购电量，分区域进行直供电网的构建和规划，并进行220KV和110KV直购电专用网络建设试点，逐步使全省的发电企业和电力用户均可平等地享受山西自身的能源优势，以达到经济复苏、转型和腾飞的目标。
【关键词】电力；交易；分析
用电企业参加大用户直供电试点的目的是减少电费支出和降低生产成本，省内大型工业企业均积极踊跃参与。但是，面对山西省经济结构和转型发展难题，以及电网发展历史的遗留问题，我们还是要认真地审视山西在直购电工作中所要面对的问题和难点。
根据国家能源局、工业和信息化部文件要求和相关规定，参与直接交易试点的大用户支付的购电价格，由直接交易价格、电网输配电价和政府性基金及附加三部分组成。
1.大用户直供电费单价计算基础
由电力用户与发电企业通过协商自主确定，为了与现行的目录电价进行对比，本次测算中的交易电价暂按山西省电厂标杆上网电价0.3767元/KWh计算；输配电价、电网损耗、政府性基金均按照国家发改委和山西省物价局文件执行。
（1）现行目录电价：110KV 0.4992（含政府性基金）；220KV 0.4942（含政府性基金）
（2）大用户直接交易电费
（3）电费计算公式：
①直接交易电费=直接交易电量×直接交易电价②电度输配电费=直接交易电量×电度输配电价③输配电损耗费=直接交易电量÷（1-输配电损耗率）×输配电损耗率×直接交易电价
④政府性基金=直接交易电量×0.0507元/KWh
2.用户终端购电价格测算
我们依据山西省物价局发布的发电企业标杆上网电价、销售电价（220KV电压等级），按照年用电量为10亿KWh的大型企业集团计算收益情况。考虑到直接交易中发用电量不平衡产生的违约电量给企业带来的不利影响，我们按波动15%保守计算，每年可参与大用户直供电的电量为8.5亿KWh。
两部制电价中基本电价为25元/KVA，对大用户直购电价格分析不存在影响因素，此处不进行分析和计算。
企业110KV电压等级年用电量约为10亿KWh，按波动15%保守计算，每年可参与大用户直供电的电量为8.5亿KWh。若8.5亿KWh全部可以参加大用户直供，在未与电厂谈判的情况下，按标杆电价交易，每年可节约电费支出290万元；单位价格降低0.00342元/KWh。若企业主供网络电压等级为220KV每年可节约电费支出1120万元；单位价格降低0.0132元/KWh。
3.对比结果
从上述分析数据来看，直购电模式不仅可直接降低企业购电成本，而且在与电厂协商直接交易电价后，还可进一步降低企业用电成本。
直购电规则也有约束交易双方的条款，比如：交易电量偏差：当用电量低于直接交易电量的97%时，低于部分按《输配电协议》承担违约赔偿。当电厂发电量低于直接交易电量的97%时，低于部分的电量按目录电价的110%向电网购买。目前处于先行先试阶段，用户参与直供电量由经信委批准，余缺电量仍按照目录电价向电网购买。但目前也尚不排除电网企业是否会对用户电量加以约束。
因此，直购电模式可以有效降低企业用电成本，可为企业发展带来可观的经济效益。大型用电企业可根据自身生产经营情况，适时适量地参与直购电工作。
4.推行直购电工作中需解决的问题
（1）发用电平衡对用电成本的影响。根据《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知（电监市场〔2009〕20号）》文件，在实时市场建立前，当大用户、发电企业实际用电量、发电量与直接交易的合同电量发生偏差时，余缺电量可向电网企业买卖。购电价格按目录电价的110%执行；售电价格按政府核定上网电价的90%执行。因此，采用大用户直供方式的发电厂和用电企业还必须保证发用电量的平稳和均衡，使合同电量与实际用电量基本保持一致。
（2）发展循环经济园区直购电专用线路，实现购电成本的进一步降低。作为能源大省，山西正在全面建设国家级转型综改试验区，应抓住“先行先试”的政策机遇，全力推行电力用户与发电企业直接交易工作。而推行直购电工作，离不开电网企业的支持，在制定区域电网规划时不仅要考虑发、用电企业的成本压力，还要兼顾电网企业承受能力，保证其转供电量的持续稳定。
因此，省政府应结合本省电网结构和大型企业经济循环园区发电与用电项目配套布置的情况，平衡多方利益，实行电网企业竞争机制，逐步增加直购电量，分区域进行直供电网的构建和规划，并进行220KV和110KV直购电专用网络建设试点，逐步使全省的发电企业和电力用户均可平等地享受山西自身的能源优势，以达到经济复苏、转型和腾飞的目标。