来自河南电监办的消息，8月，河南全省共完成发电权交易电量45.14亿千瓦时，比7月底的30.14亿千瓦时增长15亿千瓦时，增长率为49.77%，数据显示河南8月发电权交易量开始回升。
8月份，随着河南省用电负荷走低、电煤供应好转、煤价进一步回落，影响发电权交易的主要障碍得以缓解，河南发电权市场交易日趋活跃。但综合河南省1～8月的数据来看，河南省的发电权交易整体仍呈萎缩状态。
交易量下降有因
今年7月30日，国家电监会发布的2012年上半年跨省区发电权交易监管报告显示，河南省交易量指标完成18.31亿千瓦时，下降近40%，被列入下降较大地区。虽然8月份有所增长，但由于受经济增速放缓的拖累，煤价降电量也降，发电权交易总体增长趋势后劲不足。
政府主导的发电权交易数量日渐萎缩。作为火电大省，河南省政府主导的发电权交易主要是指关停小火电指标电量交易。河南电监办一名工作人员告诉记者，政府主导的交易量萎缩，主要在于一些小火电厂关停机组转移电量萎缩。
按照国家关停小火电政策和河南省有关规定，上半年，河南累计完成关停小火电指标交易电量16.86亿千瓦时。河南省电力公司交易处处长王清泉介绍，交易量减少，主要是由于可用于指标交易的电厂数量日渐减少。记者了解到，这一点的减少主要是由于河南的一些小火电3年的交易指标已经用完。
2007年，国务院出台《关于加快关停小火电机组若干意见的通知》（国发[2007]2 号），通知指出，纳入各省“十一五”小火电关停规划并按期关停的机组在一定期限内（最多不超过3年）可享受发电量指标，并通过转让给大机组代发获得一定经济补偿。河南省是相对较早开展发电量指标交易的省份。一是签订关停协议的小火电可以出售电量指标给大机组代发获得经济补偿。二是大容量发电机组和小容量的发电机组之间可以进行发电权转让交易，双方谈判补偿价格。通过发电指标交易，达到了多方共赢的局面。
“政策出台伊始，广受欢迎，2008年和2009年之间，小机组电量是个香饽饽，大容量的机组都竞争着要交易电量，补偿价格也逐渐升高。但随着电煤价格疯狂上涨，发电价格提高缓慢，大机组发电机组边际利润逐步减少。”华润河南电力的一名相关负责人告诉记者。河南电监办市场与价财处2011年的统计数据显示，2011年河南省发电权交易电量只有原来的三分之一左右，补偿价格更低，开展补偿交易电量的电厂也基本上是各集团公司内部的指标转让。统计表明，2011年年底至2012年4月，由于电煤价格高涨，河南省30万千瓦等级火电机组的边际利润普遍小于固定成本分摊，企业出现越发电越亏损的局面，火电机组基本上没有积极性去发电，同样更没有积极性去开展企业之间的发电量指标交易。
2007年之后的5年多时间，由于时间的推移，2007年和2008年进入市场交易的小容量机组时间已满3年，这部分机组按规定已经退出了历史舞台，只剩余2009年下半年进入市场交易的小部分机组，交易机组的减少，导致了交易指标自然萎缩。
激活市场交易的后劲不足
2012年4月之后，电煤价格开始下滑，发电用煤平均价格下降200元左右。电煤价格的下降增加了大机组发电企业发电的边际效益，也给发电权交易的活跃创造了空间。河南省电监办抓住时机积极推动在役机组发电权交易。上半年，在河南电监办积极推动指导下，河南省电力公司积极配合，华电河南分公司、河南华润电力、三吉利公司、孟津电厂、姚孟电厂、平桥电厂等累计签订交易合同25亿千瓦时。从6月份开始在月度计划电量中安排交易，累计完成发电权交易电量1.45亿千瓦时。2012年上半年，河南全省电力企业在监管机构监督指导下，自觉规范市场交易秩序，积极推动外送电能和发电权交易，进一步提高了发电机组利用小时数和负荷率，提高了发电综合效益，有力地推动了电力节能减排。
华电河南分公司市场部主任姜化斌告诉记者：去年煤价低，华电河南分公司在交易电量这一块上基本上没有做，今年好不容易煤价降了，发电开始有了边际效益，一些大机组抢着发但没有多少电量指标，受整体经济下滑影响，公司今年只购买了3亿千瓦时的发电权交易电量指标，因为有电量指标没有市场需求，再多的电量也发不了。现在公司设备安全健康状况良好，但发电量8月却出现了8%的负增长，4月、5月、6月、7月连续4个月都出现了负增长，8月份水电来水情况好，火电电力电量交易整个市场在萎缩，可挖掘的空间基本没有。
记者又电话采访了河南华润电力和大唐河南分公司市场部的谢中杰和常皓两位主任，他们的回答和姜化斌相似。出路在于推进电力市场化改革
发电权交易对调整电力产业结构和促进节能减排具有重要作用，也是优化电量合同和电力市场化改革的重要内容。国家电监会明确指出要增强发电企业之间电量统筹优化调整，鼓励企业之间开展发电权交易。从目前情况看，必须要标本兼治，长短结合，从根源上提高发电企业指标交易的积极性。
针对河南省发电权交易上下波动的背景，河南电监办对推动发电权交易提出了相应的监管意见和建议。
一是加快能源价格改革，理顺煤电价格形成机制，合理确定上网电价，建立煤电补偿机制，有效疏导电价矛盾。二是加强煤炭市场监管，稳定煤炭供应，提高电煤质量，控制煤炭价格，整顿中间交易，提高运输能力。目前煤炭市场价格机制尚未形成和完善，市场化程度也参差不齐，随着煤炭行业重组整合，煤炭产量集中度越来越高，垄断程度也越来越强，卖方市场程度进一步增强。政府要加强监管，保证煤炭供应和价格科学合理，保证煤炭和电力协调健康发展。三是继续鼓励发电企业之间开展发电量权交易。在发电企业经营情况有所好转的情况下，企业对指标交易的积极性也会进一步增强，国家要从节能减排的高度继续鼓励，扩大交易范围，加大交易力度。
四是推进电力市场化改革。在竞争性市场建立前，在满足电网安全的前提下，发电企业之间可以优化调整合同电量，企业根据自身情况，自主选择是自发还是替代交易，自由谈判交易电量和电价，长期来讲要取消计划电量模式，通过市场手段确定发电量指标。