全國跨省區電能交易與發電權交易總體向好
——《2012年上半年全國跨省區電能
交易與發電權交易監管報告》的重點與亮點

    近日，電監會正式發佈《2012年上半年全國跨省區電能交易與發電權交易監管報告》（以下簡稱《報告》）。這份報告的發佈，標誌著電監會對跨省區電能交易與發電權交易監管的深化和強化。

    儘管《報告》並不長，但作為電監會首次發佈的全國跨省區電能交易與發電權交易專項監管報告，意義非同一般。從內容上看，《報告》的重點和亮點也很突出。

    跨省區交易電量同比增長7.53%　發電權交易節約標準煤263萬噸

    《報告》顯示，今年上半年，全國共完成跨省區電能交易電量3152.42億千瓦時，同比增長7.53%，其中跨區交易電量完成1392.26億千瓦時，同比增長15.18%，跨省交易電量完成1760.16億千瓦時，同比增長2.14%。跨境（國）交易合計完成80.06億千瓦時。

    跨區電能交易總體上符合一次資源能源流向，基本形成了東北及內蒙古煤電、風電送華北，華中水電送南方、華東，西北煤電送華中、華北，華中水電和西北、華北火電互濟的交易格局。

    從《報告》分析，重點跨區通道交易呈現四方面特點。其一，交易電量增長較快，其中華北送華中增長93.85%，西北送華中增長37.52%。國網與南網間跨網交易實現了制度化，跨網支援交易力度加大。其二，交易計劃完成率較好。除華北送華中完成97.95%外，其他都超計劃完成送電。其三，平均負載率高低不一。靈寶直流平均負載率為90%，居第一位。晉東南-荊門特高壓交流平均負載率為35.1%。其四，跨區通道潮流變化與季節和水情的變化相關性較高。

    據了解，針對一季度局部地區電力供需緊張，二季度來水偏豐等情況，南方、華北、華中地區充分發揮區域平臺峰谷調節、豐枯互濟優勢，分別建立和完善了靈活的市場交易機制，進行省際間電力餘缺調劑。上半年，南方區域完成省際交易電量411.3億千瓦時，同比減少14.5%。其他區域省際交易電量全部正增長。華北、華中、華東、西北、東北區域分別完成362.07億千瓦時、159.51億千瓦時、444.09億千瓦時、46.30億千瓦時、336.88億千瓦時，分別同比增長6.56%、9.77%、4.73%、48.17%、11.64%。

    今年上半年，全國共有18個省份開展了發電權交易，完成交易電量357億千瓦時，與去年基本持平，相當於節約標煤263萬噸，減排二氧化碳684萬噸，減排二氧化硫6.8萬噸。其中，上海、浙江、安徽、福建、江西、重慶、遼寧、吉林、陜西等9個省份交易電量為正增長。江蘇完成最多，達到119.6億千瓦時，其次為浙江、福建，分別完成45.35億千瓦時、27.07億千瓦時。

    此外，今年上半年，全國共消納水電2860億千瓦時，同比增長12.7%，風電504億千瓦時，同比增長26.8%。其中，通過跨省區交易消納三峽水電344.29億千瓦時，南方“西電東送”消納水電177.5億千瓦時。

    跨省區交易和發電權交易存多方面問題　影響資源優化配置和清潔能源消納

    儘管跨省區電能交易形勢趨好，發電權交易也保持穩定，但據《報告》分析，跨省區電能交易和發電權交易依然存在多方面問題，影響資源優化配置和清潔能源消納。

    《報告》透露，國家電網公司制定年度跨省區電能交易計劃時，未充分考慮資源配置的必要性、合理性及供需雙方的實際需求，在優先安排跨區交易計劃的基礎上再制定跨省交易計劃，進而影響到各省年度電力平衡計劃。承擔“點對網”跨省區送電機組的計劃電量分配由電網企業主導，部分機組利用小時明顯高於受電地區，影響市場公平。

    跨省區交易上網電價被政策鎖定，發電主體和購電主體失去了根據供需形勢自由商定價格的權利，降低了市場活力。同時，也造成發電企業外送電量的分配缺乏了競爭原則，增加了電網企業組織分配外送電量的自由裁量權，存在個別電網企業指定電廠外送或主導外送電量分配的情況。

    部分地區因外送通道建設滯後，配套風火替代交易、調峰補償機制尚不健全，水電、風電等清潔能源消納困難。比如，內蒙古通遼市科左後旗景觀風電場裝機容量10.05萬千瓦，由於蒙東電網500千伏阿拉坦、科爾沁主變潮流受限以及電網調峰困難，景觀風電場部分時段發電受限，上半年利用小時數僅為718.83小時，限電損失電量合計8269.4萬千瓦時，佔應發電量的53.37%。

    今年上半年，湖南、寧夏、黑龍江等省（區）發電權交易降幅分別為75%、87%、55%，對應60萬千瓦機組比30萬千瓦機組平均利用小時數分別低了590、154、759小時，倒挂問題嚴重。雲南等部分未開展發電權交易的地區，也存在著大小機組利用小時數倒挂問題。未經有關部門核定，山西省電力公司按照發電權交易上網電量的1.5%、1%計算網損補償電量，與國家相關規定不一致。

    此外，個別電網企業在組織和實施跨省區電能交易與發電權交易過程中，未能按有關規定披露相關信息，發電企業無法及時、準確了解所參與交易電量的安排情況和實際流向，部分購電省網公司在跨區交易中也不能及時、準確獲悉所購電量的實際來源。

    進一步規範和加強跨省區交易與發電權交易　抓緊完善跨省區輸電價格形成機制

    針對目前跨省區電能交易和發電權交易存在的問題，電監會在《報告》中提出了多條明確監管意見，要求提高跨省區電能交易計劃科學性，繼續加大發電權交易力度，並建議抓緊制定各省市區輸配電價格政策。

    《報告》提出，電網公司要進一步提高跨省區電能交易計劃制定的合理性、公平性和科學性，要根據電力供需實際，建立市場化的調整機制，配合電力監管機構制定和完善跨省區電能交易規則，認真落實電能交易信息公開及交易會商制度。

    東北、華北、西北等地區應進一步保障風電等清潔能源的收購，積極探索並運用風火互補交易、輔助服務經濟補償等市場化手段，加強風電節能調度監管，最大限度減少棄風。有關電網企業應加強輸電通道建設，尤其是內蒙、四川等地區的外送工程建設，確保風電、水電等清潔能源的消納利用。湖南、寧夏、黑龍江、山西等地區應進一步推進發電權交易，加大合同電量差別化力度，鼓勵發電企業內部實施合同電量優化，規範交易中的不合理收費，切實扭轉大小機組發電利用小時數倒挂現象。雲南等未開展發電權交易的地區，要充分認識到發電權交易在促進節能減排、改善發電企業效益等方面的積極作用，創造條件開展工作。相關電力企業要認真落實廠網界面上的各項監管制度，履行電力交易信息報送與披露義務，做好交易合同、相關協議及交易執行情況的報備工作。

    電監會在《報告》中建議，國務院價格主管部門會同電力監管機構，在成本監管的基礎上，抓緊制定各省市區輸配電價格政策，完善跨省區輸電價格形成機制，逐步放開送受雙方交易價格自主定價權，為形成多買多賣的電力市場格局創造條件。