能源局发布2015年电力监管报告

来源：新能源网

时间：2016-06-15 16:00:51

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能源局发布2015年电力监管报告14日，国家能源局发布了《2015年全国电力调度交易与市场秩序监管报告》，监管范围时间范围包括2014年1月1日至2015年6月30日，覆盖了我国境

　　14日，国家能源局发布了《2015年全国电力调度交易与市场秩序监管报告》，监管范围时间范围包括2014年1月1日至2015年6月30日，覆盖了我国境内除西藏外的全部省份（直辖市、自治区），涉及300余家电网企业、发电企业以及电力用户。在此，小编仅就电力交易和可再生能源电上网两大热门话题整理了相关内容。

　　电力交易市场基本情况

　　《报告》显示，2014年，全国共备案电力交易合同5030份；全国41家省级及以上电网企业应向发电企业支付合同费用1.8651万亿元，实际支付1.8646万亿元，电费结算率99.98%。实际电费结算中，承兑汇票占全部实付电费的5.97%，其中：国家电网系统6.31%，南方电网系统0.33%，内蒙古电力（集团）公司45.09%。内蒙（蒙西地区）、宁夏、青海、甘肃省电力公司支付给电厂承兑汇票占总电费的比例超过40%。具体见图1-2。

图1-2 全国省级及以上统调机组上网费用实际支付和承兑汇票支付图

　　1、电力直接交易

　　2014年，全国电力直接交易合同电量为1516亿千瓦时，实际执行1493.2亿千瓦时，完成率98.5%，其中蒙西、广东、山西统调机组的实际电力交易电量位居全国前三，分别达到361亿千瓦时、151.6亿千瓦时、121亿千瓦时。具体情况见图1-4。

图1-4 省级及以上统调机组电力直接交易情况

（注：部分省份为价差传导；未出现的省级及以上统调机组费用为0）

　　2、跨省区交易

　　在跨省区交易方面，2014年，全国跨省区交易电量达到8842亿千瓦时。其中，计划安排和地方政府间协议仍是确定跨省（区）交易电量和交易价格的主要形式。

　　3、发电权交易

　　2014年，全国发电权交易电量1237.5亿千瓦时，其中江苏、浙江、辽宁的发电权交易电量位居全国前三，具体见图1-5。

图1-5省级及以上统调机组发电权交易情况

（注：其中江西、重庆、河南、湖南、贵州未提供电价数据）

　　4、电力辅助服务交易

　　2014年度全国省级及以上统调发电企业辅助服务补偿交易费用30.36亿元，华北、山西、陕西位居全国前三，详见图1-6。

图1-6省级及以上统调机组辅助服务补偿费用情况

注：未出现的省级及以上统调机组费用为0

　　5、基数合同执行

　　2014年全国共有105家电厂年度基数电量计划完成率超过年度计划的3％，部分基数合同完成率相差较大，其中甘肃、云南、黑龙江合同执行率均方差（均方差是差异性的一种表示，均方差越大，表示差异越显著）居全国前列。

　　电力交易市场中存在的问题

　　1、电力直接交易行为存在政府干预、违背交易规则、未按有关政策执行等问题

　　电力直接交易行为存在政府干预、违背交易规则、未按有关政策执行等问题在电力直接交易总量和覆盖省份不断增长的同时，部分地方出现了有关部门干预交易、电网企业未执行国家核定输配电价、重视电量交易而忽略电力运行特性等问题。

　　部分省份地方政府干预电力直接交易

　　广西工信委下发《关于调整2014年广西火电厂电量预期调控目标的通知》（桂工信能源〔2014〕904号）、《关于下达2015年广西发电量预期调控目标的通知》（桂工信能源〔2015〕73号），组织广西投资集团下属的1家用户与4家发电企业（3家火电企业、1家水电企业）开展直接交易，在下达2014年度火电厂发电量调整后的预期调控目标以及2015年度预期调控目标时，直接下达4家发电厂直接交易计划。其中，2015年下达直接交易电量计划33.7亿千瓦时。

　　电力直接交易存在不重视电力特性造成合同执行困难等问题

　　目前电力调度交易机构组织电力用户直接交易过程中，仅考虑中长期合同，对电力特性重视不足，一方面导致市场价格不能体现电力的时间信号和位置信号，另一方面导致通过安全校核的中长期直接交易屡屡不能执行。例如云南交易机构为防止因交易出现弃水，出现了不断修改直接交易成交结果情况，甘肃、内蒙等省区也存在部分交易无法执行的情况。

　　2、部分跨省区交易不规范，难以充分优化配置资源

　　除指令性的跨省区送电外，按照国家有关规定，跨省区交易应以市场为导向,以满足各地电力需求和实现资源优化配置为目标，按照市场交易规则组织交易。但部分电网公司未按照国家政策和规则要求的市场原则组织规范、合理的跨省区交易；个别地方政府部门干预市场，影响电能资源合理流动。

　　跨省区交易市场化程度低

　　国家电网公司通过计划形式安排跨省区电能交易。2014年，国家电网分配湖南省跨省区外购电计划152.7亿千瓦时。其中：国家指令性计划97.8亿千瓦时（三峡79.6亿千瓦时，葛洲坝18.2亿千瓦时）；国网计划交易54.9千瓦时（特高压购华北32.6亿千瓦时，购西北22.3亿千瓦时）。由于水电大发，夏季用电负荷不高，虽然经多次协调，但交易结果仍达到了42.71亿千瓦时（主要以煤电为主，其中特高压购华北26.66亿千瓦时，购西北电量16.05亿千瓦时），湖南省内发电空间受到大幅挤压，全省统调公用火电机组年均利用小时低至3300小时。火电企业普遍要求调减跨省区外购的、非国家指令性计划电量（主要指火电）。

　　政府间协议难以落实

　　1. 南方区域西电东送每年都面临着合同签订难的问题。 2015年度云南和贵州送广东、云南送广西年度交易合同，截至检查之日仍未签订，形成了大规模无合同交易。

　　2. 2014年，国网公司、华东电网公司与省级电网公司关于三峡、川电东送、四川水电等年度电能交易合同分别于2014年7月、2014年11月才签订，存在购售电合同签订滞后问题。

　　3、部分发电权交易未按规定进行，市场意愿体现不足

　　个别电力调度交易机构违反发电权交易有关规定，部分省份政府部门干预发电权交易，发电权交易体现市场意愿不足。

　　部分省份发电权交易违反有关规定

　　2015年，中电投乌苏热电公司和华电喀什三期发电公司替代华电喀什二期发电公司一期2×5万关停机组发电，实际结算电价为0.348元/千瓦时，未执行被替代方批复脱硫上网电价0.363元/千瓦时，新疆电力公司违反了《西北区域发电权交易监管实施细则(修订稿)》规定。

　　4、部分省份年度发电计划安排不够合理，存在随意性

　　2014年，部分地区年度计划电量安排未能体现节能减排发电调度的原则，部分调频调峰电厂未按其功能定位确定电量计划，部分省份年度发电计划调整存在较大随意性，而且部分地方政府随意调整电力企业之间的部分电费。

　　部分省份年度计划安排欠公平、欠科学

　　2014年，湖南省经信委下达的发电计划以安全约束为由，为耒阳电厂30万千瓦机组发电小时数增加900小时，为株洲电厂增加300小时，并在下半年专函说明，年度计划中因安全约束增加的利用小时是固定值，不参与年度电量计划进度平衡。以上两厂增加计划利用小时的主要目的并非安全约束，而是运行方式安排对上述电厂发电进度平衡存在一定程度约束，并非需要绝对量的利用小时。发电企业普遍反对固化“安全约束利用小时”，要求根据全省公用火电企业计划完成率同步调整控制。

　　5、发电部分电网企业存在价格违规与财务结算不规范等问题

　　部分电网企业存在电费结算不公平不及时、电费结算比例不均衡、承兑汇票结算不公平等问题。

　　部分省份电网企业上网电费结算滞后

　　由于云电送广西价格未确定，南方电网超高压公司一直未结算2014年云南送广西的电量13.3亿千瓦时的电费，只在2014年底暂按协商的0.357元/千瓦时进行预支付。截至2015年6月30日，2015年1-5月份云南送广西的15.33亿千瓦时电量电费未支付。

　　对发电企业电费结算比例不均衡

　　2014年12月山西省40家发电企业月底电费结算比例相差较大，最高结算至98%，最低结算为0%，结算比例50%-100%的电厂有9家，结算比例20%-40%的电厂有20家，结算比例20%以下的电厂有11家。

　　在弃风弃光问题上存在这些问题

　　1、现有大电网优势发挥不够充分，资源优化配置能力不足

　　近年来，我国“三北”、“西南”地区出现较为严重的弃风、弃光、弃水、弃核问题，且日益突出；与此同时，大型、高效燃煤机组调峰任务增多，利用小时逐年下降，开机负荷率也明显降低，主要体现在以下几个方面：

　　1. 按照行政区划分调度控制区，控制区范围缩小

　　目前，我国大部分调度独立控制区按行政区划设置；同时，个别长期一体化运行的区域，出现了发电调度运行“化区域为省”的现象，导致出现负荷峰谷互补能力有所降低、备用容量和调频需求增加、电网运行难度增加、资源优化配置能力下降等问题。

　　2. 按较小控制区安排开机，电力系统旋转备用偏高

　　当前电力调度普遍采用分调度区独立的原则安排旋转备用，除华东进行区域旋转备用共享尝试外，其他区域普遍没有统一按照区域预留旋转备用，现有大电网互联互济的作用未能充分发挥。在分省备用的情况下，不少省份实际旋转备用偏高。

　　3. 调峰缺乏激励机制，电力企业建设运行调峰电源积极性不高

　　有偿调峰等辅助服务缺乏市场定价机制，机组电力的价值难以有效体现。近阶段，新建机组以发电量最大化为目标，长远上看削弱了电网调峰能力，降低了电力系统运行效率。

　　2、部分电力调度机构管理不够规范，发电机组并网运行管理严肃性不足

　　为保证电力系统安全、稳定、经济运行，各有关部门依据法律法规制定了系统的标准、规程、规范性文件，但部分电力调度机构管理不够规范。

　　1. 部分电力调度机构对合同约定重视不足，年度合同执行率偏差大

　　部分电力调度机构对电量合同约定重视不足，中长期合同执行偏差大。蒙西、宁夏等地，部分年度合同执行完成率偏差超2%，违反了《国家发改委关于加强和改进发电运行调节管理的指导意见》（发改运行〔2014〕985号）和《关于学习贯彻<国家发改委关于加强和改进发电运行调节管理的指导意见>有关要求的通知》（国能综监管〔2014〕567号）等文件要求。

　　2.部分电力调度机构管理不规范，不符合国家相关规定

　　部分电力调度机构管理不规范，日常工作不严格，存在无协议调度、违规免考核、漏考核行为。

　　部分调度机构辅助服务技术支持系统出现计算错误，并网运行信息披露工作有待规范。

　　目前，对发电厂的考核应该以国家能源局6个区域局制定的“两个细则”为依据。但个别调度机构违规出台了与“两个细则”不相符的考核规定。

　　3、部分电网公司未按规定办理新建电源接入电网工作

　　部分网省公司未落实国家能源局《新建电源接入电网监管暂行办法》（国能监管〔2014〕107号）以及国家能源局派出机构有关文件对于制定制度、公开信息、书面答复、抄送协议的要求，在新建电源接入电网工作中存在超时限办理以及配套送出工程滞后于电源建设进度、影响机组发电等问题。

　　4、新建机组进入商业运营审批取消后，电网企业相关流程的管理有待规范

　　国家能源局取消商业运营行政审批以后，各电网公司对相关流程的管理有待规范。在进入商业运营审核、商业运营电价执行、差额资金分配等方面，电网企业存在管理审核不严、执行较为随意、占用发电企业差额资金等情形，其中，部分电网公司未对差额资金进行分配，累计沉淀近6亿元。

　　监管建议

　　1、各地要按照国家能源局统一制定的市场规则和运营细则来开展市场建设和电力交易

　　各地按照国家能源局统一制定的市场规则和运营细则来开展市场建设和电力交易，不得自行其是，不得借市场化名义搞优惠电价。

　　2、地方政府发电规划和建设要考虑系统调峰需要