全国跨省区电能交易与发电权交易总体向好

作者: 陈君  来源:  发布日期: 15.02.15

——《2012年上半年全国跨省区电能交易与发电权交易监管报告》的重点与亮点

近日,电监会正式发布《2012年上半年全国跨省区电能交易与发电权交易监管报告》(以下简称《报告》)。这份报告的发布,标志着电监会对跨省区电能交易与发电权交易监管的深化和强化。

尽管《报告》并不长,但作为电监会首次发布的全国跨省区电能交易与发电权交易专项监管报告,意义非同一般。从内容上看,《报告》的重点和亮点也很突出。

跨省区交易电量同比增长7.53% 发电权交易节约标准煤263万吨

《报告》显示,今年上半年,全国共完成跨省区电能交易电量3152.42亿千瓦时,同比增长7.53%,其中跨区交易电量完成1392.26亿千瓦时,同比增长15.18%,跨省交易电量完成1760.16亿千瓦时,同比增长2.14%。跨境(国)交易合计完成80.06亿千瓦时。

跨区电能交易总体上符合一次资源能源流向,基本形成了东北及内蒙古煤电、风电送华北,华中水电送南方、华东,西北煤电送华中、华北,华中水电和西北、华北火电互济的交易格局。

从《报告》分析,重点跨区通道交易呈现四方面特点。其一,交易电量增长较快,其中华北送华中增长93.85%,西北送华中增长37.52%。国网与南网间跨网交易实现了制度化,跨网支援交易力度加大。其二,交易计划完成率较好。除华北送华中完成97.95%外,其他都超计划完成送电。其三,平均负载率高低不一。灵宝直流平均负载率为90%,居第一位。晋东南-荆门特高压交流平均负载率为35.1%。其四,跨区通道潮流变化与季节和水情的变化相关性较高。

据了解,针对一季度局部地区电力供需紧张,二季度来水偏丰等情况,南方、华北、华中地区充分发挥区域平台峰谷调节、丰枯互济优势,分别建立和完善了灵活的市场交易机制,进行省际间电力余缺调剂。上半年,南方区域完成省际交易电量411.3亿千瓦时,同比减少14.5%。其他区域省际交易电量全部正增长。华北、华中、华东、西北、东北区域分别完成362.07亿千瓦时、159.51亿千瓦时、444.09亿千瓦时、46.30亿千瓦时、336.88亿千瓦时,分别同比增长6.56%、9.77%、4.73%、48.17%、11.64%。

今年上半年,全国共有18个省份开展了发电权交易,完成交易电量357亿千瓦时,与去年基本持平,相当于节约标煤263万吨,减排二氧化碳684万吨,减排二氧化硫6.8万吨。其中,上海、浙江、安徽、福建、江西、重庆、辽宁、吉林、陕西等9个省份交易电量为正增长。江苏完成最多,达到119.6亿千瓦时,其次为浙江、福建,分别完成45.35亿千瓦时、27.07亿千瓦时。

此外,今年上半年,全国共消纳水电2860亿千瓦时,同比增长12.7%,风电504亿千瓦时,同比增长26.8%。其中,通过跨省区交易消纳三峡水电344.29亿千瓦时,南方“西电东送”消纳水电177.5亿千瓦时。

跨省区交易和发电权交易存多方面问题 影响资源优化配置和清洁能源消纳

尽管跨省区电能交易形势趋好,发电权交易也保持稳定,但据《报告》分析,跨省区电能交易和发电权交易依然存在多方面问题,影响资源优化配置和清洁能源消纳。

《报告》透露,国家电网公司制定年度跨省区电能交易计划时,未充分考虑资源配置的必要性、合理性及供需双方的实际需求,在优先安排跨区交易计划的基础上再制定跨省交易计划,进而影响到各省年度电力平衡计划。承担“点对网”跨省区送电机组的计划电量分配由电网企业主导,部分机组利用小时明显高于受电地区,影响市场公平。

跨省区交易上网电价被政策锁定,发电主体和购电主体失去了根据供需形势自由商定价格的权利,降低了市场活力。同时,也造成发电企业外送电量的分配缺乏了竞争原则,增加了电网企业组织分配外送电量的自由裁量权,存在个别电网企业指定电厂外送或主导外送电量分配的情况。

部分地区因外送通道建设滞后,配套风火替代交易、调峰补偿机制尚不健全,水电、风电等清洁能源消纳困难。比如,内蒙古通辽市科左后旗景观风电场装机容量10.05万千瓦,由于蒙东电网500千伏阿拉坦、科尔沁主变潮流受限以及电网调峰困难,景观风电场部分时段发电受限,上半年利用小时数仅为718.83小时,限电损失电量合计8269.4万千瓦时,占应发电量的53.37%。

今年上半年,湖南、宁夏、黑龙江等省(区)发电权交易降幅分别为75%、87%、55%,对应60万千瓦机组比30万千瓦机组平均利用小时数分别低了590、154、759小时,倒挂问题严重。云南等部分未开展发电权交易的地区,也存在着大小机组利用小时数倒挂问题。未经有关部门核定,山西省电力公司按照发电权交易上网电量的1.5%、1%计算网损补偿电量,与国家相关规定不一致。

此外,个别电网企业在组织和实施跨省区电能交易与发电权交易过程中,未能按有关规定披露相关信息,发电企业无法及时、准确了解所参与交易电量的安排情况和实际流向,部分购电省网公司在跨区交易中也不能及时、准确获悉所购电量的实际来源。

进一步规范和加强跨省区交易与发电权交易 抓紧完善跨省区输电价格形成机制

针对目前跨省区电能交易和发电权交易存在的问题,电监会在《报告》中提出了多条明确监管意见,要求提高跨省区电能交易计划科学性,继续加大发电权交易力度,并建议抓紧制定各省市区输配电价格政策。

《报告》提出,电网公司要进一步提高跨省区电能交易计划制定的合理性、公平性和科学性,要根据电力供需实际,建立市场化的调整机制,配合电力监管机构制定和完善跨省区电能交易规则,认真落实电能交易信息公开及交易会商制度。

东北、华北、西北等地区应进一步保障风电等清洁能源的收购,积极探索并运用风火互补交易、辅助服务经济补偿等市场化手段,加强风电节能调度监管,最大限度减少弃风。有关电网企业应加强输电通道建设,尤其是内蒙、四川等地区的外送工程建设,确保风电、水电等清洁能源的消纳利用。湖南、宁夏、黑龙江、山西等地区应进一步推进发电权交易,加大合同电量差别化力度,鼓励发电企业内部实施合同电量优化,规范交易中的不合理收费,切实扭转大小机组发电利用小时数倒挂现象。云南等未开展发电权交易的地区,要充分认识到发电权交易在促进节能减排、改善发电企业效益等方面的积极作用,创造条件开展工作。相关电力企业要认真落实厂网界面上的各项监管制度,履行电力交易信息报送与披露义务,做好交易合同、相关协议及交易执行情况的报备工作。

电监会在《报告》中建议,国务院价格主管部门会同电力监管机构,在成本监管的基础上,抓紧制定各省市区输配电价格政策,完善跨省区输电价格形成机制,逐步放开送受双方交易价格自主定价权,为形成多买多卖的电力市场格局创造条件。

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