《2010年度全国电力交易与市场秩序监管报告》摘要

8月31日国家电力监管委员会发布《2010年度全国电力交易与市场秩序监管报告》，披露了 2009年度披露问题的整改情况、2010年电监会规范电能交易、维护市场秩序的工作情况、存在的问题、整改要求以及监管建议。由于篇幅原因，本报仅摘录其中“存在的问题”一章中主要内容。

一、部分地区基数电量安排不够合理

(一)部分省年度合同电量确定不够公平

部分省年度合同电量确定未能体现同类型、同等级容量机组利用小时数相当的原则，当计划与实际供需出现偏差时，未对发电企业年度合同电量进行同比例调整，调整结果不够公平。部分省份在年度合同执行过程中，未严格执行合同分月计划。

(二)部分省年度合同电量确定向大型高效机组倾斜不够

部分省(区)大小机组年度合同利用小时数没有拉开档次，上海、吉林等省(市)甚至出现与机组容量倒挂，小机组年度发电利用小时数高于同网的高效大型机组。

(三)个别省份将年度基数电量转为低价电结算

(四)个别省份发电机组开机方式不合理，平均负荷率低，系统经济性差

西北网调、陕西省调部分时段安排网内发电机组开机方式偏大、机组运行负荷率偏低，火电机组煤耗上升，系统运行经济性差。

(五)部分地区发电企业分摊抽水蓄能电站租赁费方式不符合规定

1.按照规定，山西西龙池抽水蓄能机组租赁费由山西省发电企业按照自愿认购的原则负担25%。2010年，直调58家发电企业3117.77万千瓦容量中，仅有19家861万千瓦容量的发电企业认购了租赁费，其中7家企业连续两年负担比例超过65%，发电企业之间负担不公平。

2.上海市有关部门在安排浙江桐柏、安徽琅琊山抽水蓄能电站租赁费时，没有按照规定由发电企业自愿认购，而是进行指定分配。

二、跨省(区)电能交易和发电权交易市场导向不够，输电费、网损标准偏高

(一)电网公司制订的跨区交易计划在执行中弹性不够，电能流向不尽合理

跨省(区)交易要以市场需求为导向，以促进电力资源优化配置为出发点，并坚持公开、透明和市场主体自愿的原则。国家电网公司组织的跨区电能交易，与发电企业协商不够，单方面制订跨区交易计划，要求所属网、省公司执行，部分交易计划偏离实际供需情况，资源配置效率不高。

(二)部分跨省(区)电能交易输电收费环节多、输电费偏高

(三)部分交易存在接力、对冲问题，有的电能流动并未实际发生，却收取了输电费用

2010年，河南省电力公司在西北送华中电能交易中购入西北电量27.58亿千瓦时，将其中8.58亿千瓦时“转售”给湖南、湖北、重庆等省(市)，并按30元/千千瓦时收取输电费，该笔接力交易中合计收取输电费2574万元。

(四)华北华中交流联网后有关发电设备健康问题需要引起高度重视

华北和华中交流联网后，电网运行控制难度及风险加大。湖北清江梯级电站、湖南五强溪等水电站承担联络线功率波动的调节任务，发电出力变动幅度大，机组频繁穿越振动区，有关设备疲劳程度加剧，健康水平受到较大影响，需要引起高度重视。

(五)南方电网公司提高跨省(区)水电交易门槛

南方电网公司在执行中将售电主体限制为“全厂装机容量20万千瓦及以上，且上网电价不低于本省标杆电价的水电机组”，限制了其它水电企业市场参与权，不利于水电资源优化配置。

(六)部分地区开展发电权交易不规范

1.河南省延长关停电厂享受发电量指标的时间。

2.上海市电力公司在组织燃煤机组替代燃气机组的发电权交易中，违规获利2940万元。其中，增加燃煤机组低价替代电量2.39亿千瓦时，获利约1900余万元;降低燃气机组替代价格28.18元/千千瓦时，获利1040余万元。

3.吉林省电力公司存在对同一电厂内发电权交易收取网损电量的问题，损害发电企业的利益。国电吉林龙华热电股份有限公司内部转让、吉林省宇光能源股份有限公司长春高新热电分公司内部转让、大唐辽源热电厂内部转让均被按照交易量的1.5%收取网损电量。

三、发电机组并网接入审核需要进一步公开

发电机组接入系统方案审核目前由电网企业负责。业主单位按照国家送出工程项目批复要求，选择设计单位设计接入方案后，报电网企业审核。发电企业要求将审核的标准、程序、时限进一步公开。

另外，电网建设与电源建设不够协调，发电企业自建送出工程较多，因网架原因造成部分发电机组出力受限，影响发电企业正常并网运营。

近几年，由于部分输电线路过载、输送断面约束、线路检修以及电网基建等网架原因引起的发电能力受限较为严重，2010年全国因网架原因造成的发电出力受限1300多万千瓦，主要集中在广东、云南、福建、京津唐、东北等地。发电企业迫切要求妥善解决送出工程和送出受限问题。

四、部分发电企业利用小时明显高于平均水平，部分非常规机组运营不规范

(一)国家电网公司所属部分电厂发电利用小时明显偏高

1.国网能源开发有限公司神头第二发电厂装机2×50万千瓦，发电利用小时数达到6050小时，超出当地60万千瓦发电机组利用数1020小时。

2.山西鲁晋王曲发电有限责任公司装机2×60万千瓦，2010年共完成合同电量70亿千瓦时，发电利用小时数5833小时，甚至高于同类型机组替代以后的综合年度发电利用小时数，也高于百万千瓦机组的发电利用小时数(天津大唐国际盘山发电有限责任公司60万机组5338小时)。

(二)电网公司存在按企业自身利益安排抽水蓄能电站电量综合计划的问题

(三)抽水蓄能电站在运行中未执行考核条款

(四)部分热电联产机组未“以热定电”

1.广东电网公司已经具备对热电厂供热量和发电量进行实时监测的功能，但在安排热电机组发电时，没有充分考虑热电机组热电比，使部分热电比不达标的热电机组发电负荷率和利用小时数超过大容量机组。

2.河南、湖北省热电实时监测系统建成以后，没有投入实际应用。电力调度机构没有按照“以热定电”原则调度，出现多家电厂热电比低于5%的情况。

3.国电双辽发电厂未经有关部门核准，于2008年10月份私自将其1#、4#纯凝机组打孔改造成供热机组。吉林省电力调度机构在没有合法批复的情况下，将该机组列为热电联产机组运行。

(五)自备电厂无证经营情况较为突出

根据各电力企业上报的有关数据，全国94家直调自备电厂中，半数以上未取得发电类业务许可证，属无证经营，其中内蒙、山东未取得电力业务许可证的直调自备电厂比例偏高。

五、部分地区“两个细则”及新建机组转商运工作不规范

(一)技术支持系统建设有待加强

1.内蒙古电力(集团)公司未按规定开展“两个细则”工作，未建设技术支持系统。

2.吉林省、山东省、重庆市、青海省、宁夏、新疆电力公司所建设的技术支持系统功能不能完全满足“两个细则”的要求，未覆盖“两个细则”所规定的考核和补偿项目。

3.山东省仍有9个统调公用电厂(阳城电厂、华宇热电、祥光热电、武所屯厂、北郊热电、德州热电、高唐热电、泰玻热电、张店热电)未建设相应子站。

(二)辅助服务信息披露不够及时，费用结算不规范

(三)电网企业单方出台涉及其他市场主体的考核文件

(四)部分发电机组运行不稳定

(五)部分电力企业新机转商运工作不规范

六、部分购售电合同条款不公平、要素不完整、支付不到位

(一)部分购售电合同签订晚，合同要素不完整，有些没有月度分解计划

(二)部分电网企业对发电厂用网电量电价偏高，合同条款不够公平

上海市电力公司对发电厂用网电除收取电量电费外，还收取容量电费，违反有关规定。经测算，自2009年10月1日以来，上海市电力公司共向发电企业多收费用370万元。

(三)合同电费支付存在问题

合同电费支付在分次支付比例、脱硫电费支付、承兑汇票比例方面仍存在问题，影响了发电企业利益。

1.青海省、新疆、宁夏、甘肃电力公司和贵州电网公司大量使用承兑汇票，分别占各自对电厂支付合同费用的30.87%、35.62%、50.33%、23%和35.1%。

2.南方电网公司与长江电力公司、龙滩水电开发公司签订的购售电合同中，电费结算条款没有严格参照范本和电力监管机构的规定，电费结算滞后。