电监会发布电能价格监管报告 输电费偏高存在多收费问题

近日，电监会发布《西北送华中等四条跨省跨区通道2011年电能交易价格监管报告》(以下称《监管报告》)。《监管报告》详细披露了东北送华北、西北送华中、四川送华东、云南贵州送广东四条通道的基本情况、交易组织和电量情况以及交易价格情况，并对四通道中不规范的行为提出了整改意见。

“开展跨省跨区电能交易价格专项检查旨在加强对跨省跨区电能交易价格监管，规范交易价格行为。”电监会价格与财务监管部(以下称“价财部”)相关负责人表示，“这次检查没有采取大而全的检查方式，而是集中精力，选取四条有代表性的通道线路做深入的专项检查，既兼顾了六个区域，又突出了重点，具有较强的代表性。”

电能交易量北增南减

《监管报告》显示，2011年东北送华北电量实际完成100.24亿千瓦时，同比增长13.95%;西北送华中电量实际完成157.92亿千瓦时，同比增长22.91%;四川送华东电量实际完成56.4亿千瓦时，同比减少9.46%;云南、贵州送广东电量实际完成589.44亿千瓦时，云南、贵州分别为323.03亿、266.41亿千瓦时，与协议计划相比分别减少7.9%和35%。四通道交易情况总体呈现出北增南减的态势。

“南方交易电量减少与来水情况有一定关系，2011年2月，因四川、重庆来水严重偏枯，华东还组织了1.41亿千瓦时电量支援川渝。”华东某电力部门负责人接受本报记者采访时表示。

据了解，目前东北送华北、西北送华中电能交易电量计划都由国家电网公司下达。

与北方相比，南方情况相对复杂。四川通过向上直流工程送华东的电量类型有三种：川电东送、四川富余水电、华中转送西北火电。其中川电东送属于国家计划、原通过龙政直流等线路送华东，2011年改经向上直流工程输送;四川富余水电、华中转送西北火电均由国网公司组织并下达电量计划。云南贵州送广东电力交易采取统购统销方式，南方电网公司负责组织协调西电东送交易。云南、贵州、广东电网公司协商确定交易电量。

输电费偏高阻碍交易

据上述电监会价财部负责人介绍，目前跨省跨区域电能交易存在的问题主要表现在四个方面：一是输电费收取环节多、标准偏高，存在多收取费用等问题;二是网损分摊不规范，存在多收取网损费用等问题;三是输电线路综合折旧率普遍偏高，影响了企业的盈利状况，加重价格调整压力;四是送端上网电价执行固化的政府定价，难以反映市场供求关系，不能发挥价格的调节作用。

“输电费偏高一定程度上阻碍了跨省跨区电能交易。”他说。

记者从《监管报告》中看到，在输电费收取环节，四通道普遍存在未经国家有关部门批准而多收费的行为。以西北送华中通道为例，此前新疆发展改革委向国家发展改革委提交申请，希望输电价格(含损耗)收取标准由3分/千瓦提至6分/千瓦时，国家发展改革委并未批复，但在2011年跨省跨区交易中，新疆电力公司依据这一标准收取费用，全年多收输电费约9700.04万元。

《监管报告》还显示，在输电线路综合折旧率方面，国网各线路综合折旧率普遍较高，最高的达到11.99%，南网各线路综合折旧率也达到7.21%，均大大超过定价折旧率水平(按25年经营期计算折旧率为4%，30年为3.33%)。2011年，国网3条线路折旧成本平均为6.78分/千瓦时，南网西电东送线路的折旧成本平均为5.08分/千瓦时，较高的折旧成本影响了企业的盈利状况，加重了价格调整的压力。

呼吁建立市场交易机制

对于上述存在的问题，电监会在报告中建议完善价格政策，包括明确现阶段跨省跨区电能交易输电费用收取原则，适当降低跨省跨区电能交易中输电环节费用以及适时放开跨省跨区电能交易中送端发电企业上网价格等。此外，报告还提出要推进电力交易市场建设，以真正发挥市场配置资源作用。

“跨省跨区域电能交易欲真正大规模展开，市场化是必然趋势。”一位电力行业专家对本报记者表示，“此次《监管报告》提到的很多问题都与电力市场化程度不高有关。”

《监管报告》显示，在送端上网电价执行方面，目前上网电价、落地电价均执行政府定价，只能竞量不能竞价，双方积极性都受到较大影响。以陕西送重庆(通过德宝)为例，2011年陕西省燃煤机组标杆电价为0.3974元/千瓦时，若严格按照国家规定执行，加上各电网公司的输电费用，到重庆的落地电价将达0.5432元/千瓦时(尚未包含网损折价)，远超出重庆市燃煤机组标杆电价(0.4441元/千瓦时)，交易不可能实现。

据此，电监会价财部负责人在接受媒体采访时提出三点建议：首先，用市场的理念和机制促进跨省跨区电能交易;其次，发挥市场配置资源作用，减少计划电能交易;最后，推进和完善区域电力市场交易平台，促进跨省跨区电能交易向市场化迈进。