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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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