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二、存在问题
(一)电网企业安排的部分跨区电能交易计划与实际供需存在偏差,资源配置不合理。国网公司年初制定并向下属区域、省级公司下达2013年年度跨区电能交易指导计划,要求纳入各省市电力电量平衡安排,由于该计划作为区域电网公司、省级电网公司年度运行方式和月度电力电量平衡的前置条件之一,并且各省电网企业签订了具有法律约束力的购售电合同,这种指导性计划实质上变成了“刚性计划”。由于年初预测的电力供需形势很难与实际情况一致,因此,没有真正实现资源的优化配置。如2013年部分月份受电省份不需要年初计划确定的外来跨区电量,但部分跨区分月交易计划仍必须执行,不利于华中区域内电力资源就近平衡,造成华中区域受电省份发电企业利用小时数下降,资源配置不合理。
专栏 电网企业下达的年度跨区电能交易计划带来的问题
案例1:电网企业下达的年度计划与实际供需不符。2013 年1-4 月,华中区域电力总体富余,供大于求,但国网公司还分别按照年度计划组织华北(山西)送华中最大电力270 万千瓦、电量63.4 亿千瓦时,西北(灵宝)送华中最大电力111 万千瓦,电量22.5 亿千瓦时。2013 年,河南省电力供需平衡有余,电煤供过于求,但除丰水期(5月26日到10月25 日)外,河南仍按年初计划安排购入同为煤炭产地的西北电(灵宝)14.81 亿千瓦时和山西电(特高压)8.22 亿千瓦时。
案例2:部分跨区交易不符合价格规律。从历年数据来看,西北地区属于一次能源和发电资源富集区域,相比华北在电力供需形势和交易价格都均更有优势[2013 年西北(德宝)送华中价格比华北送华中价格低34 元/千千瓦时)],但国网公司在西北外送能力和德宝直流输送容量均较为富余情况下,未优先组织德宝送出,在一定程度上推高了华中各省购电成本。
(二)跨省区电能交易输电费收取未考虑反向交易对输电费用和网损的抵减作用,收费不合理。原国家电监会2012 年印发的《跨省跨区电能交易基本规则(试行)》规定“输电费用按照实际物理输送电量收取”,华中区域跨区跨省电能交易输电费收取的基础是各类交易合同累加后双向交易量的绝对值,未考虑输送方向相反交易对电量的抵减作用,从而使交易结算电量高于关口表记录的实际物理量,收费不合理。
专栏 输电费未按照实际电量收取
跨省区交易的实际结果反映在经过省区断面的电力潮流上,即跨省区联络线关口表的读数上。如果同时执行两笔方向相反的电能交易,关口表实际读数一定小于两笔交易之和,在这种情况下,按照合同电量收取输电费使购电方支付没有物理量的输电费和实际并不存在的网损,从而提高了购电成本。
(三)省间输电通道建设滞后,限制跨省区电能交易。电网企业重视特高压通道建设,对于资源就近优化利用的省间500kV输电通道的建设投入不足。虽然川渝、鄂湘、鄂赣联络线大部分时段处于大负荷运行状态,但2008 年以来华中区域未新增一条500kV 省间联络线,省间通道不能有效满足日益增长的输电需求,也制约跨省消纳富余水电和省间余缺调剂,特别是随着四川水电装机容量的快速增长,矛盾越发突出。
(四)跨省区电能交易缺乏合理补偿机制。跨省跨区交易虽然为富余水电最大限度消纳做出了贡献,但往往需要调整购电省发电机组,特别是火电机组开机方式配合,如需停机备用、深度调峰等。但目前,富余水电跨省区交易一般由电网企业代理,交易形成的价差收益(水电落地价一般低于购电省平均上网电价)暂由购电省电网企业获得,由于缺乏合理的补偿和利益平衡机制,容易影响购电省发电企业参与跨省区消纳富余水电的积极性,不利于市场长期健康稳定发展。
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