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(四)辅助服务及并网运行管理情况
2013年,华中区域发电厂辅助服务及并网运行管理实施细则有序推进,考核费用合计19369.85万元,补偿费用合计24665.76万元。
表3-6“两个细则”补偿考核情况
单位:万元
注:湖北、重庆两省(市)的新建机组差额资金及年度机组非计划停运考核费用均作为辅助服务补偿资金冲抵分摊费用。
(五)网厂电费结算情况
2013年,华中区域省级及以上电网企业应付发电厂电费总计2729.5亿元,实付2729.5亿元,电费结算率为100%。每月电费次月结清,无陈欠电费。大部分省(市)电力公司每月在收到购电发票后能及时支付当月购电费的50%,在随后15个工作日内付清剩余电费。
(六)信息公开情况
2013年,各电力调度交易机构进一步加强调度交易信息报送与披露工作,监管信息报送、月度网站信息披露、季度信息发布会已成为电力调度交易信息报送与披露的主要方式,同时利用调度日报、电力交易大厅服务业务、电力生产电话例会、文件等方式向不同市场主体开展信息公开工作。
四、监管职责履行情况
(一)促进电能交易,优化资源配置
1.坚持电能交易会商制度,及时了解跨省跨区交易形势,协调交易机构根据电力供需实际形势调整交易计划。
2.密切关注跨省跨区输电通道利用情况,发现问题及时督促电网企业采取措施提高输送能力。针对川渝联络线最大输送功率下降制约四川富余水电外送的情况,进行现场调研,分析负荷不平衡的原因,提出监管建议。
(二)推进电力市场建设,不断完善交易机制
1.积极推进大用户直购电试点工作
按照国家能源局安排,积极推进大用户直购电试点工作。参加国家能源局市场监管司组织的江西省大用户与发电企业直接交易座谈会及其调研,会同湖北省有关部门研究制定大用户与发电企业直接交易办法。针对华中水电比例较高的实际情况,向国家能源局提出在水电较多省份测算大用户直接交易输配电价的有关建议。
2.积极推进跨省跨区电能交易
针对目前跨省区电能交易上网电价不能变动,价格信号无法反映资源稀缺程度,不能按市场方式配置电力资源,不利于电力交易开展的问题,结合区域内电网企业和发电企业的诉求,专题向国家能源局上报《关于跨省跨区电力交易价格的请示》。国家能源局非常重视,组织专题会议进行研究,同意按照市场规则组织交易。
(三)规范电力市场秩序,维护市场主体合法利益
继续坚持厂网联席会议制度、监管报告制度、合同(协议)备案制度、信息报送与披露制度、监管约谈约访等“五项制度”,加强厂网界面监管。
1.深入推进并网运行考核和辅助服务补偿工作,提高并网运行管理水平
建立定期审核两个细则运行结果,不定期现场检查的事中事后监管制度。先后对湖北、江西、重庆三省(市)调度机构的两个细则技术支持系统进行现场检查,并对并网运行管理、辅助服务调用及免考核情况进行核查。
积极推动重庆电网D5000平台上的两个细则技术支持系统建设,于2013年9月和12月先后组织技术专家和发电企业对该系统进行测试和验收,并组织召开模拟运行启动会,启动模拟运行工作。
2.做好差额资金的分配工作
严格执行《发电机组进入及退出商业运营管理办法》,做好差额资金的分配工作。自2011年11月以来,湖北、重庆两省市的新建机组差额资金合计分别为3526万元、2180.96万元,均已全部纳入两个细则,作为辅助服务补偿资金进行分配。
3.加强新建机组进入商业运营监管
针对非水电可再生能源不积极开展转商业运营的问题,华中能源监管局专门印发《关于<华中区域发电机组进入及退出商业运营管理实施细则(试行)>有关问题的补充通知》,对符合条件的水电、风电、生物质、综合利用火电及增容改造机组及时办理进入商业运营手续;对不符合条件的严格执行规定,耐心解释政策,帮助尽早满足条件。
4.高度关注可再生能源发展
对汉口绿色能源有限公司等5家新能源企业开展专项调研。针对黄石市黄金山工业新区光伏电站由于不熟悉有关规定,导致上网电费38.24万元迟迟未能结算的问题,开展专题研究,协调有关部门在符合国家有关政策的前提下解决该光伏电站临时结算电费问题,并指导该光伏电站尽快完成办理转商运的有关规定手续。
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