华中区域电力交易与市场秩序监管年度报告（2013）-第8页-北极星输配电网

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5.积极协调嘉陵江、乌江流域水电优化调度

针对重庆嘉陵江、乌江流域梯级电站存在跨省、跨电网、跨投资主体、跨监管区域的特点，建立了监管机构（华中监管局、四川监管办和贵州监管办）、电网企业（重庆电网、贵州电网和四川电网）和发电企业（彭水电站、银盘电站和草街电站）“三位一体”的信息共享与协调机制，进一步提高了两大流域的水能利用率和水电对重庆电网的顶峰作用。

6.落实简政放权相关政策

取消新建机组转商运现场核查工作制度，不再组织对新建发电机组首次并网前进行现场核查。按照国家能源局行政审批事项有关要求，及时发文停止华中区域跨省区电能交易市场准入审批项目。

五、监管评价

（一）值得肯定的做法

1.华中区域跨区跨省电能交易成效显著

2013年，华中区域跨区跨省电能交易在保障电力供应和消纳富余水电方面取得明显成效。一是加大跨省电能交易力度，确保各省市电力供应。迎峰度夏期间，全区域及各省市用电负荷屡创新高，电力供应十分紧张，通过开展省间临时电力交易，确保了四川、湖南、江西、重庆等省市平稳度过用电高峰，全区域实现连续两年未出现拉闸限电情况。二是积极开展灵活跨省跨区交易，全力消纳四川富余水电。一方面在迎峰度夏期间组织河南、湖北电网高峰电力支援四川，减少四川电网高峰火电开机，为消纳低谷富余水电腾出空间，另一方面组织湖北、河南电网消纳四川低谷富余水电。三是挖掘内部潜力，支持区外迎峰度夏。迎峰度夏期间，华东电网出现了较长时间的电力供应紧张局面。华中电网克服自身困难组织河南、湖北、江西最大电力236万千瓦紧急支援华东。

2013年，华中区域实时电能交易达46次，有效缓解部分省市高峰电力供应紧张局面；水电应急交易电量71亿千瓦时，有效促进了水能资源优化利用；四川弃水调峰损失电量约26亿千瓦时，同比大幅减少54%。

2.发电权交易深入开展，成绩突出

发电权交易主体从关停机组逐渐扩大到在役机组，交易形式从最初的厂内置换逐渐扩大到跨厂、跨集团的交易，交易模式由最初单一的双边交易发展到竞价交易、双边交易等多种方式相结合的模式，交易周期由最初的年度交易扩大到以年度交易为主，季度、月度交易为辅的多时段灵活交易。

3.发挥大电网优势，实现省间备用资源共享

调度机构充分发挥大电网优势，利用负荷互补特性，合理调整跨省交易，实现省间备用资源共享。一是为解决江西电网高峰备用不足的矛盾，调度机构根据湖北江西两省日最大用电负荷出现的时间不同，湖北电网出现在晚高峰，江西电网出现在早高峰，采取晚高峰时江西电网支援湖北电网30万千瓦，早高峰时湖北电网支援江西电网30万千瓦，充分发挥了互联电网的作用。二是充分发挥大电网的错峰效应，利用华东电网与四川电网高峰用电有1小时时差，在四川电网高峰时少送华东电网200万千瓦电力，缓解四川电网夏季高峰电力供应短缺的矛盾。

4.两个细则的实施促进电厂参与AGC等辅助服务的积极性

通过大力推动火电厂AGC跟踪超短期负荷预报工作，大大提高了火电厂实时计划与用电负荷的超前平衡能力，不仅提高了火电厂参与联络线调节的积极性，而且减少了调峰调频水电厂的调整压力。湖北清江电厂是华中电网的调峰调频主力电厂，长期以来承担了大量调频调峰任务，两个细则的实施使其运行状况得到明显改善，机组穿越振动区次数、小出力运行时间及运行率、机组进相调压情况均有明显减少。

（二）存在的主要问题

1.市场化的电能交易机制仍不健全

跨区跨省电能交易中，送端电网必须按价格主管部门核定的上网电价与发电企业结算，交易电价的管制在供大于求的形势下降低了电力市场的活跃程度。大用户直接交易试点在输配电价测算、工作方案、交易规则、交易组织、合同签订及执行等方面仍存在问题。

2.省间联络线输送容量严重不足

自2008年以来，华中电网省间联络线未新增输电线路和输变电容量，目前华中区域内所有的省间断面（川渝、鄂豫、鄂赣、鄂湘、鄂渝）均存在受限问题。随着四川水电的投产和用电需求的增长，跨省区电能交易的规模不断扩大。省间联络线输送容量不足严重制约了区域内电力供应保障和资源优化配置。

3.电力调度信息披露和公开力度仍不够

调度信息披露存在不及时、不全面、不透明的问题。一是两个细则考核信息（日发电量考核除外）按月发布，由于机组运行时不能实时得到“两个细则”考核的数据，导致电厂无法及时跟踪改进，不能实现全员全程监控。二是电网公司年度运行方式、月度新增装机、月度外送外购电、各月弃水电量、各电站各月电量构成等信息没有披露。两个细则数据只有每个月的汇总结果，没有每日考核与补偿明细，发电企业无法判断考核与补偿统计是否准确，只能被动接受结果。三是调度机构对电厂的信息披露均采用“背靠背”方式，对机组启停，各台机组负荷曲线，各机组运行考核和提供辅助服务等信息实行严格管制，发电企业只能看到本厂信息。

4.“三公”调度实施难

一是地方政府年度发电计划制订和调整随意性大。二是电源布局不合理，电网重载断面、重载时间较多，安全控制要求对部分电厂存在最大或最小出力限制的情况没有明显改善；发电机组检修、环保设施改造及电网基建施工等任务繁重，发电计划安排受制较多。三是在电力市场供大于求时，发电企业抢发电量的愿望在一定程度上影响电力交易和发电方式的合理安排，也降低了发电效率。

5.仍存在电力市场秩序不规范的行为

个别省新机商转差额资金没有分配，抽水蓄能电站运行时间严重不足，并网运行考核和辅助服务补偿存在违规减免，不能按时报送“两个细则”报表，不能及时备案《购售电合同》《跨省区交易合同》以及《并网调度协议》。无发电业务许可证的电厂并网发电，以及没有办理发电业务许可证提前结算电费。在并网接入施工和测试方面，存在“三指定”问题。在脱硝设施投入后，电价按时执行到位困难。

6.新能源发展仍面临问题

风电、光伏发电、生物质等新能源电厂配套送出工程建设进度严重滞后于电源建设。各类补贴资金拨付拖延时间较长。接网工程补贴标准偏低。

部分地市供电公司在制定接入系统方案时，制定的方案不经济合理，造成不必要的浪费。光伏发电合同能源管理项目“自发自用”电量与用户结算时，用户拖欠电费严重。

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