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从实际运行情况来看,天津电网2014年被取消独立控制区205次,其中冬季供热期123次,以满足冀北风电夜间消纳、京津唐全区系统备用、天津电网发电厂检修试验等需求。
2.按较小控制区安排开机,电力系统旋转备用偏高
当前电力调度普遍采用分调度区独立的原则安排旋转备用,除华东进行区域旋转备用共享尝试外,其他区域普遍没有统一按照区域预留旋转备用,现有大电网互联互济的作用未能充分发挥。在分省备用的情况下,不少省份实际旋转备用偏高。
1.2014年1月10日,河南省电网旋转备用率20.9%;2015年1月10日,河南省电网旋转备用率19.2%。
2.江苏省电网2015年2、3月份平均旋转备用率分别为10.90%与9.50%。
3.调峰缺乏激励机制,电力企业建设运行调峰电源积极性不高
有偿调峰等辅助服务缺乏市场定价机制,机组电力的价值难以有效体现。近阶段,新建机组以发电量最大化为目标,长远上看削弱了电网调峰能力,降低了电力系统运行效率。
四川为水电大省,需要大量调峰电源,但是经济激励措施不够,燃煤机组调峰缺乏积极性。2014年,实际运行中燃煤机组最低负荷均高于50%,不及行业一般水平,间接影响了水电消纳。
部分电力调度机构管理不够规范,发电机组并网运行管理严肃性不足
为保证电力系统安全、稳定、经济运行,各有关部门依据法律法规制定了系统的标准、规程、规范性文件,但部分电力调度机构管理不够规范。
3.电力直接交易行为存在政府干预、违背交易规则、未按有关政策执行等问题
在电力直接交易总量和覆盖省份不断增长的同时,部分地方出现了有关部门干预交易、电网企业未执行国家核定输配电价、重视电量交易而忽略电力运行特性等问题。
4.部分跨省区交易不规范,难以充分优化配置资源
除指令性的跨省区送电外,按照国家有关规定,跨省区交易应以市场为导向,以满足各地电力需求和实现资源优化配置为目标,按照市场交易规则组织交易。但部分电网公司未按照国家政策和规则要求的市场原则组织规范、合理的跨省区交易;个别地方政府部门干预市场,影响电能资源合理流动。
1.江西省能源局对江西省电力公司参与跨省跨区市场交易作出规定,要求年度外购电计划不得超过100亿千瓦时(含三峡、葛洲坝国家计划电量),临时(3天以内)和短期(3-10天)购电计划不得超过10亿千瓦时。
且要求江西省电力公司在发生购电需求时,要事先征得江西省能源局同意。2014年江西省能源局还要求江西省电力公司退还了市场化交易电量7.33亿千瓦时。
2.国家电网公司通过计划形式安排跨省区电能交易。2014年,国家电网分配湖南省跨省区外购电计划152.7亿千瓦时。其中:国家指令性计划97.8亿千瓦时(三峡79.6亿千瓦时,葛洲坝18.2亿千瓦时);国网计划交易54.9千瓦时(特高压购华北32.6亿千瓦时,购西北22.3亿千瓦时)。
由于水电大发,夏季用电负荷不高,虽然经多次协调,但交易结果仍达到了42.71亿千瓦时(主要以煤电为主,其中特高压购华北26.66亿千瓦时,购西北电量16.05亿千瓦时),湖南省内发电空间受到大幅挤压,全省统调公用火电机组年均利用小时低至3300小时。火电企业普遍要求调减跨省区外购的、非国家指令性计划电量(主要指火电)。
5.部分发电权交易未按规定进行,市场意愿体现不足
个别电力调度交易机构违反发电权交易有关规定,部分省份政府部门干预发电权交易,发电权交易体现市场意愿不足。
部分省份发电权交易违反有关规定
1.2015年,中电投乌苏热电公司和华电喀什三期发电公司替代华电喀什二期发电公司一期2×5万关停机组发电,实际结算电价为0.348元/千瓦时,未执行被替代方批复脱硫上网电价0.363元/千瓦时,新疆电力公司违反了《西北区域发电权交易监管实施细则》规定。
2.2014年底,吉林省电力公司在全年实际发电量已基本确定的情况下,于2014年12月26日组织集中发电权交易,共交易17笔,合计交易电量53576万千瓦时,掩盖了吉林省各发电企业合同进度参差不齐的事实,规避合同完成率均衡性监管。
3.专项监管期间,甘肃省电力公司未能提供甘肃华能酒泉风电与华能陕西(秦岭)电厂发电权交易合同,存在合同签订时间较晚的问题。
4.甘肃省《委托替代发电合同书》中部分合同条款不符合要求,甘肃省电力公司统一设定将没有政府职能的国家电网公司作为合同纠纷的“仲裁者”。
6.部分省份年度发电计划安排不够合理,存在随意性
2014年,部分地区年度计划电量安排未能体现节能减排发电调度的原则,部分调频调峰电厂未按其功能定位确定电量计划,部分省份年度发电计划调整存在较大随意性,而且部分地方政府随意调整电力企业之间的部分电费
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