电力交易秩序驻点华中监管报告

根据《国家能源局关于开展近期重点监管专项监管工作的通知》（国能监管[2013]432 号），按照统一部署和安排，2013 年12 月到2014年4月，国家能源局驻点华中区域开展了电力交易专项监管工作。在现场监管过程中，工作组专门听取了华中电网公司、六省市电力公司的工作汇报，查阅了华中电网及六省市电力公司2013 年全年电力交易资料，赴河南省电力公司，现场重点核查有关情况，并听取了国家电网公司（以下简称“国网公司”）跨省区电能交易和重点跨区输电通道运营情况的汇报，期间还与湖北、河南部分发电企业进行座谈，通过公开12398 电话和信箱等方式受理有关投诉举报。在此基础上，形成了《电力交易秩序驻点华中监管报告》。

一、基本情况

华中电网覆盖河南、湖北、湖南、江西、四川、重庆等六省市，分别与华北、西北、华东、南方电网相联，既是全国互联电网的枢纽，又是全国电力资源配置的主要节点。截至2013 年底，全网发电总装机容量25529万千瓦，其中，水电装机容量11715 万千瓦，占总装机容量的45.89%；火电装机容量13627 万千瓦，占总装机容量的53.38%。2013 年全网最大可调发电能力约21000 万千瓦，最高用电负荷14915 万千瓦，全社会用电量9607 亿千瓦时。

华中区域电能资源分布极不均衡，省间水火互补、丰枯互济特征明显；由于水电比重大，全区域电力供应存在季节性过剩与不足的矛盾，汛期水电需要大规模外送，枯期需要一定区外电力补充，资源优化配置潜力很大。

“十二五”以来，华中电网电量（三峡送华中等国家分配计划视为本区域资源）供应充足有余，除夏季高温、冬季低温等部分电力大负荷时段外，其它时段电力供需总体平衡，并有一定富余。2013 年，华中电网来水基本正常，煤炭供应充足，电力供应保障能力较强。冬季通过输入区外电能，夏季通过发挥四川富余水电能力，加上省间资源灵活快捷的临时调剂，确保了电网冬、夏大负荷期间发用电的基本平衡。2-5月份，受负荷增长缓慢，全网新增装机容量增加，电煤供应良好等因素影响，全网电力电量供应均有盈余。

华中区域跨省跨区电能交易主要有四类：一是国家计划分配电能（以水电为主），如三峡、二滩等电站电量分配各省计划。二是国网公司下达的年度跨区交易计划。如，华中与华北、西北、华东各区域间的年度交易计划。三是省间交易，如河南与四川丰枯互保交易、华中水电应急交易等。四是省间短期交易，主要以省间相互支援电力、缓解高峰电力缺口为目的跨省交易。国网公司将一、二类交易混合为本公司交易计划，统一下达交易计划。跨省跨区交易中，购电主体主要是六省市电力公司，输电方主要是国网公司、华中电网公司。结算方式上，华中电网公司先与国网公司或其他区域电网公司结算跨区电能交易，再与华中各省电力公司结算；跨省电能交易由相关省市通过华中电网公司结算。跨省区交易中，华中电网公司收取0-2.4 分/千瓦时输电费用。

2000 年以前，华中仅有计划送电方式，2001 年至今，跨省跨区电能交易已发展到长期、短期、实时、水火互保、峰谷置换等多种方式并存的阶段，交易规模也增加到590 亿千瓦时。其中跨区交易从零增加到500 亿千瓦时，跨省交易从零增加到117 亿千瓦时后下降到目前的90 亿千瓦时。

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。

专栏 2013年汛期华中区域富余水电开展情况

2013年，华中区域通过省间水电减弃增发应急机制开展了富余水电跨省区消纳，四川累计富余水电跨省区交易电量达到262 亿千瓦时，比上年增加2 亿千瓦时，创历史纪录。其中，跨区外送电量为191亿千瓦时，区内消纳71 亿千瓦时；重庆富余水电跨省外送交易电量1.5 亿千瓦时。通过富余水电跨省区交易产生了7亿元左右的价差收益，目前暂留在电网企业。

（五）部分交易行为不规范，价格未能反映市场主体意愿。西北送华中跨区交易中，部分交易出清电量、电价高出申报意愿，购电方的价格意愿没有得到充分尊重。

专栏 部分跨区交易出清不规范

案例1：交易出清电量超过市场主体申报电量。3月西北送华中交易中，湖南省电力公司申报购入电量0.37 亿千瓦时，但出清电量为0.46 亿千瓦时。

案例 2:交易出清价格超过市场主体申报价格。2013 年2月西北送华中交易中，湖北省电力公司申报购入1.63 亿千瓦时，价格不高于436 元/千千瓦时，但出清价格为439.84 元/千千瓦时，超过湖北省电力公司申报价格。

三、监管意见

（一）改变跨区交易计划形成方式，加强跨省区电能交易会商，建立以需求为导向的跨省区电能交易机制。一是任何企业不得下达刚性计划，电力资源应尽量就地平衡，严禁与一次资源反向流动的交易。二是加强跨省区交易会商，建立以实际需求为导向跨省跨区电能交易机制。通过交易会商，加强对电力供需形势预判，充分听取各方意见，合理提出购电需求。年度跨区交易以意向性协议为主，将国家定向送电、跨区年度计划、省间交易由区域平台月前统筹考虑，由月度区域平台生成物理合同，减少不必要的交易量。三是严格按照国家有关规定的交易边界条件启动交易。除可再生能源政策性跨省区消纳外，不得以降低购电成本作为交易的唯一目的。

（二）完善和规范跨省区电能交易价格机制，严格按照物理量收取输电费用（损耗）。一是研究放开跨省区交易的上网电价管制，让价格反映实际供需和发电企业竞争力。二是严禁计划干预跨省区电能交易结果，不得以任何方式违规改变交易结果。三是跨省区电能交易输电费用应当根据联络线关口表计量的电量收取。跨省区电能交易合同应当明确计量表计组合以及结算时读数的逻辑关系，并且将计量点设置事前向监管机构备案。四是长期交易和短期交易之间、政府计划分电和市场需求之间出现的反向交易，应当通过合同电量回购、转让等市场机制由市场主体协商解决，合同转让收益不受输电价格上限限制。

（三）加强省间输电通道建设，促进水电资源优化利用，保障各省市电力供应。一是进一步加强规划管理，加强规划执行情况监管，确保规划执行的严肃性。二是加快推进四川水电外送通道建设，提高四川水电整体外送能力。三是加强省间联络线建设，促进省间余缺调剂力度，缓解“缺电”和“窝电”并存的局面，保障各省市电力供应。四是按照资源就近消纳，先跨省、后跨区的原则，优先将华中区域作为四川水电的消纳范围，统筹考虑跨省、跨区交易，促进水电资源就近优化利用。

（四）建立和完善电力交易平台，建立富余水电跨省消纳补偿机制。一是各交易机构应充分尊重市场主体意愿，为市场主体直接参与平台交易创造条件，监管机构加强交易行为监管，促进交易公平公正、公开透明。二是研究出台富余水电消纳省份补偿机制，如采用开展省间水火置换交易，将跨省区交易电量纳入辅助服务管理等手段，合理补偿受电省火电企业。