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Regulatory report on 2015 national electric power dispatch, trading and market order

Published on: April 28, 2016

Original title: 2015年全国电力调度交易与市场秩序监管报告 国家能源局监管公告2016年第10号
Links: Original CN (url).

 

国家能源局

监管公告

2016年第10号

(总第43号)

2015年全国电力调度交易与市场秩序监管报告

二〇一六年四月

  为进一步规范电力调度交易工作,维护电力市场秩序,按照《国家能源局关于印发2015年市场监管重点专项监管工作计划的通知》(国能监管〔2015〕183号)部署,2015年6月至7月,国家能源局组织各派出机构开展了全国电力调度交易与市场秩序专项监管。本次监管时间范围为2014年1月1日至2015年6月30日,覆盖了我国境内除西藏外的全部省份(直辖市、自治区),涉及300余家电网企业、发电企业以及电力用户。各派出机构通过对相关数据汇总分析、与电力企业座谈、询问有关人员、调阅资料、调取调度自动化系统(EMS)和“两个细则”(《并网发电厂辅助服务管理实施细则》与《发电厂并网运行管理实施细则》)技术支持系统历史数据以及使用电力系统专业分析工具(PSASP软件)计算等方式,对相关企业进行了检查。在对各派出机构监管情况的汇总、分析、提炼以及与电力企业沟通基础之上,形成本报告。

  一、基本情况

  (一)全国电力市场基本情况

截至2014年底,全国全口径发电装机容量13.6亿千瓦,同比增长8.7%;220千伏及以上输电线路回路长度57.6万千米,同比增长5.2%,220千伏及以上公用变设备容量30.3亿千伏安,同比增长8.8%;2014年全国发电量5.55万亿千瓦时,同比增长3.6%,6000千瓦及以上发电机组平均利用小时数4286小时,同比降低235小时。

2014年,全国省级及以上统调机组上网电量4.27万亿千瓦时,江苏、广东以及山东统调机组上网电量位居前三,具体情况见图1-1。

图1-1 全国省级及以上统调机组上网电量柱状图

  2014年,全国共备案电力交易合同5030份;全国41家省级及以上电网企业应向发电企业支付合同费用1.8651万亿元,实际支付1.8646万亿元,电费结算率99.98%。实际电费结算中,承兑汇票占全部实付电费的5.97%,其中:国家电网系统6.31%,南方电网系统0.33%,内蒙古电力(集团)公司45.09%。内蒙(蒙西地区)、宁夏、青海、甘肃省电力公司支付给电厂承兑汇票占总电费的比例超过40%。具体见图1-2。

图1-2 全国省级及以上统调机组上网费用实际支付和承兑汇票支付图

  (二)电力调度情况

2014年,全国范围内电力调度机构总体上能够按照公平、透明的原则安排电力生产,不断优化电网运行方式,披露和公开相关信息,较好地完成了电力生产组织任务,确保了电网安全稳定运行。

  专栏1:华东区域电网备用共享机制提高电网经济安全性

  2014年,宾金直流760万千瓦满送浙江电网后,浙江电网系统旋转备用需求剧增,华东电网公司出台了《华东电网运行备用调度管理规定(试行)》(华东调〔2014〕91号),在国内建立了首个区域级的系统旋转备用共享机制,很大程度上降低了浙江电网需要承担的旋转备用。在2015年上半年发生的宾金单极闭锁和另一极紧急降功率运行故障事件中,宾金直流损失功率近600万千瓦,由于华东电网互济功能充分发挥,浙江拉闸限电得以避免。

2014年,全国省级及以上新增统调发电装机容量8403万千瓦(见图1-3),其中新疆统调、国网统调、浙江统调新增机组居前三。全年形成新增机组调试期电量差额资金约15.72亿元。

 图1-3 全国省级及以上新增统调发电装机容量柱状图

  (三)电力交易及合同执行情况

1. 电力直接交易

2014年,全国电力直接交易合同电量为1516亿千瓦时,实际执行1493.2亿千瓦时,完成率98.5%,其中蒙西、广东、山西统调机组的实际电力交易电量位居全国前三,分别达到361亿千瓦时、151.6亿千瓦时、121亿千瓦时。具体情况见图1-4。

  图1-4 省级及以上统调机组电力直接交易情况

  (注:部分省份为价差传导;未出现的省级及以上统调机组费用为0)

  2. 跨省区交易

2014年,全国跨省区交易电量达到8842亿千瓦时。其中,计划安排和地方政府间协议仍是确定跨省(区)交易电量和交易价格的主要形式。

3. 发电权交易

2014年,全国发电权交易电量1237.5亿千瓦时,其中江苏、浙江、辽宁的发电权交易电量位居全国前三,具体见图1-5。

  图1-5省级及以上统调机组发电权交易情况

  注:其中江西、重庆、河南、湖南、贵州未提供电价数据。

  4. 电力辅助服务交易

2014年度全国省级及以上统调发电企业辅助服务补偿交易费用30.36亿元,华北、山西、陕西位居全国前三,详见图1-6。

  图1-6省级及以上统调机组辅助服务补偿费用情况

  注:未出现的省级及以上统调机组费用为0

  5. 基数合同执行

2014年全国共有105家电厂年度基数电量计划完成率超过年度计划的3%,部分基数合同完成率相差较大,其中甘肃、云南、黑龙江合同执行率均方差(均方差是差异性的一种表示,均方差越大,表示差异越显著)居全国前列。

  二、存在的问题

  (一)现有大电网优势发挥不够充分,资源优化配置能力不足

近年来,我国“三北”、“西南”地区出现较为严重的弃风、弃光、弃水、弃核问题,且日益突出;与此同时,大型、高效燃煤机组调峰任务增多,利用小时逐年下降,开机负荷率也明显降低,主要体现在以下几个方面:

1. 按照行政区划分调度控制区,控制区范围缩小

目前,我国大部分调度独立控制区按行政区划设置;同时,个别长期一体化运行的区域,出现了发电调度运行“化区域为省”的现象,导致出现负荷峰谷互补能力有所降低、备用容量和调频需求增加、电网运行难度增加、资源优化配置能力下降等问题。

  专栏2:部分独立控制区设置不利于整体资源优化配置

  建国后,京津唐电网长期为统一调度区。2009年,华北电网公司根据国家电网公司要求调整了调度管辖范围,天津市电力公司独立制定日发电计划。京津唐地区电力系统运行出现了调频备用等辅助服务需求增加、省间联络线控制难度加大等问题。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。

 专栏3:部分省网电力系统旋转备用偏高

  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。

  专栏4:现行机制调峰激励不足,电源深度调峰能力受限

  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。

  (二)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。

1.部分电力调度机构对合同约定重视不足,年度合同执行率偏差大

部分电力调度机构对电量合同约定重视不足,中长期合同执行偏差大。蒙西、宁夏等地,部分年度合同执行完成率偏差超2%,违反了《国家发改委关于加强和改进发电运行调节管理的指导意见》(发改运行〔2014〕985号)和《关于学习贯彻<国家发改委关于加强和改进发电运行调节管理的指导意见>有关要求的通知》(国能综监管〔2014〕567号)等文件要求。

 专栏5:蒙西、宁夏等地基数合同完成率偏差较大

  1.2014年蒙西电网主要公用电厂合同执行完成率偏离计划2%的情形较为普遍。完成率最高的丰镇发电厂、汇能蒙南发电厂分别完成调控目标的140.91%、105.24%;完成率最低的北方临河热电厂、京泰电厂分别完成调控目标的80.92%、86.92%。

  2.宁夏电网常规燃煤机组基数合同完成率均方差达到了24%,各个电厂之间差别较大。22个电厂中有3个电厂基数合同完成率超过120%,分别是:国电石电一厂、国电石电二厂、中宁二厂;同时有3个电厂基数合同完成率不足95%,分别是:华电灵武二厂、神华国能鸳鸯湖电厂、京能宁东电厂。

2.部分电力调度机构管理不规范,不符合国家相关规定

部分电力调度机构管理不规范,日常工作不严格,存在无协议调度、违规免考核、漏考核行为。

 专栏6:辽宁、北京、吉林、青海存在电力调度不规范等问题

  1.辽宁电力调度分别于2014年5月3日、2014年7月11日至2015年1月22日无并网调度协议调度华润锦州迎东风电场、华润锦州千军风电场运行。

  2.北京市电力调度个别运行记录不完整。经抽查,2015年5月27日7:03调度机构相关人员记录了京西电厂#4、#5机跳闸的原因,未记录跳闸时间等重要参数,相关信息仅填写在故障简报中。

  3.吉林省电力调度未按规定开展风电并网运行管理。

  4.青海省电力调度未按规定将风电、光伏发电纳入并网运行管理机制与辅助服务补偿机制。

  专栏7:湖南、西北、陕西、宁夏、青海电力调度机构违规免考核

  1. 2014年湖南省调报送监管机构机组非计划停运次数为33台次,漏报非停2次,分别为2014年3月31日双洲电厂#1机跳机和2014年12月30日益阳电厂#3机跳机。

  2. 西北网调未考核非停2台次,分别是2014年4月26日韩城二厂#2机跳机,2014年5月17日渭河二厂#5机跳机;陕西省调未考核非停2台次,分别是2014年8月2日铜川电厂#2机跳机,2014年9月29日蒲城电厂#3机跳机;宁夏调度未考核非停1台次,2014年7月31日青铝自备电厂#1机跳机;青海省调在发电机组非计划停机考核中擅自降低考核标准,并未考核非停2台次,分别是2014年5月25日唐湖电厂#2机跳机,2014年4月29日江源电厂#1机跳机。上述行为涉及少考核金额共计13万元。

 专栏8:江苏、山西未开展基本调峰能力下降考核

  1. 2015年5月16日,国电常州电厂#1、#2机组功率上限下降;2015年5月16、17日,新海#15、#16机组功率下限上升,江苏省调未对以上发电机组缺陷造成的可调出力变化进行考核。

  2. 2015年2月8日山西省河曲电厂#4机组因炉壁温高影响出力250MW,神东电厂因引风机B出力不足影响出力10MW,山西省调未进行考核。

  3. 部分调度机构辅助服务技术支持系统运维有待完善,并网运行信息披露工作有待规范

部分调度机构辅助服务技术支持系统出现计算错误,并网运行信息披露工作有待规范。

 专栏9:上海、福建并网运行考核与辅助服务补偿管理技术支持系统有待完善

  1. 2014年上海市调并网运行考核与辅助服务补偿管理技术支持系统曾发生3次计算错误,1次数据库更新不及时,影响了运行结果结算进度。

  2. 福建省调现有技术支持系统无法在考核明细中直接提出免考核申请,需要人工处理,增加了省调和发电企业管理人员工作量,易出现漏考、误考。

  专栏10:部分电力调度交易机构对并网运行信息披露、公开与报送等不规范

  1. 2014年国家电网公司将输电网络拓扑图作为“商密二级”进行管理,部分电力调度交易机构以此为由,未严格执行原国家电监会第14号令《电力企业信息披露规定》关于向调度范围内的发电企业披露输电网结构图的有关规定。

  2. 国网所辖电力调度交易机构未按照《电力调度机构信息报送与披露办法》(办输电〔2011〕65号)规定披露电网阻塞、日后发电量、日前计划等信息。

  3. 截至检查之日,华东电网公司、上海市电力公司信息披露平台不够完善,对于每日事前、事后分别披露的各电厂发电计划和发电量等情况,任一发电企业不能浏览所有发电企业信息。安徽省电力公司年度发电量计划披露时间较晚,2015年政府发电计划于2015年4月下达,但截至现场检查时间(7月7日),相关信息仍未按规定披露。

  4. 西北网调未向西北能源监管局定期报送月度、年度电力调度信息,未及时上报发电厂并网运行管理考核和辅助服务补偿结果及明细,而且上报统计结果中多次出现错误。陕西省电力公司未报送监管信息统计平台系统运行月报及年报。

  5. 河北省电力公司调度信息发布披露平台存在关键输电断面、各风电场电量等有关数据显示不够完整、部分信息和数据更新较慢的问题。

4. 个别调度机构自行出台考核规定,违反国家有关规定

目前,对发电厂的考核应该以国家能源局6个区域局制定的“两个细则”为依据。但个别调度机构违规出台了与“两个细则”不相符的考核规定。

专栏11:江苏省调违规制定免考核统计办法

  江苏省调违反《发电厂并网运行管理规定》(电监市场〔2006〕42号)以及《华东区域发电厂并网运行管理实施细则》,违规制定《江苏电网统调发电机组非计划停运考核统计规定》,规定免考免记录条款,降低非计划停运考核的要求,免非停考核共5次,涉及考核金额126.42万元。

(三)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。

专栏12:部分省份地方政府干预电力直接交易

  1.广西工信委下发《关于调整2014年广西火电厂电量预期调控目标的通知》(桂工信能源〔2014〕904号)、《关于下达2015年广西发电量预期调控目标的通知》(桂工信能源〔2015〕73号),组织广西投资集团下属的1家用户与4家发电企业(3家火电企业、1家水电企业)开展直接交易,在下达2014年度火电厂发电量调整后的预期调控目标以及2015年度预期调控目标时,直接下达4家发电厂直接交易计划。其中,2015年下达直接交易电量计划33.7亿千瓦时。

  2.2015年,云南工信委发布《关于2015年云南电力市场化工作方案和实施细则》(云工信电力〔2014〕941号),规定汛期富余水电直接交易水电降价的具体幅度由政府部门指定,在撮合交易中,按发电能力占比分配市场化电量。云南省的鲁布革电厂(南方电网公司所属调峰调频电厂)、漫湾电厂等电厂按照发电能力安排年度基数电量计划,有选择性的未参与市场化交易。

  专栏13:部分省份电力用户与发电企业直接交易组织不规范

  1. 新疆电力交易机构在2015年第一批电力直接交易撮合过程中,交易公告的规则发布不完整,执行的交易出清规则不符合能源监管机构印发的大用户直接交易竞价交易规则有关规定。

  2. 广西电力直接交易未按要求进行信息披露。

  专栏14:部分省份在电力直接交易中未执行国家核定的输配电价

  国家价格主管部门先后核定了福建、甘肃、安徽、浙江、江苏、重庆、黑龙江、湖南、贵州、云南、河南等省份的用户直接交易输配电价。但云南、湖南、甘肃等省份在开展电力直接交易工作中未执行国家核定的输配电价,河南省在部分电力直接交易中有选择的未执行国家核定输配电价。

  专栏15: 电力直接交易存在不重视电力特性造成合同执行困难等问题

  目前电力调度交易机构组织电力用户直接交易过程中,仅考虑中长期合同,对电力特性重视不足,一方面导致市场价格不能体现电力的时间信号和位置信号,另一方面导致通过安全校核的中长期直接交易屡屡不能执行。例如云南交易机构为防止因交易出现弃水,出现了不断修改直接交易成交结果情况,甘肃、内蒙等省区也存在部分交易无法执行的情况。

(四)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。

专栏16:跨省区交易市场化程度低

  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)。

  3. 按照年度合同计划,2015年2月华北送华中计划电力为61.9万千瓦。2月12日,国家电网公司以通知形式直接调整华北电网公司与华中电网公司跨省区交易合同,将华北送华中电力临时调整为100万千瓦,由湖北、湖南、江西按比例消纳。

  4. 2014年,新疆电力交易中心召集外送电量完成率比较低的神华五彩湾电厂、阿拉尔盛源电厂、徐矿阿克苏电厂、国电库车电厂等发电企业,要求未发外送电量指标无偿转让,并指定转让给华电乌鲁木齐热电厂、国网能源哈密电厂、国网能源和丰电厂和大唐呼图壁热电厂等发电企业,涉及外送电量5.51亿千瓦时。

  5.2015年,广东和云南省政府有关部门同意在省间年度送电计划外,组织云南富余水电送广东挂牌交易。交易过程中,市场主体没有参与商谈,而是政府部门代替市场主体商定价格;挂牌交易电量由南方电网公司综合考虑送端电网火电机组最小开机方式和来水情况、省间通道在年度送电计划外的富余能力、受端火电机组合理调峰深度等因素来确定。具体挂牌交易由云南电力交易中心组织云南省内水电企业开展。2015年3-4月挂牌价格比云南省水电机组批复上网价格降低5分/千瓦时,5-12月份降低8分/千瓦时。 2015年1-6月,共结算挂牌交易电量34.6亿千瓦时。挂牌交易所产生的水电降价资金暂保留在云南电网公司,预计2015年度挂牌交易形成的降价资金约2亿元,目前各方仍未明确该资金的分配规则。

  专栏17:政府间协议难以落实

  1. 南方区域西电东送每年都面临着合同签订难的问题。 2015年度云南和贵州送广东、云南送广西年度交易合同,截至检查之日仍未签订,形成了大规模无合同交易。

  2. 2014年,国网公司、华东电网公司与省级电网公司关于三峡、川电东送、四川水电等年度电能交易合同分别于2014年7月、2014年11月才签订,存在购售电合同签订滞后问题。

  专栏18:国网公司要求部分下属公司交易价格按内部协商定价结算

  为保障供电安全,京津冀电网长期统一运行管理,内部进行结算。2011年开始,按国网公司要求,京津冀分开核算,华北电网与京津冀电力公司交易价格按照内部协商定价结算。例如,与北京结算的基数容量电价为0.04167元/千瓦,基数外容量电价为0.01052元/千瓦;与冀北结算基数容量电价0.0055元/千瓦,基数外容量电价为0.01052元/千瓦;与天津结算基数容量电价0.02723元/千瓦,基数外容量电价为0.01052元/千瓦,均无国家核价文件支持。

  专栏19:部分跨省区交易顺序不合理

  2015年5月4日,广西电网公司与广东电网公司签订了5月份临时交易单(只有最大送电电力及曲线,不包括送电价格)。实际上广西与广东的临时交易为省间电力余缺调剂,从广西受西电电力曲线中转让一部分给广东。在未滚动调整直送广东天一、天二、龙滩年度合同分月计划送电比例以及开展云电送桂合同转让的前提下,优先组织区内燃煤机组降价送电,交易顺序不合理。

  专栏20:部分跨省区交易资源优化配置效果不显著

  2014年跨区交易中,西北区域消纳四川水电44.42亿千瓦时,同期西北区域弃风18.78亿千瓦时;华北消纳东北风电60.1亿千瓦时,同期河北地区产生弃风22.48亿千瓦时。

  (五)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。

 专栏21: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(修订稿)》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”。

  (六)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。

 专栏22:部分省份年度计划安排欠公平、欠科学

  1. 云南金安桥水电站2015年购售电合同中枯期基数电量较少,比同流域同等装机规模水电厂平均低10%。

  2. 2014年,湖南省经信委下达的发电计划以安全约束为由,为耒阳电厂30万千瓦机组发电小时数增加900小时,为株洲电厂增加300小时,并在下半年专函说明,年度计划中因安全约束增加的利用小时是固定值,不参与年度电量计划进度平衡。以上两厂增加计划利用小时的主要目的并非安全约束,而是运行方式安排对上述电厂发电进度平衡存在一定程度约束,并非需要绝对量的利用小时。发电企业普遍反对固化“安全约束利用小时”,要求根据全省公用火电企业计划完成率同步调整控制。

  3. 云南省鲁布革电站年度计划安排较多,基本带基荷运行,违背其作为南方电网调频调峰电厂功能定位原则。2014年7至9月云南省大规模弃水的背景下,鲁布革电站的发电负荷率基本保持在92%至99%之间,是云南电网负荷率最高的电站。

  4. 安徽省政府有关部门在安排安徽省2014年发电计划时,将年度计划与本地煤炭消纳挂钩,对淮北国安电厂、国电宿州电厂、大唐洛河电厂等30万千瓦级机组发电企业增加150小时的发电利用小时数,造成煤耗排放较低的60万千瓦机组发电份额降低。

  5. 上海年度计划抽水电量未采取公开自愿招标方式,而由上海市政府有关部门在安排年度发电量计划时直接指定发电企业承担。

  专栏23:部分省份年度发电计划调整不规范

  2014年1-12月初,新疆地区基数电量计划完成率最高的是国电克拉玛依电厂,完成率达到157%,完成率最低的是阿拉尔盛源电厂,仅有82.4%。年底交易机构通过签订基数电量补充协议的形式,将基数电量完成率控制在99.64%-100.96%之间。调度机构未能严格按照交易计划执行有关发电企业实际发电量指标,造成基数电量完成率偏差过大,再由交易机构调整交易计划进行弥补,存在调度计划与交易计划不相符的情况。

  专栏24:天津市有关部门违反电价有关规定,以自定容量电费方式要求电网企业向燃气电厂支付疏导资金

  2014年12月,天津市电力公司按照《关于2014年燃气电厂电价结算有关问题的通知》(津发改价管〔2014〕1177号)要求,以容量电费名义向陈塘热电有限公司、华电福源热电有限公司和华能临港热电有限公司三家发电企业分别支付13.38亿元、5.50亿元和2.43亿元,共计21.31亿元。经核查,上述三家发电企业并不执行容量电价,不存在容量电费结算,所谓“容量电费”是电价测算与实际执行差异形成的“结余资金”。

《关于2014年燃气电厂电价结算有关问题的通知》(津发改价管〔2014〕1177号)由天津市发改委按照市政府第二次常务会议精神印发,明确“结余资金”用于疏导燃气电价矛盾的非居民销售电价上调后、燃气机组实际投运滞后、电网企业销售收入和购电成本之间形成的资金溢余,以容量电费方式向特定的三家燃气电厂结算分配“结余资金”。

  (七)部分电网公司未按规定办理新建电源接入电网工作

部分网省公司未落实国家能源局《新建电源接入电网监管暂行办法》(国能监管〔2014〕107号)以及国家能源局派出机构有关文件对于制定制度、公开信息、书面答复、抄送协议的要求,在新建电源接入电网工作中存在超时限办理以及配套送出工程滞后于电源建设进度、影响机组发电等问题。

 专栏25:部分网省公司新建电源接入电网工作未按规定执行

  1. 山东部分地市供电公司新建电源项目接入电网信息公开工作有待规范,未建立接入电网全过程规范管理的信息档案制度。

  2. 福建省电力公司、山西省电力公司新建电源接入电网制度及有关接网协议未向国家能源局派出机构备案;江苏省电力公司未与发电企业签订接网协议。

  3. 内蒙古电力(集团)公司印发《关于印发内蒙古电力(集团)有限责任公司电源项目并网管理规定(2014年版)的通知》(内电2014〔187〕号,以下简称“通知”),该通知部分内容与国家能源局有关要求不符:

  (1)《通知》明确不适用风电、光伏发电与分布式能源项目,对保障新能源项目接入电网未做明确规定,不利于新能源发电全额保障性收购制度的落实。

  (2)《通知》明确“接入系统工程由内蒙古电力(集团)公司或电源业主投资建设”,与国家发改委《关于规范电站送出工程建设与投资的通知》(发改能源〔2003〕2346号)有关规定不符。

  4. 贵州省部分新建电源配套送出工程建设进度滞后于电源项目。国电贵州公司织金电厂由于电网配套工程滞后问题,倒送电等工作无法按时完成;黔桂公司盘县电厂电网配套工程因施工受阻滞后机组投产时间6个月。

  (八)新建机组进入商业运营审批取消后,电网企业相关流程的管理有待规范

国家能源局取消商业运营行政审批以后,各电网公司对相关流程的管理有待规范。在进入商业运营审核、商业运营电价执行、差额资金分配等方面,电网企业存在管理审核不严、执行较为随意、占用发电企业差额资金等情形,其中,部分电网公司未对差额资金进行分配,累计沉淀近6亿元。

 专栏26:部分新建机组在不满足相关条件情况下商转

  1. 广西富川头岭风电场、容县杨村风电场商转均未取得调度机构出具的并网调试意见。广西桂林、贺州等地级调度机构在桂林川江电站、贺州四维二级电站完成调试后,未按要求向发电企业出具并网调试意见,造成以上电站无并网调试意见商转。

  2. 山西大唐太原第二热电厂、山西国锦煤电有限公司新建机组完成整套设备启动试运行90天内,并未具备商业运营条件,但电网公司在未向山西能源监管办申请核查确认进入商业运营时点的情况下,自行执行商运电价。太原第二热电厂、宏光电厂、寿阳国新热电、侯马热电、国锦煤电5家电厂未按照要求对商业运营情况进行备案。上述行为不符合《国家能源局关于取消新建机组进入商业运营审批有关事项的通知》国能监管〔2015〕18号有关规定。

  (九)部分电网企业存在价格违规与财务结算不规范等问题

部分电网企业存在电费结算不公平不及时、电费结算比例不均衡、承兑汇票结算不公平等问题。

 专栏27:陕西地电未及时结算部分电费

  陕西地方电力公司榆林电网在用电低谷时段向陕西主网反送电量2287万千瓦时,陕西省电力公司向榆林电网结算电费538.47万元,截至检查之日,榆林电网仍未向发电企业结算。

  专栏28:部分省份电网企业上网电费结算滞后

  1. 2015年1-5月份云南电网有限责任公司购电费支付率为97.84%,云南电网公司在1月、4月、5月未支付观音岩电厂电费分别为1249万元、1108万元和176.82万元。云南电网公司未能按时结清电费,也未向发电企业支付违约金。

  2. 由于云电送广西价格未确定,南方电网超高压公司一直未结算2014年云南送广西的电量13.3亿千瓦时的电费,只在2014年底暂按协商的0.357元/千瓦时进行预支付。截至2015年6月30日,2015年1-5月份云南送广西的15.33亿千瓦时电量电费未支付。

  专栏29:对发电企业电费结算比例不均衡

  2014年12月山西省40家发电企业月底电费结算比例相差较大,最高结算至98%,最低结算为0%,结算比例50%-100%的电厂有9家,结算比例20%-40%的电厂有20家,结算比例20%以下的电厂有11家。

  专栏30 :部分省份承兑汇票收付情况

  部分省份电网企业支付给发电企业的承兑汇票数量较大,从用户侧收取承兑汇票背书转让比例较高,向发电企业转移了财务成本。2014年,海南电网公司、山西省电力公司、宁夏电力公司、青海省电力公司、新疆电力公司支付给发电企业的承兑汇票占汇票总额的比例分别为93.35%、98.14%、73.17%、62.34%、84.34%;2015年上半年,上述比例分别为99.94%、87.75%、77.19%、62.7%、86.57%。

  备注:新疆电力公司2015年为1-5月份数据。

  专栏31:个别省级电网企业违反合同约定,调增电费结算中的承兑汇票占比

  因电力用户大量采用承兑汇票缴纳电费,贵州电网公司2014年、2015年1-5月份承兑汇票支付比例达到37.54%、34.2%,均超过合同约定最高30%的支付比例。

  三、监管意见

  (一)科学设置独立控制区,促进资源优化配置

各电力调度机构要严格论证调度范围的设定与变更,按《电网调度管理条例》规定,履行必要的报批报备程序,报电力行政主管部门。

  (二)优化电网运行管理,提高系统运行效率

1. 合理安排旋转备用容量留取方案

各有关区域电力调度机构要借鉴华东区域旋转备用共享机制,充分利用现有大电网互联优势,按区域共享原则确定旋转备用容量,进一步优化不同调度范围旋转备用容量。

河南、江苏省电力调度机构要分析旋转备用容量安排偏高的原因,科学安排开机组合,合理确定旋转备用容量,提高发电机组负荷率,减少不必要的资源浪费。

  2. 科学调度,促进不同类型发电机组优势互补

东北、辽宁等电力调度机构,应关注并解决弃核问题,优先调度,尽量提高核电机组利用小时数,促进节能减排。

南方区域调度机构要按照调峰调频电厂功能定位原则合理安排鲁布革电站电量。

  (三)重视电量合同约定,保障市场各主体公平公正

蒙西、宁夏等电力公司要加强电能交易合同管理,强化履约意识,落实与发电企业签订的年度购售电合同电量;加强电力公平调度、新机并网管理和机组运维管理等,平等对待发电企业,保障同类型发电机组年度合同完成水平相当。

  (四)规范并网运行管理,强化调度运行管理严肃性

1. 杜绝无协议并网行为

辽宁省电力公司要完善并网调度协议签订和管理工作,尽快与相关发电企业签订并网调度协议,杜绝无协议并网行为。

2. 强化并网运行考核工作的严肃性

吉林、青海、江苏、湖南、西北、陕西、宁夏、山西等电力调度机构要严格落实发电厂并网运行管理规定,省级及以上发电机组要纳入并网运行考核范围,加强非计划停运、基本调峰等考核管理工作,对于违规豁免考核费用的,要按照规定追溯考核。

上海市、福建省电力公司要完善技术支持系统,提高系统运行的稳定性和统计工作的严肃性。

北京市电力调度机构要加强对调度工作人员培训工作,完善调度记录。

3. 严格落实调度信息披露及报送相关规定

国家电网公司所属各电网公司应按《电力企业信息披露规定》,向调度范围内的发电企业披露输电网结构图等信息,不能以商业机密为由拒绝。

华东、上海、安徽、西北、陕西、河北等电力公司要落实《电力企业信息披露规定》、《电力调度机构信息报送与披露办法》等规定,加强信息披露网站建设,提高系统运行的可靠性,准确、全面地披露及报送相关信息,提高调度交易工作的透明度。

  (五)规范电力直接交易,维护市场秩序

新疆电力公司应严格按照交易有关规则组织交易,不断提高交易实施人员实操能力,确保交易公平性。广西电网公司要认真做好交易信息披露工作,组织相关市场主体披露有关信息。云南、湖南、甘肃、河南等省份要严格执行国家核定的输配电价。

  (六)坚持市场导向,规范开展跨省跨区电能交易,促进资源优化配置

1. 坚持市场化导向,市场主体自主参与交易

国家电网公司不得以公司计划形式代替市场交易。

新疆电力公司不得人为指定外送发电企业。

西北、华北电网公司应优化资源配置,以市场为导向促进清洁能源消纳,自主开展跨省区交易。

2. 尽快分配降价资金

云南电网公司应尽快明确水电降价资金的分配方案。

3. 及时签订和备案跨省区电能交易合同,不得无合同交易

南方、云南、贵州、广东、广西等电网公司要强化合同意识,及时签订西电东送合同。

国家电网公司、华东电网公司及有关省级电力公司应梳理合同签订流程,加快三峡、川电东送、四川水电等年度跨省跨区电能交易合同签订,并及时备案,不得无合同交易。

4. 及时报批跨省输电价格

国家电网公司要规范所属电网企业之间的输电费用结算行为,做好华北电网与北京、天津、冀北电力公司跨省输电价格核定的准备工作。

  (七)规范开展发电权交易

新疆电力公司应将发电权交易中获得的违规收益708.75万元退还相关发电企业,规范开展发电权交易。吉林省电力公司要严格执行发电权交易制度。甘肃省电力公司应及时组织交易合同签订和备案,调整发电权交易合同中的不合理条款。

 (八)规范新建电源接入电网工作

山东省电力公司要完善新建电源项目接入电网信息,建立全过程规范管理的信息档案制度;福建、山西省电力公司要将新建电源接入电网制度及有关接网协议向能源监管机构备案,江苏省电力公司应尽快与发电企业签订接网协议;内蒙古电力(集团)公司要修订《关于印发内蒙古电力(集团)有限责任公司电源项目并网管理规定(2014年版)的通知》(内电2014〔187〕号)有关条款;贵州电网公司要认真总结送出工程建设滞后原因,加快后续工程建设,确保新建电源项目及时送出。

  (九)严格落实新建机组进入商业运营相关规定

广西电网公司、山西省电力公司在新建机组未满足进入商业运营条件情况下,不得确认转入商业运营。

  (十)落实价格政策和合同约定,及时结算电费

陕西省地方电力公司,云南电网公司要按照《发电企业与电网企业电费结算暂行办法》(电监价财〔2008〕24号)规定,在15个工作日内结算该期上网电量电费,并及时结算拖欠发电企业电费。

海南、山西、宁夏、青海以及新疆等电网公司,在使用汇票支付方式时,应平等对待电网企业与发电企业。

贵州省电力公司应按照《购售电合同》的约定控制承兑汇票支付比例,未经双方协商一致,承兑汇票支付比例不得超过合同约定。

  四、监管建议

  (一) 各地要按照国家能源局统一制定的市场规则和运营细则来开展市场建设和电力交易

各地按照国家能源局统一制定的市场规则和运营细则来开展市场建设和电力交易,不得自行其是,不得借市场化名义搞优惠电价。

  (二)地方政府发电规划和建设要考虑系统调峰需要

各省政府相关部门研究发电机组建设规模时,充分考虑系统调峰需要,配合电力市场建设的推进,合理选择发电机组建设类型,充分发挥灵活性机组调峰作用。

  (三)加强协调沟通,按照市场化原则推进直接交易

广西自治区政府相关部门加强沟通协调,明确牵头部门,共同推进电力用户直接交易工作。云南省政府相关部门按照市场化原则推进电力用户直接交易,由市场主体协商交易电量电价。江西省能源局应充分发挥市场的决定性作用,避免对跨省、跨区电力交易的过多干预。

  (四)统筹核定华北区域内各电网企业输配电价

建议国家价格主管部门尽快核定京津冀区域电网企业的输配电价,推动各电网企业依据政策进行结算。

  (五)公平公正制定年度发电计划

建议湖南、上海、安徽、云南等政府有关部门落实国家发改委《关于加强和改进发电运行调节管理的指导意见》(发改运行〔2014〕985号)的要求,科学、公平、规范安排年度发电计划。

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