2010年度全国电力交易与市场秩序

监管报告

国家电力监管委员会办公厅

二〇一一年八月

目 录

目 录........................................................................................................................I

监 管 依 据........................................................................................................II

第一部分 基本情况..................................................................................................1

一、上年度报告披露问题的整改情况.................................................................1

二、2010年规范电能交易、维护市场秩序的工作情况.......................................2

三、2010年电力交易与市场秩序基本情况.........................................................4

第二部分 监管评价..................................................................................................6

一、非竞争性电能交易......................................................................................6

二、竞争性电能交易.......................................................................................12

三、辅助服务补偿情况....................................................................................15

四、厂网交易秩序...........................................................................................15

第三部分 存在的问题.............................................................................................18

一、部分地区基数电量安排不够合理...............................................................18

二、跨省（区）电能交易和发电权交易市场导向不够，输电费、网损标准偏高21

三、发电机组并网接入审核需要进一步公开....................................................25

四、部分发电企业利用小时明显高于平均水平，部分非常规机组运营不规范...27

五、部分地区“两个细则”及新建机组转商运工作不规范...............................30

六、部分购售电合同条款不公平、要素不完整、支付不到位............................32

第四部分 整改要求................................................................................................35

第五部分 监管建议................................................................................................38

一、加快推进电价改革，建立与市场竞争相适应的电价形成机制.....................38

二、跨省（区）电能交易要充分发挥市场机制，体现市场需求........................38

三、尽快研究剥离电网公司所属发电资产........................................................39

四、加强对跨区输电线路的科学论证...............................................................39

五、协调解决发电企业送出工程的产权和维护问题..........................................39

六、尽快完善抽水蓄能电站成本补偿和调用机制.............................................40

七、调整脱硫电价与上网侧峰谷电价同步浮动的机制......................................40

监 管 依 据

1、《电力监管条例》（国务院令第432号）

2、《电力业务许可证管理规定》(电监会令第9号）

3、《电力市场运营基本规则》(电监会令第10号）

4、《电力市场监管办法》（电监会令第11号）

5、《电力企业信息报送规定》（电监会令第13号）

6、《电力企业信息披露规定》（电监会令第14号）

7、《印发〈关于促进电力调度公开、公平、公正的暂行办法〉的通知》（电监市场〔2003〕46号）

8、《关于印发〈发电厂并网运行管理规定〉的通知》（电监市场〔2006〕42号）

9、《关于印发〈并网发电厂辅助服务管理暂行办法〉的通知 》（电监市场〔2006〕43号）

10、《关于印发〈新建发电机组进入商业运营管理办法（试行）〉的通知》（办市场〔2007〕40号）

11、《关于印发〈发电权交易监管暂行办法〉的通知》（电监市场〔2008〕15号）

12、《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》（电监市场〔2009〕20号）

13、《关于印发〈电力用户与发电企业直接交易试点基本规则（试行）〉的通知》（电监市场〔2009〕50号）

14、《关于印发〈跨省（区）电能交易监管办法（试行）〉的通知》（电监市场〔2009〕51号）

15、《关于规范电能交易价格管理有关问题的通知》（发改价格〔2009〕2474号）

第一部分 基本情况

电监会系统对全国300余家大型电力企业、上市公司和大用户进行了约谈约访，对全国38个省级以上电网企业及部分发电企业报送的电力交易与市场秩序数据报表进行了汇总分析，并开展了全国电力交易与市场秩序交叉检查和重点抽查。在上述工作基础上形成本报告。

一、上年度报告披露问题的整改情况

《2009年度全国电力交易与市场秩序情况监管报告》（国家电力监管委员会监管公告2010年第4号）发布以来，各电网企业、有关发电企业针对报告中提出的电能交易、新建机组转商运、合同签订与备案、合同支付等问题做了大量整改工作，取得了明显成效，电能交易和市场秩序明显好转，电能交易活跃，市场秩序更加规范，厂网关系进一步和谐，监管报告披露的有关问题绝大部分得到有效整改。陕西、甘肃、青海、西北、山西、宁夏、吉林、安徽、湖北、海南等省（区）电力企业存在的问题已整改落实，但仍有少部分问题未整改或整改没有到位。

1、电网企业制订强制性跨省（区）交易计划问题，电网企业已高度重视，但仍然存在，未整改到位。

2、河南省年度预测计划电量大于实际上网电量，由于外送电量、优惠电量均优先于基数电量进行电量结算，造成发电企业基数上网电量合同完成率低，该问题未整改。

3、2009年贵州电网公司约定承兑汇票支付比例偏高，且实际结算中使用承兑汇票的比例高于合同约定，2010年该问题未整改。

4、贵州毕节热电厂1-2#机组年平均热电比低于国家规定的标准，2010年毕节热电厂通过努力，热电比提高近一倍，但仍未达到相关文件规定标准，该问题未整改到位。

二、2010年规范电能交易、维护市场秩序的工作情况

（一）电力市场建设取得一定进展

一是推进大用户与发电企业直接交易试点。批复同意福建省开展大用户直接交易试点工作。支持内蒙古自治区启动了内蒙古电力多边交易市场。

二是探索跨省（区）发电权交易，扩大发电权交易的范围和规模。电监会派出机构印发了《东北区域跨省发电权交易暂行办法》、《华中区域跨省（市）发电权交易办法》、《华东跨省发电权交易规则》，促进了节能减排和更大范围内的资源优化配置。

三是积极规范跨省（区）电能交易。电监会先后批复了《东北送华北电量交易暂行办法》、《华东电力市场跨省集中竞价交易规则（试行）》、《华中区域跨区跨省（市）电能交易办法（试行）》、《南方跨省（区）水电临时交易方案（修订稿）》、《南方区域跨省（区）电能交易监管办法》，推动各类跨省（区）电能交易制度化、规范化运作。协调和推动南方区域“西电东送”交易市场化机制的建立和完善，促进“西电东送”协议的落实。在华北区域实施《京津唐电网委托外送电交易办法》。

（二）加强厂网界面监管，“五项制度”初步建立

一是电力交易合同（协议）制度逐步完善。电能交易合同覆盖了年度基数电量交易、跨省（区）交易、发电权交易、大用户直接交易等主要交易品种，成为厂网之间的重要文件。

二是电力调度交易信息披露逐步规范。电力监管机构自2003年就陆续出台了有关办法，对电力调度交易机构信息披露工作提出要求。近年来，网站、厂网联席会议、信息发布会成为电力调度交易信息披露的主要方式。

三是厂网联席会议制度全面实施。厂网联席会议已成为当前厂网双方沟通交流的重要平台，全国每年省级以上的厂网联席会议有100多次。

四是电力交易与市场秩序监管约谈约访工作制度化。2010年全国约谈约访电力企业达300余家,基本掌握了电力交易与市场秩序的总体情况和主要问题。

五是完善电力交易与市场秩序监管报告，并严格督促整改，取得实效。年度全国电力交易及市场秩序监管报告客观反映全国电力交易及市场秩序的基本情况和有关问题，对有关问题进行了披露、评价，提出整改要求。

（三）发电厂并网运行管理实施细则和辅助服务管理实施细则（以下简称“两个细则”）试行工作逐步深入

除江西、内蒙等省（区）以外，全国省级以上电网均已完成“两个细则”技术支持系统建设并投入运行。并网发电厂努力提高发电设备运行管理水平，加大设备改造挖潜力度，电力系统安全稳定运行水平明显提高，电能质量明显改善。

三、2010年电力交易与市场秩序基本情况

根据电价、电量的形成机制，电能交易分为执行政府定价的非竞争性电能交易和采用市场定价的竞争性电能交易。目前，非竞争性电能交易包括基数电量交易、国家和地方政府计划安排的其他电能交易、非竞争性发电企业电能交易等；竞争性电能交易包括大用户直接交易、竞争性的跨省（区）电能交易、发电权交易等。另外，全国大部分省区建立了辅助服务补偿机制。

全国直调电厂上网电量3.38万亿千瓦时，其中，基数交易电量2.74万亿千瓦时；大用户直接交易电量80.4亿千瓦时；跨省（区）交易电量5925亿千瓦时；发电权交易量1493亿千瓦时；调试电量119.5亿千瓦时。

全国共签订购售电合同5998份，备案5998份，备案率100%。全国38家省级及以上电网企业应支付合同费用1.2427万亿元，实际支付1.2427万亿元，全国合同支付率100%。全国承兑汇票占合同费用的比例为5.11%，其中，国家电网系统是4.41%，南方电网系统是6.06%，内蒙古电力（集团）公司是19.21%。

全国省级以上调度新建直调发电机组6738万千瓦，全年形成新建机组调试期电量差额资金约9.7亿元。全国发电企业并网运行管理考核资金9.2亿元，辅助服务补偿交易费用12.8亿元。

第二部分 监管评价

一、非竞争性电能交易

（一）年度基数合同电量

年度基数电量是目前占发电企业上网电量结构中比例最大、价格最高的电量种类，执行政府批复电价。目前，年度基数电量完成情况是电力交易公平性的重要内容。

1、年度基数合同电量的形成方式

大部分地区年度基数合同电量依据政府下达的年度预期目标制定，部分地区以网厂协商为主。按照电力体制改革方向，年度合同电量应逐渐转变为市场主体协商等市场方式确定。

方式一：网厂协商

由电网企业和发电企业根据年初预测用电量、用电负荷、电网电源建设等情况协商确定年度电量合同。实际执行时，电网企业、发电企业根据实际电力供需及电网运行情况进行调整。具体方式有两种：一是电网企业和发电企业完全自主协商，包括：云南、贵州、海南、内蒙古东部。二是电网企业和发电企业依据政府部门制定的意见进行协商，包括：京津唐、甘肃、宁夏、新疆。

方式二：依据政府下达的预期调控目标确定

电网企业和发电企业依据政府部门下达的预期调控目标确定合同电量，包括：辽宁、吉林、黑龙江、山西、河北南网、内蒙古西部电网、陕西、青海、山东、河南、湖北、湖南、江西、重庆、上海、江苏、浙江、安徽、福建、广东、广西，合同电量为20465亿千瓦时。其中，广东省的预期调控目标确定过程考虑了节能调度实施细则的有关规定。

方式三：依据节能发电调度的要求安排

四川省根据节能发电调度实施细则，由电力调度机构按照机组发电序位安排发电，常规燃煤机组按照煤耗水平排序，合同电量为1011亿千瓦时。

2、年度基数合同电量执行的总体情况

全国省级以上直调发电厂年度基数电量合同为2.7万亿千瓦时，实际完成2.74万亿千瓦时，平均电价389.4元/千千瓦时，同比上升4.4元/千千瓦时。由于地方优惠电减少，跨省（区）外送电逐步规范，低价电比重下降，基数电量占总上网电量比例为81.07％，同比增加1.77个百分点。各区域具体情况见下表。

表2-1-1直调发电企业实际基数上网电量及平均基数电价（分区域）表

（其中广东最高，为515.13元/千千瓦时；青海最低，为230.77元/千千瓦时。）

3、年度基数合同电量执行的公平性

网省电力调度交易机构对年度基数电量合同按照“三公”原则进行分解和执行。从统计结果看，除四川省外，全国1467家常规燃煤发电厂（四川因执行节能发电调度，无年度基数合同电量，未统计在内）中，有213家电厂年度基数电量计划完成率超过年度计划的±3％。各省区年度合同电量执行情况见图2-1-1和图2-1-2。

图2-1-1各网省直调常规燃煤电厂完成率超过年度计划平均完成率±3％家数

图2-1-2直调常规燃煤电厂年度基数合同电量完成率均方差指标

4、年度基数电量执行上网侧峰谷分时电价的情况

按照国家规定，河南、湖南、四川、江苏、安徽省五省份对部分电厂基数电量执行上网侧峰谷分时电价；浙江、福建省内有个别电厂执行峰谷分时电价。实行上网侧峰谷分时电价是为了引入价格激励机制，满足系统调峰需求。电力调度交易机构应公平对待发电企业，合理安排各电厂峰谷比例大体相当，并保持上网电价总体水平稳定。

从峰谷分时电量比例均方差指标看，安徽、江苏较好，见图2-1-3。

图2-1-3五省的直调电厂峰谷电量比例均方差指标

执行峰谷分时电价之后，峰谷加权实际平均电价较批复电价有不同程度下降，2010年大部分地区下降1-7元/千千瓦时。

表2-1-2峰谷分时电价执行情况

5、燃煤机组利用率情况

全国100万千瓦、60万千瓦、30万千瓦、10万千瓦等级直调燃煤机组发电利用小时数分别为4848、5135、5260、4814小时，30万千瓦级机组利用小时数量相对较高。各调度管辖范围60万千瓦级、30万千瓦级燃煤机组利用小时数见下图。

图2-1-4 60万千瓦级/30万千瓦级燃煤机组利用小时数对比图

直调燃煤机组发电负荷率水平较低，只有1/5的机组高于80％，1/3的机组处在70％以下，个别省份(海南、内蒙古、云南、天津)发电负荷率只有50％左右。全国100万千瓦、60万千瓦、30万千瓦直调燃煤机组的平均负荷率分别是71.66％、72.84％、72.83％。高效燃煤发电机组低负荷运行不能发挥节能环保优势，60万千瓦机组低负荷运行时煤耗水平相当于30万千瓦机组，个别情况下甚至超过30万千瓦的机组。

（二）国家和地方政府计划安排的其他电能交易情况

除了年度基数电量外，政府以计划方式安排的电能交易主要是部分跨省（区）电能交易和抽水蓄能电站抽水用电等。

国家和地方政府计划安排的跨区电能交易主要包括三峡送华中、华东、南方，阳城送华东，锦界、府谷送华北，蒙西送华北，川电东送等；国家和地方政府计划安排的跨省交易主要包括华东区域的“皖电东送”、东北区域的黑龙江送辽宁、南方区域的“西电东送”等，电量总计4487亿千瓦时，占全部跨省（区）交易电量的75.7％。

政府规定采用租赁经营模式的抽水蓄能电站，要由有关电网企业、发电企业和用户按比例承担租赁费，发电企业承担租赁费的方式是自愿认购低谷抽水招标电量。承担租赁费的电网企业和发电企业应与抽蓄电站建立相应合同关系，但是目前有关合同仅有电网企业和抽蓄电站签订。

（三）地方政府优惠电价情况

2010年黑龙江、河南、四川、陕西、青海、宁夏、甘肃、山东、山西、广西等省市自行实施优惠电价。2010年5月，国家发改委、电监会和国家能源局联合下发《关于清理对高耗能企业优惠电价等问题的通知》（发改价格[2010]978号），要求清理各种形式的优惠电量交易，并开展了电力价格大检查工作。大部分省市取消了优惠电价，湖北保留了“协议供电”优惠电量，并且扩大了用电企业范围，河南省对拥有自备电厂的用电企业开展变相优惠电。

（四）非竞争性发电企业电能交易情况

非竞争性发电企业包括热电厂、自备电厂、可再生能源电厂和电网企业拥有电厂。大部分非竞争性发电企业能按照国家相关政策开展电能交易。

二、竞争性电能交易

（一）电力用户与发电企业直接交易情况

大用户直接交易电量80.4亿千瓦时，占全社会用电量0.2％左右。其中，吉林、广东、安徽、辽宁、福建分别为5.3亿千瓦时、1.8亿千瓦时、36.7亿千瓦时、14.3亿千瓦时、22.3亿千瓦时。内蒙古电力多边交易电量100.2亿千瓦时。

（二）跨省（区）电能交易（含跨境）情况

跨省（区）交易电量同比增加，跨省（区）电能交易行为进一步规范，对冲、接力等变相降低发电企业上网电价的行为大幅减少，发电企业跨省（区）交易电价有所提高。

表2-2-1 跨省（区）交易（不包括跨境）中计划与市场交易的情况

计划安排仍是跨省（区）电能交易的主要形式。自2003年以来，国家先后出台了《跨区跨省电力优化调度暂行规则》（电监输电〔2003〕20号）、《关于促进跨省（区）电能交易的指导意见》（发改能源〔2005〕292号）、《跨省（区）电能交易监管办法（试行）》（电监市场〔2009〕51号）等政策文件，支持、鼓励和培育各地区开展以市场为导向、以公开、透明和市场主体自愿为原则的跨省（区）电能交易。从近三年数据看，跨省（区）交易的市场化程度有所提高，但计划安排仍是主要交易方式。

（三）发电权交易情况

自电监会印发《发电权交易监管暂行办法》以来，电力监管派出机构会同地方政府有关部门制定了发电权交易具体实施办法或细则，推进区域和省级发电权交易。总的来看，发电权交易制度日趋完善，政府指定交易电量逐步减少，市场交易电量逐步增加，基本上做到公开透明交易，发电权交易对推动节能减排、促进小机组平稳关停、增强发电企业市场意识、维护社会和谐稳定发挥了积极作用。

图2-2-2 2010年各省市各发电权交易机制占比情况

三、辅助服务补偿情况

辅助服务补偿交易遵循“区域统一规则、按调度管辖范围补偿、分省平衡、随上网电费一同结算”的基本原则，实现了辅助服务的公平调用，调动了发电企业提供辅助服务的积极性。辅助服务补偿资金，来源于发电企业、使用于发电企业。电力调度机构负责辅助服务的调用和数据统计，电网企业负责协助结算。

实施辅助服务补偿机制以来，发电企业积极配合辅助服务调用；电力调度机构合理安排辅助服务，有关数据定期向电力监管机构报送和向发电企业披露；电网企业和发电企业按照电力监管机构的批复完成补偿费用结算。

四、厂网交易秩序

（一）市场准入情况。电力监管机构遵循“依法、公正、透明”的原则行使电力市场准入管理职能，依据电力市场相关规则和办法对市场主体资格进行审核。

（二）合同签订、备案情况。电力企业应在平等、协商的基础上签订电能交易合同，并向所在地电力监管机构备案。绝大部分电能交易都签订了合同，包括网厂年度基数电量合同、网网跨省（区）合同、厂网跨省（区）合同、发电权交易合同、直接交易合同等五种类型的购售电合同。

（三）交易信息公开情况。按照电力调度交易信息报送与披露制度，各级电力调度交易机构能够做到定期向监管机构报送信息和向发电企业披露信息，信息发布会、厂网联席会议、网站、简报等成为信息披露的主要途径，披露内容逐渐丰富、披露范围逐步扩大。

（四）电费支付情况。网厂双方基本能够按照电费支付的有关规定，遵循依法、诚信、公平、公正的原则确定合同中的支付条款，并进行合同电费支付。

（五）新建机组并网及转商业运营情况。在新建发电机组首次并网及转商业运营过程中，大部分电力企业能够认真执行新机并网及转商业运营有关规定，及时签订并网调度协议和购售电合同并向电力监管机构备案，认真办理机组并网安全性评价和发电业务许可证，做好新建机组转商业运营相关工作。全国新建发电机组调试运行和转商业运营秩序总体良好。

（六）并网运行管理考核情况。截至2010年底，除国家电网公司及内蒙古、西藏以外，全国其他33个省级以上电网企业都建立了区域统一的并网运行管理考核技术支持系统，其中30个省区开展了并网运行管理考核试运行，27个已进行了资金结算。目前，个别省区同时执行地方政府或电网企业的考核文件。

第三部分 存在的问题

一、部分地区基数电量安排不够合理

（一）部分省年度合同电量确定不够公平

部分省年度合同电量确定未能体现同类型、同等级容量机组利用小时数相当的原则，当计划与实际供需出现偏差时，未对发电企业年度合同电量进行同比例调整，调整结果不够公平。部分省份在年度合同执行过程中，未严格执行合同分月计划。

（二）部分省年度合同电量确定向大型高效机组倾斜不够

部分省（区）大小机组年度合同利用小时数没有拉开档次，上海、吉林等省（市）甚至出现与机组容量倒挂，小机组年度发电利用小时数高于同网的高效大型机组。

（三）个别省份将年度基数电量转为低价电结算

1、“皖电东送”机组按规定应参照受端省（市）同类公用机组平均利用小时数确定年度发电量方案。华东电网公司安排的“皖电东送”机组年度发电利用小时数未随受端省（市）预控指标调整而相应调整。2010年“皖电东送”受端省（市）同类型公用机组基数电量平均利用小时数为5639小时，“皖电东送”机组基数电量平均利用小时数为5271小时，以临时交易方式低价上网295小时，合计利用小时5566小时。

2、宁夏火电企业欠发的基数电量由其它火电按照超发电量补发，并按照超发电价结算，变相降低了平均购电电价。2010年度未完成基数合同电量7.27亿千瓦时，少付购电成本5200万元。

（四）个别省份发电机组开机方式不合理，平均负荷率低，系统经济性差

西北网调、陕西省调部分时段安排网内发电机组开机方式偏大（西北网调、陕西省调分别调管省内45％、55％的发电容量）、机组运行负荷率偏低，火电机组煤耗上升，系统运行经济性差。2010年陕西电网最大发电负荷1271万千瓦，而全网旋转备用容量总体处于200-280万千瓦之间，6-9月期间，30万千瓦以上火电机组负荷率长期处于50-60%水平，低于84%的用电侧负荷率。

（五）部分地区发电企业分摊抽水蓄能电站租赁费方式不符合规定

1、按照规定，山西西龙池抽水蓄能机组租赁费由山西省发电企业按照自愿认购的原则负担25%，即年度租赁费6645.875万元，结算电价270元/千千瓦时。2010年，直调58家发电企业3117.77万千瓦容量中，仅有19家861万千瓦容量（占总容量的27.3 %）的发电企业认购了租赁费，其中7家企业（装机容量463.5万千瓦）连续两年负担比例超过65%，发电企业之间负担不公平。

2、上海市有关部门在安排浙江桐柏、安徽琅琊山抽水蓄能电站租赁费时，没有按照规定由发电企业自愿认购，而是进行指定分配。

二、跨省（区）电能交易和发电权交易市场导向不够，输电费、网损标准偏高

（一）电网公司制订的跨区交易计划在执行中弹性不够，电能流向不尽合理

跨省（区）交易要以市场需求为导向，以促进电力资源优化配置为出发点，并坚持公开、透明和市场主体自愿的原则。国家电网公司组织的跨区电能交易，与发电企业协商不够，单方面制订跨区交易计划，要求所属网、省公司执行，部分交易计划偏离实际供需情况，资源配置效率不高。

（二）部分跨省（区）电能交易输电收费环节多、输电费偏高

输电费的收取主体包括国家、区域、省电网企业，部分跨省（区）电能交易送出省（区）、路过省（区）及受入省（区）等均要收取费用。输电费用高，影响了跨省（区）电能交易量和电力资源的优化配置。

此外，部分输电损耗价格计算不准确，结果偏高。如2010年华中送西北年度交易合同（编号：SGDLJYGSDC〔2010〕187号）中约定“通过德宝直流的送（售）电价格（含税）为242元/兆瓦时，输电损耗率为5.31%，输电损耗为15.09元/兆瓦时”，使用的计算公式为：输电损耗价格=（送电价格+输电费）/(1-输电损耗率)x输电损耗率。合理的计算公式应为：输电损耗价格=送电价格/(1-输电损耗率)x输电损耗率，计算结果为13.57元/兆瓦时。

（三）部分交易存在接力、对冲问题，有的电能流动并未实际发生，却收取了输电费用

1、2010年，河南省电力公司在西北送华中电能交易中购入西北电量27.58亿千瓦时，将其中8.58亿千瓦时“转售”给湖南、湖北、重庆等省（市），并按30元/千千瓦时收取输电费，该笔接力交易中合计收取输电费2574万元。

2、安徽省电力公司通过国家计划电量以及国家电网公司指令计划方式，共从华东电网公司购入电量37.15亿千瓦时，其中除复奉直流电量（5月份开始交易）外均为全年时段交易；而安徽省电力公司在同一交易时段内，又通过年度、中期、短期、调度台，组织21.34亿千瓦时电量（扣除了调度台的回购交易电量）外送上海、江苏、浙江，并通过招标方式将外送电量分摊到发电企业，按照30元/千千瓦时的价格收取输电费用。在这笔交易中，安徽省电力公司和华东电网公司按照合同交易量而不是实际物理交易量收取输电费，安徽省电力公司合计收取输电费用6400万元，华东电网公司合计收取输电费用2600万元。

3、黑龙江省以前是统分电量的受入省，但目前已经转变为电量净送出省。按照历史形成的统分电量模式，黑龙江电网要从蒙东和吉林地区受入统分电量，2010年达到50亿千瓦时；而黑龙江作为国家能源外送基地，电能大量送往辽宁，2010年实际净送辽宁物理量25.73亿千瓦时，是净送出省。但为了抵充受入的统分交易电量，黑龙江省电力公司以送辽宁名义多从省内发电企业低价采购电量48.11亿千瓦时，由此降低黑龙江省内发电企业电费收益2.71亿元，电网企业多收输电费1.44亿元。

（四）华北华中交流联网后有关发电设备健康问题需要引起高度重视

华北和华中交流联网后，电网运行控制难度及风险加大。湖北清江梯级电站、湖南五强溪等水电站承担联络线功率波动的调节任务，发电出力变动幅度大，机组频繁穿越振动区，有关设备疲劳程度加剧，健康水平受到较大影响，需要引起高度重视。

（五）南方电网公司提高跨省（区）水电交易门槛

南方电监局为促进水电收购，印发《南方区域跨省（区）水电临时交易方案》，规定售电主体为水电富余省的电网公司及中调直调水电厂、南网直调水电厂。南方电网公司在执行中将售电主体限制为“全厂装机容量20万千瓦及以上，且上网电价不低于本省标杆电价的水电机组”，限制了其它水电企业市场参与权，不利于水电资源优化配置。

（六）部分地区开展发电权交易不规范

1、河南省延长关停电厂享受发电量指标的时间。根据《关于加快关停小火电机组若干意见的通知》（国发〔2007〕2号），纳入各省“十一五”小火电关停规划并按期关停的机组在一定期限内（最多不超过3年）可享受发电量指标，并通过转让给大机组代发获得一定经济补偿，发电量指标及享受期限随关停延后的时间而逐年递减。河南省个别关停电厂享受超过三年的关停补偿电量指标。

2、上海市电力公司在组织燃煤机组替代燃气机组的发电权交易中，违规获利2940万元。其中，增加燃煤机组低价替代电量2.39亿千瓦时（根据燃煤机组替代燃气发机组发电计划，燃气机组应被替代发电上网电量约21.30亿千瓦时，但实际燃煤机组替代上网电量约23.69亿千瓦时），获利约1900余万元；降低燃气机组替代价格28.18元/千千瓦时，获利1040余万元。

3、吉林省电力公司存在对同一电厂内发电权交易收取网损电量的问题，损害发电企业的利益。国电吉林龙华热电股份有限公司内部转让、吉林省宇光能源股份有限公司长春高新热电分公司内部转让、大唐辽源热电厂内部转让均被按照交易量的1.5%收取网损电量。

三、发电机组并网接入审核需要进一步公开

发电机组接入系统方案审核目前由电网企业负责。业主单位按照国家送出工程项目批复要求，选择设计单位设计接入方案后，报电网企业审核。发电企业要求将审核的标准、程序、时限进一步公开。

另外，电网建设与电源建设不够协调，发电企业自建送出工程较多，因网架原因造成部分发电机组出力受限，影响发电企业正常并网运营。按照规定，“国家规划内并执行国家规定的审批程序的电站项目，其电厂送出工程原则上由电网企业投资建设，按照国家建设计划，与电站工程同步建成投产。”但是，为保证工程如期投产发电，部分发电企业自行投资或垫资建设配套送出工程，并自行维护，承担线损和维护费用。近几年，由于部分输电线路过载、输送断面约束、线路检修以及电网基建等网架原因引起的发电能力受限较为严重，2010年全国因网架原因造成的发电出力受限1300多万千瓦，主要集中在广东、云南、福建、京津唐、东北等地。发电企业迫切要求妥善解决送出工程和送出受限问题。

四、部分发电企业利用小时明显高于平均水平，部分非常规机组运营不规范

（一）国家电网公司所属部分电厂发电利用小时明显偏高

1、国网能源开发有限公司神头第二发电厂装机2×50万千瓦，发电利用小时数达到6050小时，超出当地60万千瓦发电机组利用数1020小时。

2、山西鲁晋王曲发电有限责任公司装机2×60万千瓦，2010年共完成合同电量70亿千瓦时，发电利用小时数5833小时，甚至高于同类型机组替代以后的综合年度发电利用小时数，也高于百万千瓦机组的发电利用小时数（天津大唐国际盘山发电有限责任公司60万机组5338小时）。

（二）电网公司存在按企业自身利益安排抽水蓄能电站电量综合计划的问题

抽水蓄能电站做为电网调峰调频电站，其运行方式、发电量应取决于电力系统实际运行需要，年初无法确定其使用频率和发电量。国家电网公司根据抽蓄电站的电价模式，在年初即确定了其所属抽水蓄能电站的年发电量计划，对采用两部制电价模式的抽水蓄能电站安排年发电量明显高于其它类型抽蓄电站，部分抽蓄电站安排电量少，利用率极低。如采用两部制电价模式的天荒坪抽水蓄能电站年度发电量计划为17.5亿千瓦时，而采用国家核定租赁费模式（损耗由电网企业承担）的山西西龙池、河南回龙、河南宝泉、湖北白莲河抽水蓄能电站年度发电量计划分别仅为0.1、1.0、1.0、1.0亿千瓦时。

（三）抽水蓄能电站在运行中未执行考核条款

山东电力集团公司与国网新源泰山抽水蓄能电站签订的购售电合同中规定了机组等效可用系数、等效强迫停运率、非计划停运次数、发电工况启动成功率、抽水工况启动成功率、工况转换成功率、全厂综合效率等考核指标及标准，但实际并未按照合同约定执行，也无相关考核结果及记录，使网属抽蓄旱涝保收。

（四）部分热电联产机组未“以热定电”

1、广东电网公司已经具备对热电厂供热量和发电量进行实时监测的功能，但在安排热电机组发电时，没有充分考虑热电机组热电比，使部分热电比不达标的热电机组发电负荷率和利用小时数超过大容量机组。

2、河南、湖北省热电实时监测系统建成以后，没有投入实际应用。电力调度机构没有按照“以热定电”原则调度，出现多家电厂热电比低于5％的情况。

3、国电双辽发电厂未经有关部门核准，于2008年10月份私自将其1#、4#纯凝机组打孔改造成供热机组。吉林省电力调度机构在没有合法批复的情况下，将该机组列为热电联产机组运行。

（五）自备电厂无证经营情况较为突出

根据各电力企业上报的有关数据，全国94家直调自备电厂中，半数以上未取得发电类业务许可证，属无证经营，其中内蒙、山东未取得电力业务许可证的直调自备电厂比例偏高。

五、部分地区“两个细则”及新建机组转商运工作不规范

（一）技术支持系统建设有待加强

1、内蒙古电力（集团）公司未按规定开展“两个细则”工作，未建设技术支持系统。

2、吉林省、山东省、重庆市、青海省、宁夏、新疆电力公司所建设的技术支持系统功能不能完全满足“两个细则”的要求，未覆盖“两个细则”所规定的考核和补偿项目。

3、山东省仍有9个统调公用电厂（阳城电厂、华宇热电、祥光热电、武所屯厂、北郊热电、德州热电、高唐热电、泰玻热电、张店热电）未建设相应子站。

（二）辅助服务信息披露不够及时，费用结算不规范

1、吉林省电力公司没有按照“两个细则”的规定向发电企业及时披露考核补偿数据，仅通过市场秩序报告按季度向监管机构报送“两个细则”的有关信息，信息公开不及时、不透明。

2、东北电网公司“两个细则”费用结算以万元为单位，采用四舍五入的方法（即补偿费用超过5000元则入为1万元，小于5000元则舍为零）；吉林省电力公司“两个细则”半年结算一次。

（三）电网企业单方出台涉及其他市场主体的考核文件

华北电网公司按本企业制定的办法对区域内各省电网企业（包括内蒙古电力公司）进行联络线计划考核。2010年，华北区域联络线计划考核累计扣罚1595.2万元，其中对内蒙古西部电网考核扣罚1477万元，对山西电网考核扣罚118.20万元，对河北南网、山东电网无扣罚。

（四）部分发电机组运行不稳定

1、2010年，南方区域直调电厂发生非计划停运的情况较严重。以广东为例，该省直调电厂全年共有35家电厂产生非计划停运考核，累计发生非计划停运考核小时数20041.67小时，非计划停运考核金额2927.810万元。其中，华电坪石B厂5号机、珠海B厂4号机非计划停运情况尤为突出，全年累计非计划停运时间分别为4383小时、2035小时。

2、华能九台电厂设备运行不稳定，非计划停运较多，全年非计划考核费用达到820万元；大唐热电二厂执行发电计划曲线偏差较大，考核费用全年达到了422万元；白山热电厂辅机运行不稳定，导致发电计划曲线考核费用较大，全年达到了232万元，在吉林电网内占比例较高。

（五）部分电力企业新机转商运工作不规范

1、新建发电机组168小时后至确认进入商业运营时间止，上海市电力公司对漕泾发电公司#1机组的1.41亿千瓦时、吴泾热电厂#8机组的0.37亿千瓦时上网电量未全额按商运电价结算。上海火电标杆电价456.8元／千千瓦时，目前结算电价365.44元／千千瓦时，差价91.36元／千千瓦时，未结算资金约1639万元。

2、四川省电力公司在新建发电机组未办理发电业务许可证、未完成涉网安全性评价的情况下，对新建发电机组按商业运营电价结算上网电费。

3、内蒙古新建发电机组并网准入不规范。2010年底直调火电机组3012.7万千瓦，其中核准容量2181.7万千瓦,许可容量1590.7万千瓦。全年新建7个电厂11台286万千瓦火电机组中，部分发电机组未办理发电业务许可手续。

六、部分购售电合同条款不公平、要素不完整、支付不到位

（一）部分购售电合同签订晚，合同要素不完整，有些没有月度分解计划

1、华东电网公司部分购售电合同无电量分月计划；对调整后的年合同上网电量未形成补充协议；删除了示范文本中涉及电网公司的违约责任条款。

2、辽宁省电力公司与发电企业签订的送华北电量交易合同中没有约定外送电量的计算方法，也未给出电网一次网损率的具体数值及测算依据。

3、辽宁省电力公司与发电企业在9月和12月分两次签订年度购售电合同，签订时间晚，失去指导和约束意义；与大唐昌图风电场签订的购售电合同中规定电网企业有权根据用电市场需求削减风电企业上网电量，不符合可再生能源发电全额保障性收购政策。

（二）部分电网企业对发电厂用网电量电价偏高，合同条款不够公平

1、上海市电力公司对发电厂用网电除收取电量电费外，还收取容量电费，违反有关规定。经测算，自2009年10月1日以来，上海市电力公司共向发电企业多收费用370万元。

2、湖北省电力公司与周家垸水电站、白莲河抽水蓄能电站、葛店电厂合同中规定“电能计量装置及电能计量系统厂站终端设备由售电人付费购买、安装、调试；检验计量装置的费用由售电人承担，包括购电方提出的检验要求也由售电人承担”。但删掉了以下五款，一是由购电人穿越功率引起的电厂联络变压器损耗由购电人承担；二是上网电量和用网电量原则上分别结算，不应相互抵扣；三是如购电人逾期未支付上网电费的违约条款；四是由于购电人原因造成电厂机组非计划停运的责任条款；五是电厂每台机组每年允许的计划停运小时。

3、上海市电力公司与发电企业签订的部分购售电合同自行增加对售电方的惩罚条款，计量点及产权分界主接线图没有附件；电网公司将调度并网运行及考核指标等属于并网调度协议范围的技术类内容加入购售电合同附件作为经济处罚条件等。

（三）合同电费支付存在问题

合同电费支付在分次支付比例、脱硫电费支付、承兑汇票比例方面仍存在问题，影响了发电企业利益。

1、青海省、新疆、宁夏、甘肃电力公司和贵州电网公司大量使用承兑汇票，分别占各自对电厂支付合同费用的30.87%、35.62%、50.33%、23%和35.1%。

2、南方电网公司与长江电力公司、龙滩水电开发公司签订的购售电合同中，电费结算条款没有严格参照范本和电力监管机构的规定，电费结算滞后。

第四部分 整改要求

对于本报告中披露的典型问题，有关电力企业应在报告发布之日起2个月内认真整改，并报相应电力监管机构备案。整改不力的，将依照电力稽查程序立案稽查。

（一）要公平安排基数电量

1、上海市电力公司、西北电网公司、陕西省电力公司要充分发挥大机组能耗低、排放少的优势，合理安排机组开机和运行方式，提高机组平均负荷率，降低系统运行能耗。

2、宁夏电力公司要严格按照国家批复电价结算年度基数合同电量，向省内相关发电企业退还由于基数电量转为低价电少支付的费用5200万元。

（二）要规范开展跨省（区）电能交易和发电权交易

1、各级电网企业要根据市场需求并按照资源优化配置的原则安排跨省（区）电能交易计划。电网企业制定次年度跨省（区）交易指导性计划时，要在相应电力监管机构指导下，与有关各方讨论后形成，并明确为指导性交易计划。

2、电网公司要优化跨省（区）电能交易组织方式，减少中间环节，合理收取中间费用。同时，要高度重视区域之间交流联网后对有关发电设备的影响，研究解决出现的问题。

3、上海市电力公司要将发电权交易中获得的违规收益2940万元退还相关发电企业。河南省电力公司向省内有关发电企业退还违规收取的输电费2574万元。

(三)完善发电机组并网接入工作

1、电网公司要进一步提高并网接入审核工作的透明度。

2、相关电力企业要根据国家有关规定，协商解决发电企业自行投资或垫资建设的配套送出线路的回购、运行维护和损耗等问题。

（四）要公平对待发电企业

1、电网公司要改进年度综合计划，所属电厂年度发电量与其它同网同类型机组要基本公平；各级电网企业要根据电力系统实际运行情况“按需调用”抽水蓄能电站，不得事先确定抽水蓄能电站的年发电量。

2、电力调度机构要建设热电实时监测系统，掌握热电联产企业供热、发电情况，严格执行国家关于热电联产的有关规定，按照“以热定电”原则制定并实施发电计划。

3、无证经营的自备电厂要尽快办理发电业务许可证，不按规定办理的不得并网发电。

（五）加快“两个细则”技术支持系统建设，规范并网考核和辅助服务补偿工作

1、内蒙古电力（集团）公司要按要求建设“两个细则”技术支持系统，按要求开展“两个细则”考核和补偿工作；有关电网公司应当按规定完善技术支持系统，补全考核和补偿项目，按规定及时向发电企业披露考核与补偿数据，按时结算；有关发电企业应抓紧完成“两个细则”子站建设。

2、华北电网公司应当按照有关规定，商有关电力企业完善联络线计划考核办法，报电力监管机构批复后执行。

3、有关电网企业要进一步加强新建机组转商运管理工作，新建机组满足规定条件前不得进入商运，未进入商运的发电机组不得执行商运电价。

（六）要规范开展合同和协议的签订、备案工作，发电厂用网电价要严格按照国家有关规定执行

1、签订购售电合同和并网调度协议，应为法人或具有法人授权书、电力业务许可证号、电价、电量等合同签订的各类要件，并注明真实签订日期，不能非对等删除和增加合同示范文本中对购售电双方的约束性条款。购售电合同中的合同电量，需分解到月。已经过期的并网调度协议，需重新签订。

2、上海市电力公司应规范发电企业用网电量电价执行工作，向发电企业退还2009年10月以来收取的容量电费370万元。

3、有关电网企业应按厂网间电费结算有关规定与发电企业结算电费，采取切实措施，降低向发电企业支付承兑汇票的比例。