跨省区电能交易仍存问题 影响清洁能源消纳

电力18讯：    
　　近日，电监会正式发布《2012年上半年全国跨省区电能交易与发电权交易监管报告》（以下简称《报告》）。这份报告的发布，标志着电监会对跨省区电能交易与发电权交易监管的深化和强化。

　　尽管《报告》并不长，但作为电监会首次发布的全国跨省区电能交易与发电权交易专项监管报告，意义非同一般。从内容上看，《报告》的重点和亮点也很突出。

　　跨省区交易电量同比增长7.53%发电权交易节约标准煤263万吨《报告》显示，今年上半年，全国共完成跨省区电能交易电量3152.42亿千瓦时，同比增长7.53%，其中跨区交易电量完成1392.26亿千瓦时，同比增长15.18%，跨省交易电量完成1760.16亿千瓦时，同比增长2.14%。跨境（国）交易合计完成80.06亿千瓦时。

　　跨区电能交易总体上符合一次资源能源流向，基本形成了东北及内蒙古煤电、风电送华北，华中水电送南方、华东，西北煤电送华中、华北，华中水电和西北、华北火电互济的交易格局。

　　从《报告》分析，重点跨区通道交易呈现四方面特点。其一，交易电量增长较快，其中华北送华中增长93.85%，西北送华中增长37.52%。国网与南网间跨网交易实现了制度化，跨网支援交易力度加大。其二，交易计划完成率较好。除华北送华中完成97.95%外，其他都超计划完成送电。其三，平均负载率高低不一。灵宝直流平均负载率为90%，居第一位。晋东南-荆门特高压交流平均负载率为35.1%。其四，跨区通道潮流变化与季节和水情的变化相关性较高。

　　据了解，针对一季度局部地区电力供需紧张，二季度来水偏丰等情况，南方、华北、华中地区充分发挥区域平台峰谷调节、丰枯互济优势，分别建立和完善了灵活的市场交易机制，进行省际间电力余缺调剂。上半年，南方区域完成省际交易电量411.3亿千瓦时，同比减少14.5%。其他区域省际交易电量全部正增长。华北、华中、华东、西北、东北区域分别完成362.07亿千瓦时、159.51亿千瓦时、444.09亿千瓦时、46.30亿千瓦时、336.88亿千瓦时，分别同比增长6.56%、9.77%、4.73%、48.17%、11.64%。

　　今年上半年，全国共有18个省份开展了发电权交易，完成交易电量357亿千瓦时，与去年基本持平，相当于节约标煤263万吨，减排二氧化碳684万吨，减排二氧化硫6.8万吨。其中，上海、浙江、安徽、福建、江西、重庆、辽宁、吉林、陕西等9个省份交易电量为正增长。江苏完成最多，达到119.6亿千瓦时，其次为浙江、福建，分别完成45.35亿千瓦时、27.07亿千瓦时。

　　此外，今年上半年，全国共消纳水电2860亿千瓦时，同比增长12.7%，风电504亿千瓦时，同比增长26.8%。其中，通过跨省区交易消纳三峡水电344.29亿千瓦时，南方“西电东送”消纳水电177.5亿千瓦时。

　　跨省区交易和发电权交易存多方面问题影响资源优化配置和清洁能源消纳尽管跨省区电能交易形势趋好，发电权交易也保持稳定，但据《报告》分析，跨省区电能交易和发电权交易依然存在多方面问题，影响资源优化配置和清洁能源消纳。

　　《报告》透露，国家电网公司制定年度跨省区电能交易计划时，未充分考虑资源配置的必要性、合理性及供需双方的实际需求，在优先安排跨区交易计划的基础上再制定跨省交易计划，进而影响到各省年度电力平衡计划。承担“点对网”跨省区送电机组的计划电量分配由电网企业主导，部分机组利用小时明显高于受电地区，影响市场公平。

　　跨省区交易上网电价被政策锁定，发电主体和购电主体失去了根据供需形势自由商定价格的权利，降低了市场活力。同时，也造成发电企业外送电量的分配缺乏了竞争原则，增加了电网企业组织分配外送电量的自由裁量权，存在个别电网企业指定电厂外送或主导外送电量分配的情况。

　　部分地区因外送通道建设滞后，配套风火替代交易、调峰补偿机制尚不健全，水电、风电等清洁能源消纳困难。比如，内蒙古通辽市科左后旗景观风电场装机容量10.05万千瓦，由于蒙东电网500千伏阿拉坦、科尔沁主变潮流受限以及电网调峰困难，景观风电场部分时段发电受限，上半年利用小时数仅为718.83小时，限电损失电量合计8269.4万千瓦时，占应发电量的53.37%。