华中区域跨省电能交易现状问题及建议

—1—华中区域跨省（区）电能交易现状问题及建议华中电监局何兆成银车来董小寒华中电网东连华东、南接南方、西通西北、北达华北电网，既是全国电力资源的集散地，又是全国互联电网的枢纽。目前，华中电网通过一回交流1000kV特高压与华北联网，通过容量分别为300万千瓦±500kV德宝直流、75万千瓦的±500kV灵宝直流单元II和36万千瓦的±220kV灵宝直流单元I与西北电网联网，通过一回容量为640万千瓦的±800kV复奉直流、一回容量为120万千瓦和两回容量分别为300万千瓦的±500kV直流与华东联网，通过一回容量为300万千瓦的±500kV江城直流与南方电网联网。网内河南、湖北、湖南、江西、四川及重庆六省（市）间均通过3-4回500kV交流线路相联。此外，配合三峡地下电站建设的容量为300万千瓦的±500kV与华东联网的林枫直流也将在2011年夏季投运。作为全国联网的中心，华中区域跨区跨省电能交易历史时间长，交易量大。2000年以前，华中电网跨地区电能交易仅有计划送电方式，2001年出现第一笔跨区长期交易和第一笔跨省交易，到目前已发展到长期、短期、实时交易、丰枯互济、峰谷互换等多种方式并存的跨地区电能交易。—2—2001-2010年，华中区域跨省跨区交易电量累计完成1895.32亿千瓦时（含川电东送）。其中，跨省交易电量累计完成650.79亿千瓦时，跨区交易电量累计完成1244.53亿千瓦时。表1跨区跨省电能交易完成情况（单位：亿千瓦时、%）十年来，在确保电网安全稳定运行和各省市有序供电同时，网、省市电力公司通过采取水火互剂、丰枯互济、峰谷置换、利用各水库流域来水差异性等多种手段大力开展省间的余缺互补，跨地区交易由少向多、由单一种类向多种成分、由统一计划到市场交易方式发展，有效利用了发电和输变电设备潜力，较好发挥了区域电网资源优化配置的作用，满足了华中区域经济社会发展的用电需求。但是，当前由于体制和机制上的原因，华中区域跨省（区）电能交易仍然面临一些困难，也存在不少问题，需要予以研究和规范。特别是自2010年下半年以来，由于用电负荷快速增长、煤炭供应不足及来水偏枯，华中电网电力供需形势紧张，拉限电自2001年2002年2003年2004年2005年2006年2007年2008年2009年2010年跨省交易0.513.6332.6622.5280.2129.0108.0117.298.448.68同比增长-2626.00139.62-31.05256.1360.85-16.288.52-16.04-50.53跨区交易26.5544.4555.6655.17127.1123.0169.076.0180.5387.1同比增长-67.4225.22-0.88130.38-3.2337.40-55.03137.50114.46—3—2010年11月一直持续到现在，电力供应由季节性、局部性短缺转为全年性、全区域短缺。严峻的形势迫切需要进一步加大跨省（区）电能交易优化配置电力资源的力度。一、华中区域跨省（区）电能交易的现状目前，华中区域跨省（区）电能交易有四类：（一）国家指定电量电价的三峡及葛洲坝长期电能交易2010年三峡电站通过国家电网向南方、华东、华中输送电量共834.26亿千瓦时，其中南方136.96亿千瓦时、华东306.51亿千瓦时、华中390.79千瓦时。2010年葛洲坝电站累计上网电量159.31亿千瓦时，其中，送湖北107.23亿千瓦时，送华中区域其它各省市52.08亿千瓦时。（二）电网企业组织的跨省（区）电能交易2010年华中区域由国家电网公司组织的跨区交易电量为387.1亿千瓦时。具体为：特高压交流输电107.23亿千瓦时；灵宝直流输电64.54亿千瓦时；德宝直流输电73.99亿千瓦时；华中送华东108.69亿千瓦时；各类跨区短期交易32.65亿千瓦时。2010年华中电网公司组织的跨省交易电量48.7亿千瓦时。（三）市场形成的跨省（区）电能交易—4—自2009年以来，华中区域建立了水电应急交易长效机制和发电企业直接参与跨省（区）交易机制，为充分利用区域水电、规范交易行为、促进省间交易创造了条件。2009年华中区域六省（市）共消纳富余水电25.6亿千瓦时，2010年消纳富余水电8.5亿千瓦时。汛期四川水电得到了有效利用，整个汛期四川水电外送通道基本上是满功率运行。2010年华中区域交易平台共启动挂牌、撮合交易3次，成交电量30.02亿千瓦时。2011年3月底，区域平台启动撮合交易1次，成交电力50万千瓦、电量3.6亿千瓦时。（四）历史及地理区位原因形成的电能交易西北甘肃电网与四川电网有一条220kV线路联网，甘肃电力公司通过向发电企业组织外送电全年向四川电网送电，2010年合计送电2.86亿千瓦时。重庆有三家地方独立电网。一是重庆三峡水利电力（集团）股份有限公司，自有发电装机容量15万千瓦，其电网分两片运行，一片通过一回220kV和一回110kV联网线路与湖北恩施电网联网运行，一片通过一回110kV联网线路与重庆电网联网运行。二是乌江电力公司，自有发电装机34.13万千瓦，其从贵州、湖北购电，供电市场主要分布在重庆和湖南。三是重庆涪陵聚龙电力公司，自有发电装机22.5万千瓦，主要电源来源于贵州，供—5—电市场在重庆。由于用电需求的增长，目前重庆地方电网面临电力供应缺口的问题。湖北恩施土家族苗族自治州位于鄂西南，与重庆、湖南两省（市）接壤，为湖北省的老少边穷地区，水电是当地发展绿色经济的支柱产业之一。恩施电网虽属湖北省电力公司代管，但为自主独立经营的地方电网，丰水期恩施电网电力有富余，向湖北电网售电，枯水期需从湖北电网购电。湖北省电力公司按照国家批复的趸售电价向恩施电网售电。此外，由于历史及地理区位的原因，恩施州电力公司多年来一直也在向周边重庆、湖南的地区电网售电。由于恩施电网以水电为主，受水情等因素影响较大。为保障售其周边省外市场的持续稳定性，恩施电网需要通过湖北省电力公司组织电能资源作为补充。近几年，湖北省电力公司按照跨省（区）外售电的性质，组织发电企业参与售恩施电网交易。2009年、2010年湖北省电力公司分别采购送恩施电量（不含趸售电量）4.36亿千瓦时和3.70亿千瓦时，价格分别为349.55元/千千瓦时、350元/千千瓦时，均低于湖北火电平均购电价。二、华中区域跨省（区）交易存在的主要问题（一）华中区域供电形势由季节性、局部性缺电转变为全年、全区域性缺电去冬今春以来华中区域电力需求旺盛，用电始终保持快速增—6—长势头。2011年一季度，华中区域全社会用电量同比增长12.8%，超过“十一五”平均增长水平，且呈现逐月扩大增长态势。其中河南、湖北、湖南、江西、四川、重庆分别增长5.8%、12.7%、12.8%、24.0%、14.4%、16.5%，江西省增幅最大。自2010年11月开始，由于缺煤少水、用电快速增长，华中区域电力供需形势持续紧张，拉限电范围及持续时间都超过历年。特别是，近几年来华中区域电力供应紧张一般都出现在冬季1、12月份和夏季7、8月份，而今年一直持续到现在。2011年1-4月华中全网拉闸限电及让峰电量累计为25.14亿千瓦时，六省（市）均出现过拉限电情况。由于煤炭价格快速上涨，而电价没有作相应调整，华中区域火电企业大面积亏损，发电企业购煤、储煤积极性也不高，缺煤停机容量不断增加，且缺煤停机已常态化。至5月8日，全网缺煤停机容量491万千瓦，日限电电量突破1亿千瓦时。根据电力电量平衡预测分析，预计2011年迎峰度夏期间华中区域电力供需整体形势紧张，最大电力缺口822万千瓦，6-9月电量缺口总共达到47.5亿千瓦时。各省市都存在电力缺口，四川电网在执行水电外送交易计划（660万千瓦）情况下，预计有77.6万千瓦的电力缺口。（二）三峡分电计划不符合能源资源的优化配置—7—2010年三峡电站累计发电834.26亿千瓦时，其中华中只消纳390.79千瓦时，外送却达443.47亿千瓦时。在今年的“两会”期间，不少人大代表、政协委员已经对三峡电量分配提出质疑和意见。当前三峡电力电量在华中、华东以及广东电网的分配采用原国家计委2001年发布的[2668]号文确定的方案进行，该分配方案以2000年电力市场需求为基础。当时电力市场低迷，对未来预测结果普遍偏低，认为华中区域消纳三峡电力存在着一定的困难。根据2000年所作的预测，湖北、河南、湖南、江西四省2010年全社会用电需求为2953亿千瓦时，统调最大负荷为4515万千瓦。而2010年这四省实际全社会用电量5556亿千瓦时，统调最大负荷8650万千瓦。如果加上后来参与分电的重庆市，则五省（市）实际全社会用电量6181亿千瓦时，统调最大负荷9661万千瓦。随着用电需求的不断增长，华中区域消纳三峡电力的能力得到增强，对三峡电力的需求也进一步加大。但三峡电力分配方案一直没有改变，这种状况并不符合能源资源的优化配置。华中区域水电资源丰富，统调水电装机容量超过4400万千瓦（不含三峡），占统调装机容量的32%。其中，湖南、四川统调水电装机容量分别占统调总装机容量的38%、65%。由于径流式水电站多，水库库容大、调节性能好的水电站少，冬季枯水期—8—水电受阻容量近1000万千瓦，枯水期来水量少也使水电可发电量大幅度下降。近几年，缺煤少水使华中呈现冬季电力供应短缺比夏季更为严重的特点，并使华中区域多次成为全国用电最紧张的地区。华中区域一方面依赖外部煤炭输入满足发电用煤需求，另一方面输出优质的水电资源，既增加了能源资源流动损耗，也加大了华中区域能源缺口。（三）随着跨区输电通道能力的增强，华中区域跨区交易迅速扩大，而省间交易大幅度萎缩自2009年以来，华中跨区交易迅速扩大，而省间交易大幅度萎缩。2010年，华中累计实现跨区跨省交易电量435.78亿千瓦时，同比增加157.01亿千瓦时，增长56.3%。其中，跨区交易电量387.1亿千瓦时，占交易电量的88.8%，同比增加177.5亿千瓦时，增长114.46%；跨省交易电量48.7亿千瓦时，占交易电量的11.2%，同比减少50.6亿千瓦时，下降51%。2011年这种现象继续得以加强，2011年，华中电网跨区跨省交易计划电量382亿千瓦时，全部为跨区交易，跨省交易没有年度长期计划。近几年，跨区输电通道能力的增强，使四川丰富的水电资源得以充分利用，也使区外的火电缓解了华中冬季用电紧张局面。但是，跨区交易的扩大也一定程度上影响了省间交易，部分原本—9—在省间配置的资源，通过跨区通道直接配置到区域外。如由于四川省外送通道的加强，2010年部分水电直接配置到西北、华东电网，华中省间水电应急交易电量相应减少17.1亿千瓦时。又如2010年西北电网通过灵宝直流全年一条线（111万千瓦）送电华中，即使在丰水期也无变化，同时四川的水电又通过德宝直流送西北。而在2009年以前，这样的交易是由四川水电送河南，实现区域内水火互济。在资源未满足华中区域各省（市）电力需求的情况下，一部分电力优先配置到区外。根据电力电量平衡预测，2011年6-9月，四川电网在执行水电外送交易计划（660万千瓦）情况下，自身有77.6万千瓦的电力缺口，且区域内其它各省均存在电力缺口。与此同时，华中区域省间交易格局也在发生改变。在2009年以前，由于水电资源主要集中在四川、鄂西、湘西，煤炭资源主要集中在河南，“水火互补、丰枯互剂”是华中区域电力资源平衡的特点。但随着经济社会的快速发展，河南省由煤炭净输出省变为净输入省，在自身电力供应尚难保证的情况下，难以组织电力跨省外送，省间水火互济和丰枯调剂难度加大。（四）无论在电力富余还是短缺时期均存在省间交易壁垒在电力平衡富余时期，各省希望尽量减少外购电，让本省的—10—机组尽可能多发电。而在电力供应紧张时期，在自身电力供应尚难保证的情况下，地方政府部门人为设置省间壁垒，阻挠交易的自由开展。2010年，因本身电力供应紧张，河南省政府要求停止外送电，导致河南送湖北、湖南电能交易合同完成率只有66.89%。2011年3月，在湖北、湖南、江