第三节　厂网秩序存在的问题

　　一、合同签订、备案以及合同支付中存在的问题
　　（一）个别网厂间在交易执行过程中存在无合同交易的行为，使厂网双方的交易丧失了基础性的约束。

专栏：个别购售电合同存在问题 （一）由于内蒙古电力（集团）公司内部管理原因，未能在年内完成购售电合同的签订，属追签合同。 （二）2009年山西省有19家省调发电企业中标西龙池电站抽水电量，但该部分电量未签订购售电合同，仅以电量确认单形式确认购售关系。

　　（二）部分合同未按范本要求将电量分解到月，部分调度机构未严格执行分解到月的合同电量计划。
　　部分合同只是规定了年度计划电量的总数，并未按照月度进行细分，造成发电企业无法准确判断月度发电量情况，合理安排生产计划，无法保证足够的燃料库存，煤价波动较大时加大了发电企业的经营压力。部分调度机构未转变观念，在电量计划执行过程中不参照合同月度分解计划执行。由于目前部分省（区）电力电量富余，在月度发电量计划不确定或执行不严格的情况下，发电企业对是否能够按照计划完成年度发电量普遍信心不足，为了使合同完成进度提前，发电企业宁愿降低负荷率也不愿停机。
　　（三）个别电网公司在与发电企业签订《购售电合同》中，存在明显违反“两个范本”基本要求，甚至存在显失公平的合同条款。
　　天津、贵州电力公司支付合同费用过程中硬性约定承兑汇票支付比例，且贵州电力公司实际结算中承兑汇票比例较合同约定平均高2%。
　　（四）合同支付仍存在一定问题。
　　部分电网企业使用承兑汇票支付合同费用比例升高，向发电企业转移财务成本。2009年全国以承兑汇票方式支付合计543.01亿元，占实际支付总数的5.16%，部分电网企业对不同发电企业使用承兑汇票支付的比例不公平。

专栏：部分电网企业合同支付存在问题 （一）部分电网企业将自用户侧收取的承兑汇票大部分用于支付购电费，个别电网企业甚至在未进行任何协商的情况下将收取的全部承兑汇票支付给发电企业。 （二）贵州2009年向发电企业支付承兑汇票106.1亿，占其全部合同费用的31.6%，比例较2008年提高了10%，部分发电企业收回承兑汇票相对2008年上升近50%。同时，对不同发电企业使用承兑汇票支付比例相差较大，现金支付率最高的发电企业达100%，最低仅达到64%。

　　二、交易信息披露与报送工作中存在的问题
　　（一）电网企业实时运行信息未向电力监管机构报送现象较为普遍。
　　（二）在年度电力调度交易与市场秩序报告工作中，个别电网公司以信息安全和保密为由未及时报送信息，或信息报送质量较差，如四川省电力公司和海南电网公司。
　　三、并网运行管理工作中存在的问题
　　已执行各区域电力监管机构出台的并网运行管理实施细则的地区，运行信息披露、考核费用分配较为合理，发电企业相对满意，但部分电力调度机构仍延续厂网不分体制下的一些做法，导致发电机组利用率低下，部分电网发电企业并网运行管理的合理性、科学性有待进一步提高。

专栏：部分电力调度机构并网运行管理不科学 电力调度机构为了维护电网的安全稳定运行，预防事故发生，需要留有一定的备用。网厂分开以后，电力调度机构设于电网企业，在并网运行工作中重视电网的安全运行，但是对于发电机组的经济运行重视程度不够。因而，部分电力调度机构安排的开机方式偏大，个别地方预留的备用甚至是规定数值的十多倍。例如：内蒙古电力公司2009年安排开机方式偏大，火电机组负荷率水平偏低，大部分机组负荷率在50％左右；湖北51％的火电机组负荷率在60％以下，造成火电机组煤耗大幅上升。

　　四、新建机组并网及进入商业运行工作中存在的问题
　　（一）部分新建机组并网接入困难
　　部分新建机组送出工程建设由于工程受阻等原因，滞后于机组建设，已经成为制约新建机组并网发电和投产后经济运营的重要问题。为解决电网建设滞后、投资经费不足等问题，也为了保证工程如期投产发电转入商业运营，部分发电企业同意自行投资或垫资建设配套送出工程，个别发电企业甚至还贴息建设了电网变电站和电网开关站。随着近年生产经营面临的形势严峻，相关发电企业要求妥善解决自建送出工程问题尤为迫切。
　　（二）新建机组转入商业运行问题突出[50]
　　一是部分电网公司未商发电企业分配使用新建机组调试运行期差额资金。
　　2007年7月1日至2009年12月31日，全国新建机组调试电量差额资金累计49.8亿元，截至2009年12月底，部分电网企业没有按照电监会规定的原则商发电企业后制订差额资金[51]分配使用方案的差额资金累计已达36.6亿元人民币。（详见附表3）
　　图3-3-1　各省级以上电网企业累计差额资金总量（不含已分配部分）对比图（略）

　　二是部分电网公司调试差额资金分配不合理。
　　调试期差额资金分配比例要求应根据电力企业提供的系统备用等服务的多少进行分配，电网企业接入工程和配合调试所做工作不应参与分配。2007年7月至2009年12月，部分省份调试运行差额资金累计金额较大。且未经任何协商便全部划归省电力公司使用。
　　三是个别电网公司新建机组进入商业运营手续不规范。
　　《商业运营管理办法》要求新建发电机组进入商业运营前需通过新建机组并网安全性评价并依法取得电力业务许可证（发电类）。这一规定保障了网、厂双方的共同权益，确保了电力系统安全稳定运行，应得到严格执行。但是，个别电网公司在新建机组尚未通过并网安全性评价、未取得电力业务许可证（发电类）的情况下，允许其进入商业运营，扰乱电力市场秩序，给电力系统安全稳定运行带来隐患。

专栏：海南电网公司新建机组转商业运营工作不规范 海南电网公司的新建机组进入商业运营工作不规范，以电话等口头方式通知发电企业进入商业运营。2007年7月1日至2009年12月31日，海南电网公司共同意华能东方电厂1#、2#机、戈枕水电站1#、2#机等5台机组转入商业运营。上述新建机组在转入商业运营之前，均未通过并网安全性评价和依法取得电力业务许可证（发电类）。

　　四是个别电网公司违反国家规定，擅自增加转入商业运营的条件。
　　个别电网公司擅自设置商业运营条件，在环保设施投运、计量安装、同意转商运等多项规定等内容上明显违背《商业运营管理办法》，人为延长调试运行时间。

专栏：湖北擅自增加转入商业运营的条件 2009年湖北省电力公司自行出台的《关于发送新建发电机组进入商业运营的条件和办理程序的函》（鄂电司发展[2009]201号）文件第九条额外增加六项条件：新建机组提出商业运营申请，必须出具省公司相关部门出具的关于上网关口、发电机出口接入TMR系统的证明，相关部门出具关于脱硫在线监测装置投运的证明（针对燃煤火电机组），相关部门出具关于供热在线监测装置投运的证明（针对热电联产机组），延迟新建机组转入商业运营的时间，违反了《商业运营管理办法》的要求。

　　五、电力企业落实许可制度存在的问题
　　部分电力企业对电力业务许可证（发电类）的作用认识不足，对电力业务许可证申领工作重视程度不够。部分发电企业无证从事电力业务，电网企业与无证发电企业进行交易的情况在各省较为常见。电力企业签订合同时普遍未出示电力业务许可证（发电）。年度报送工作中，部分电网企业甚至表示不掌握发电企业许可证情况。

专栏：部分发电企业无证参与电力交易 　　部分地区进行交易的无证发电企业数量较多，江苏省电力公司、湖北省电力公司、四川省电力公司进行交易的未持证发电企业数量分别为29、7、48，占各自直调发电企业数量的比例分别为35.8%、19.4%、29.4%。

专栏：华源电力公司无电力业务许可证从事电力业务 华源电力公司[52]在无电力业务许可证的情况下从事购售电业务，该公司长期从事对俄购电业务，但一直未申请办理电力业务许可证。

专栏：部分自备电厂无电力业务许可证开展电力交易 　　虽然自备电厂主要是“自发自用”，但也应按规定办理电力业务许可证。目前部分直调自备电厂存在无证发电上网的情况（非直调自备电厂情况更为突出），例如河南省共9家直调自备电厂，其中7家无证，占77.7％。

第四部分　监管意见

第一节　2009年涉及问题整改要求

　　一是公平开展基数电量制订及调度交易
　　1、陕西省在安排2010年度及以后的年度电量计划时应立即停止对新旧机组差别对待，按照《关于促进电力调度公开、公平、公正的暂行办法》（电监市场[2003]46号）文件规定，公平合理安排各机组年度计划利用小时数，年度发电计划在执行前应得到省级政府有关部门或有关电力监管机构的批复。
　　2、各电力企业应按照国家有关规定以及“以热定电”等原则确定热电企业年度合同电量，并备案热量结算单。
　　3、内蒙古电力调度交易机构要高度重视公平调度交易工作，加强内部管理，落实责任，科学安排发电计划，平等对待发电企业，杜绝调度和制定年度计划过程中随意性较大现象，均衡完成年度基数电量计划进度。
　　二是电网企业不得下达强制性跨省（区）电能交易计划。
　　1、各电网企业不得通过下达强制性内部指令计划等方式，开展跨地区电能输送。对于近期仍需下达指导性交易计划的，则相关指导性交易计划中应明确可以按照实际供需情况进行适当调整的相关内容。各电网企业应在年初向相应电力监管机构汇报跨省区交易规模及初步安排。电力调度交易机构应通过市场化方式组织，杜绝无物理电量交易的纯财务交易。
　　2、电网企业应努力发挥市场机制在长期交易中的基础性作用，当供需情况发生重大变化时，应根据市场供需情况和市场主体的意愿按照规范程序予以调整和优化，不得向发电企业转嫁调整成本。
　　三是规范开展电能交易与合同签订、备案与合同支付工作
　　1、年度《购售电合同》中的计划电量，需分解到月。《购售电合同》所列签订日期必须为真实签订日期，必须具有法人授权书，电力业务许可证号等合同签订的各类要件。《并网调度协议》已经过期的地区，需签订新协议。签订的合同和协议，电网公司和发电企业应及时向所在地电力监管机构备案。
　　2、山西省电力公司要按规定与存在上网电量的自备电厂签订《购售电合同》，并严格按照“自发自用”原则组织自备电厂生产。
　　3、电网企业2010年新签购售电合同中不得硬性约定承兑汇票支付比例；电网企业向发电企业支付承兑汇票不得高于从用户收取承兑汇票中电网企业承担部分；对于电费中承兑汇票比例高于本电网平均承兑汇票支付比例的电厂，电网企业要定期向电力监管机构进行逐一说明。
　　四是规范抽水蓄能电站管理工作
　　山西电力公司等电网企业应严格按照国家有关文件要求，规范开展抽水电量招标采购工作。对2009年擅自压低发电企业抽水电量电价、提高抽水电量等获取的不当收益，相关获利企业应在2010年12月31日形成相关问题的整改方案，报电力监管机构后执行。
　　五是严肃新机并网及转商业运营工作，公平分配差额资金
　　1、各电网企业对于2009年9月后形成的差额资金，做好统计，单独立账，并向电力监管机构报备相关情况。
　　2、海南电网公司等企业应进一步规范新机商运工作，严格执行规章文件要求；严禁电网企业擅自降低新建机组调试运行期上网电价和增加新建机组转入商业运营的条件，已经违规出台的规定或实施细则，要立即废止，并退还违规收入。
　　3、对于发电企业自行投资或垫资建设的配套送出工程，电网企业应根据国家有关规定，在2010年12月31日前就存在该情况的省级以上直调电厂完成摸底工作，并尽快研究明确合理评估后回购电厂自建送出工程资产时间安排，暂时不具备回购条件的，减免收取维护费用，对于存在该情况的非直调电厂，2011年12月31日前完成摸底工作。
　　4、对于无商运电价的违规电厂应就调试运行上网电量做好统计。
　　六是严格按照国家有关规定开展节能减排工作
　　1、安徽、陕西等省应立即停止综合利用电厂的发电权交易资格，在发电权交易中应注意出让方发电权（合同）的前置条件。
　　2、华北电网公司等电网企业应在发电权交易工作中，应考虑热电厂等特殊电厂电量合同计划的前置条件，避免出现个别发电企业钻国家政策空子，谋取利益的行为。
　　七是加快系统建设，规范开展并网考核和辅助补偿工作
　　1、山西、内蒙、福建、江西、河南电力企业应采取确实有效措施加快并网运行考核管理实施细则和辅助服务补偿管理实施细则的技术支持系统建设，保证与区域内工作进度的一致，规范对并网运行发电厂的考核和辅助服务调用行为。
　　2、吉林油电电厂在2010年12月31日前向吉林省有关电力企业支付并网考核及辅助服务补偿费用115万元，并形成整改报告报东北电监局。
　　八是电力调度机构应停止使用部分自订的涉及电厂的规章规程，提高调度精细化程度
　　1、电力调度机构应对现行规章规程进行认真梳理，对涉及考核发电企业、指定发电企业义务的规章规程要立即停止执行，如涉及系统稳定运行，则应在90天内向当地监管机构报告并备案，取得同意后方可执行。
　　2、电力调度机构应提高调度精细化程度，在保证合理旋转备用容量的基础上，提高燃煤机组负荷率。

第二节　监管建议

　　一是加强科学规划，优化配置电力资源。
　　2009年全国电力供需总体平衡偏宽松，但是出现一方面发电机组利用小时数持续下降，另一方面部分地区被迫限电的情况。造成这种现象的原因：一是由于下半年部分地区的电力需求与预测出现较大偏差，电力企业临时做出生产调整仍难以满足突增的电力需求；二是部分地区仍存在电源布局和结构不合理、电网存在约束和电煤供应不足等问题，导致时段性电力供应紧张而限电。建议有关部门加强电力科学规划，调整部分地区的电源布局和结构，优化配置电力资源，利用经济手段引导电力投资，保证电力市场安全运营和健康、可持续发展。
　　二是加快推进电价改革。
　　当前我国电价体系是计划和市场并存，计划占主导地位，电力价格不能准确反映电力供需和资源稀缺程度。建议有关部门加快研究推进电价改革的有关办法，建立与市场竞争相适应的电价形成机制，逐步放开发电企业上网电价和电力用户（指各类工、商业用户）的终端销售电价，用市场机制实现电价联动；加快明晰输配电成本，尽快出台分电压等级的输配电价核定办法并进行试点。
　　三是发挥市场机制，逐步减少计划电能交易。
　　在跨省（区）电能交易中，要充分发挥市场配置资源的基础性作用，建议进一步引入市场交易机制，逐步减少国家和地方政府对三峡电力和南方区域西电东送等电能的计划分配比例，引导发电企业、电网公司和受电省市按照平等、自愿、协商的原则开展电能交易。继续完善发电权交易，开展关停小火电机组外的替代发电交易，实现水火之间、不同容量火电机组之间的灵活替代，扩大发电权交易市场范围，进行跨省跨区发电权交易；逐步降低参与电力用户与发电企业直接交易的准入门槛，扩大电力用户与发电企业直接交易规模，具备条件的地区积极开展电力用户与发电企业双边交易。
　　四是加大对各地强制优惠电行为的督查力度，维护市场秩序。
　　建议有关部门加大对优惠电价的督查和执法力度，坚决制止各类违法违规的优惠电价行为。特别是部分地方利用行政干预手段，以电力用户和发电企业直接交易为名，强制电力企业为一些高能耗、高污染、高排放的用户降低电价，不仅严重扰乱了电力市场秩序，侵犯了电力企业利益，而且制约了国家产业结构调整的步伐，要坚决予以取缔。
　　五是尽快完善抽水蓄能电站成本补偿和调用机制。
　　建议有关部门尽快提出抽水蓄能电站合理的经营模式和调用模式，明确发电企业抽水电费的测算办法、抽水电量招标采购流程和抽水蓄能机组运行损耗的分摊办法等，保障抽水蓄能电站的正常经营和合理利用。
　　六是结合国家节能减排政策加强自备电厂管理。
　　按照国家节能减排政策的要求，自备电厂单机容量要高于国家最低装机容量（比如6MW），单机低于标准的自备电厂要在2年内关闭。建议不再核准纯凝汽自备机组，对综合利用机组也要严格审核；对于能耗高的自备电厂不得新建、扩建，并逐步予以关停；按照国家规定向自备电厂征收三峡基金、农网还贷基金、城市公用事业附加、系统备用费等；将自备电厂电量计划纳入统一管理，未批准自备电厂禁止对外供电。对自备电厂加强管理的同时，引导自备企业与公共电厂开展直接交易，促进节能减排、实现企业、电网、发电、社会多方共赢。
　　七是协调解决发电企业送出工程的产权和维护问题。
　　建议有关部门积极协调，敦促有关企业按照国家有关规定，尽快回购国家核准的公用电厂自建送出工程资产并负责相关维护运营。

第五部分　附录及附表

　　附录　跨省（区）交易中对冲、接力图解

　　图1： 各电网公司基于满足真实购电需求的交易流程示意图（略）
　　图2： 各电网公司采用不合理交易满足购电需求的交易流程示意图（略）

　　如图1所示，在一个互联电网中和同一时间段内，电网企业1、2、3和4分别有真实外购电需求Δd1、Δd2、Δd3和Δd4，此时，如果有富余电量D（电价一般较低）能满足他们要求，则合理的交易方式应是电网企业1、2、3、4各取所需，其内部的发电企业尽能力满足用电需求，同时，电网企业按照国家批复的上网电价和本网内发电企业结算。这时，整个交易量为D。
　　但是，个别电网企业进行的跨省（区）交易中出现了接力交易的情况，导致交易量大于实际物理量。如图2所示，电网企业1先是购进所有富余电量D，由于D大于自己真实外购电需求Δd1，自己网内出现了富余发电量D-Δd1。于是电网企业1通过压低电价组织本网内电厂送出电量D-Δd1的方式，以满足电网企业2、3、4的购电需求Δd2＋Δd3＋Δd4。这样，电网企业1不仅获得了最大化的低价电，同时满足了延续后面交易链的需要，但这个交易过程得以延续是以变相降低本网发电企业的上网电价为代价的。后面电网企业2、3采用同样方式最大化自己的利益，直至整个交易链的结束。这时，整个交易量就为D＋Δd2＋2Δd3＋3Δd4，交易量被人为放大。