電監會報告稱市場電僅占兩成，行政違規獲利普遍

8月31日，國家電監會公布《2010年度全國電力交易與市場秩序監管報告》下稱《報告》。《報告》在闡述電力市場建設成績同時，亦直指電網壟斷、電力企業間利益沖突。

　　這是電監會換帥后發布的首個監管報告。

　“電力工業處于快速發展、矛盾交織階段，計劃體制和市場機制同時發揮作用。傳統管理方式難以適應電力發展需要，電力工業正遇到前所未有的困難。”一位電監會中層官員說。

　　電監會在《報告》中建議，國家要加快推進電價改革，盡快建立與市場競爭相適應的電價形成機制；加快明晰輸配電成本，盡快核定分電壓等級輸配電價；逐步放開發電企業上網電價和大用戶終端銷售電價，用市場機制實現電價聯動。

　　大用戶市場電僅占0.2%

　　近年來，電監會力推大用戶與發電企業直接交易、跨省區電能交易、發電權交易，力圖建立競爭性電能交易，擺脫壟斷和計劃的電力體制。

　　但電力市場建設開展并不順利。目前，國內只有吉林、廣東、安徽、遼寧、福建開展了大用戶直接交易。浙江、江蘇、重慶三地直接交易輸配電價雖得到國家發改委批復，但交易始終沒有開展。

　　電監會統計，2010年大用戶直接交易電量80.4億千瓦時，僅占全社會用電量的0.2%左右。“如果大用戶直接交易電量所占比重達到60%-70%，電力市場化改革就成功了一半。”電監會市場監管人士告訴記者。

　　此外，跨省區電能交易仍以國家和地方政府、電網企業計劃安排為主，市場導向不夠。2010年全國跨省區交易電量5925億千瓦時，計劃安排的交易占78.9%。最近三年，該比例維持在80%左右。這意味著，“市場電”僅占兩成左右。

　　電監會建議，國家應逐步減少計劃分配比例，引導發電企業、電網公司和受電省市平等、自愿、協商開展電能交易。《報告》指出，“電網公司制訂的跨區交易計劃在執行中彈性不夠，電能流向不盡合理。”

　　報告稱，國家電網在組織跨區電能交易時，與發電企業協商不夠，單方面制訂跨區交易計劃，使部分交易計劃偏離實際供需情況，資源配置低效。

　　2010年，國家電網在安排華北、西北跨區送電華中的計劃中，對湖北、湖南一、四季度電力短缺的情況考慮不夠，導致江西、河南在受入西北和華北區外來電的同時，又外送湖南、湖北。

　　此外，電監會認為部分跨省區電能交易輸電收費環節多，輸電費、網損偏高。“一些跨區輸電線路利用率不高，電網企業為收回投資成本，提高輸電費收取標準，增加電價負擔。”

　　以甘肅送華中交易為例，在輸電過程中先后有甘肅省電力公司、陜西省電力公司、西北電網公司、國家電網公司、華中電網公司五家電網企業收取輸電費、網損費共124元/千千瓦時。“由于層層加價，使甘肅低電價落地時高于當地標桿電價。”華中電監會官員告訴記者。

　　行政違規獲利

　　目前，國內大部分地區年度合同電量依據政府下達的年度預期目標制定，部分地區以網廠協商為主。行政力量對電量調控影響較大。

　　“由于發電機組電量分配和調用機制不夠科學，部分地區大小機組的電量倒掛，系統運行不夠經濟，有的大機組負荷率長期處于偏低水平，大機組的優勢未能充分發揮。”電監會官員說。

　　電監會統計，2010年全國100萬千瓦、60萬千瓦、30萬千瓦直調燃煤機組的平均負荷率分別是71.66%、72.84%、72.83%。高效燃煤發電機組不能發揮節能環保優勢。

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