电监会报告称市场电仅占两成，行政违规获利普遍

8月31日，国家电监会公布《2010年度全国电力交易与市场秩序监管报告》下称《报告》。《报告》在阐述电力市场建设成绩同时，亦直指电网垄断、电力企业间利益冲突。

　　这是电监会换帅后发布的首个监管报告。

　“电力工业处于快速发展、矛盾交织阶段，计划体制和市场机制同时发挥作用。传统管理方式难以适应电力发展需要，电力工业正遇到前所未有的困难。”一位电监会中层官员说。

　　电监会在《报告》中建议，国家要加快推进电价改革，尽快建立与市场竞争相适应的电价形成机制；加快明晰输配电成本，尽快核定分电压等级输配电价；逐步放开发电企业上网电价和大用户终端销售电价，用市场机制实现电价联动。

　　大用户市场电仅占0.2%

　　近年来，电监会力推大用户与发电企业直接交易、跨省区电能交易、发电权交易，力图建立竞争性电能交易，摆脱垄断和计划的电力体制。

　　但电力市场建设开展并不顺利。目前，国内只有吉林、广东、安徽、辽宁、福建开展了大用户直接交易。浙江、江苏、重庆三地直接交易输配电价虽得到国家发改委批复，但交易始终没有开展。

　　电监会统计，2010年大用户直接交易电量80.4亿千瓦时，仅占全社会用电量的0.2%左右。“如果大用户直接交易电量所占比重达到60%-70%，电力市场化改革就成功了一半。”电监会市场监管人士告诉记者。

　　此外，跨省区电能交易仍以国家和地方政府、电网企业计划安排为主，市场导向不够。2010年全国跨省区交易电量5925亿千瓦时，计划安排的交易占78.9%。最近三年，该比例维持在80%左右。这意味着，“市场电”仅占两成左右。

　　电监会建议，国家应逐步减少计划分配比例，引导发电企业、电网公司和受电省市平等、自愿、协商开展电能交易。《报告》指出，“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。”

　　报告称，国家电网在组织跨区电能交易时，与发电企业协商不够，单方面制订跨区交易计划，使部分交易计划偏离实际供需情况，资源配置低效。

　　2010年，国家电网在安排华北、西北跨区送电华中的计划中，对湖北、湖南一、四季度电力短缺的情况考虑不够，导致江西、河南在受入西北和华北区外来电的同时，又外送湖南、湖北。

　　此外，电监会认为部分跨省区电能交易输电收费环节多，输电费、网损偏高。“一些跨区输电线路利用率不高，电网企业为收回投资成本，提高输电费收取标准，增加电价负担。”

　　以甘肃送华中交易为例，在输电过程中先后有甘肃省电力公司、陕西省电力公司、西北电网公司、国家电网公司、华中电网公司五家电网企业收取输电费、网损费共124元/千千瓦时。“由于层层加价，使甘肃低电价落地时高于当地标杆电价。”华中电监会官员告诉记者。

　　行政违规获利

　　目前，国内大部分地区年度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。行政力量对电量调控影响较大。

　　“由于发电机组电量分配和调用机制不够科学，部分地区大小机组的电量倒挂，系统运行不够经济，有的大机组负荷率长期处于偏低水平，大机组的优势未能充分发挥。”电监会官员说。

　　电监会统计，2010年全国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%。高效燃煤发电机组不能发挥节能环保优势。

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