跨省区交易电量同比增长7.53%
《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。”一位电监会人士接受《中国能源报》记者采访时明确表示。
电监会称，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。
计划问题凸显
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问题，影响资源优化配置和清洁能源消纳。
《报告》显示，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。
“这是最为突出的问题。”华东地区一位电力部门人士对本报记者表示，“国家电网公司制定的年度跨区电能交易计划，虽然标注为指导性计划，但往往被有关省区电网公司纳入公司内部经营指标或视同约束性合同来执行。”
以华中为例，据了解，5 月份，为消纳富余水电资源，华中区域内多个省（市）火电开机方式已接近或达到最小值，6月上中旬四川、重庆的部分水电站已出现弃水，但按照年度计划安排，华中依然要接纳华北电量3.5 亿千瓦时，与市场实际需求不符。
除了上述问题外，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，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，通辽市科左后旗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%。”电监会人士称。
价格政策亟待完善
针对目前跨省区电能交易和发电权交易存在的问题，电监会在《报告》中提出了多条明确监管意见，要求提高跨省区电能交易计划科学性，继续加大发电权交易力度，并建议抓紧制定各省市区输配电价格政策。
《报告》提出，电网公司要进一步提高跨省区电能交易计划制定的合理性、公平性和科学性，要根据电力供需实际，建立市场化的调整机制，配合电力监管机构制定和完善跨省区电能交易规则，认真落实电能交易信息公开及交易会商制度。
东北、华北、西北等地区应进一步保障风电等清洁能源的收购，积极探索并运用风火互补交易、辅助服务经济补偿等市场化手段，加强风电节能调度监管，最大限度减少弃风。有关电网企业应加强输电通道建设，尤其是内蒙、四川等地区的外送工程建设，确保风电、水电等清洁能源的消纳利用。湖南、宁夏、黑龙江、山西等地区应进一步推进发电权交易，加大合同电量差别化力度，鼓励发电企业内部实施合同电量优化，规范交易中的不合理收费，切实扭转大小机组发电利用小时数倒挂现象。
电监会在《报告》中建议，国务院价格主管部门会同电力监管机构，在成本监管的基础上，抓紧制定各省市区输配电价格政策，完善跨省区输电价格形成机制，逐步放开送受双方交易价格自主定价权，为形成多买多卖的电力市场格局创造条件。
