会办公厅：
        按照《关于开展电力交易与市场秩序约谈约访工作的通知》（办市场〔2011〕99号）要求，我办高度重视，制定了约谈约访计划，目前已完成约谈约访工作。现将有关情况报告如下：
        一、电力系统发展基本情况
        （一）电网建设情况
        目前，除云南保山电力股份有限公司在体制上仍属地方独立电网外，其他原地方独立电网公司已全部划转云南电网公司。其中云南电网公司保山供电局负责保山市220千伏电压等级线路和变电设备运行管理，云南保山电力股份有限公司负责保山市110千伏及以下电网运行管理。
        2011年1-11月，云南电网无新投运500千伏变电站，新投运500千伏变压器1台，变电容量750兆伏安；500千伏线路2条，长度265.23千米；新投运220千伏变电站8座，变压器18台，变电容量2630兆伏安；220千伏线路33条，长度1410千米。
        截至2011年11月末，云南电网有500千伏变电站17座，500千伏开关站1座，500千伏变压器31台，变电容量24000兆伏安，500千伏线路66条（含南网总调调度管辖的500千伏罗平变、七甸变、红河变、砚山变、500千伏和平变及500千伏罗马线、罗百双线、七罗双线、红河七甸双线、红砚双线、滇罗双线、雨罗双回、小和线、和楚双回线、小楚双回线），总长8766.213千米；220千伏变电站115座（不含用户变），220千伏变压器177台（不含用户变压器），变电容量23500兆伏安；220千伏线路319条，总长度13323.6千米；装设高压电抗器47台，总容量6900兆乏。
        截至2011年11月末，云南保山电力股份有限公司范围内110千伏变电站15座，容量923.5兆伏安；在建110千伏变电站3座，容量120兆伏安；投运110千伏输电线路789千米；35千伏变电站48座，容量278.9兆伏安；35千伏输电线路1270千米；10千伏配电线路11665千米，低压配电线路13535千米，配电变压器7139台。
        （二）电源建设基本情况（包括但不限于机组数量、装机容量、发电量、供热量、热点比、利用小时、平均负荷率等相关数据）
        2011年1-11月，云南统调电网新建成投运电源装机115台，容量305.81万千瓦，其中水电55台，容量296.81万千瓦；风电60台，容量9万千瓦。
截至2011年12月末，预计全省发电装机容量4182万千瓦，其中水电2954.8万千瓦，火电1164万千瓦，新能源65.05万千瓦。统调电网发电装机容量3183万千瓦，其中水电2069万千瓦，火电1060万千瓦。
        2011年，预计全省完成发电量1548亿千瓦时，同比增长13.4%。其中水电完成997亿千瓦时，同比增长22.6%；火电完成539亿千瓦时，同比增长-1.3%；新能源完成11.6亿千瓦时，同比增长149.6%。
        （三）新建项目并网接入情况（含申请情况、同意接入获核准情况）
        今年1-3季度，云南电网公司共收到并网申请72项，合计装机379.645万千瓦，其中：中小水电19项，共计装机122.77万千瓦；新能源53项，共计装机256.875万千瓦。其中，已批复并网申请55项，合计装机容量261.295万千瓦。其中，中小水电9项，装机容量38.77万千瓦；新能源46项，装机容量222.525万千瓦。另外10项中小水电和7项风电并网申请尚未批复。
        （四）接入工程回购情况、产权情况（含发电主体垫资情况、运行收费情况、回购处理情况）
        无接入工程回购情况。
        （五）电网公平开放电网情况
        2011年，云南电网公司能够按照《电力监管条例》等有关法律法规，公平开放电网，没有发生影响正常电力交易的情况。
        （六）电网输电阻塞情况
        云南省发电装机容量已突破4000万千瓦，水火比例超过7：3，而电网最大负荷仅2100万千瓦（含云电外送），且水电大部分为径流式电站，主要集中在滇西地区。汛期局部地区电力送出受阻无法避免。近年来，在省委省政府正确领导下，电网企业加大了500千伏骨干网络和西电东送通道投资建设力度，汛期滇西水电送出受阻问题逐渐有所缓解。2011年受干旱影响，各流域来水较正常偏枯2-7成，全省仅局部地区出现送出受阻。
        二、电力交易合同有关情况
        （一）网厂间区域内合同（含基数电量和优惠电）签订、备案情况
        云南厂网购售电合同按年度签订，2011年，云南电网公司与有结算关系的108家发电企业全部签订了购售电合同，已全部报我办备案。
        （二）大用户直购电合同签订、备案情况
        无。
        （三）网网间跨省区电力交易合同签订、备案情况
        2011年，广东电网公司、云南电网公司和中国南方电网有限责任公司超高压输电公司签订了购售和输送电能合同，已报我办备案。
        （四）发电权交易合同签订、备案情况
        无。
        （五）并网调度协议签订、备案情况
        2011年，云南电网公司与有调度关系的发电企业共签订115份并网调度协议（含新投产电厂），已全部向我办备案。
        （六）其他种类电量合同（含跨境购电、趸售电能）签订、备案情况
        目前，云南省与缅甸瑞丽江一级电站和太平江一级电站存在跨境购电业务。这两个电站投资和管理主体均为中资企业，经济上按进出口贸易管理，在购售电合同、并网调度协议签订及运行管理上与云南省内发电企业一样，两电站与云南电网公司签订的购售电合同和并网调度协议已报我办备案。
        （七）合同完成率情况
        2011年1-11月，云南电网公司与发电企业签订的合同上网电量为1039.52亿千瓦时，实际完成1063.1亿千瓦时，完成率102.27%。其中，水电签订669.38亿千瓦时，实际完成652.14亿千瓦时，完成率97.43%；火电签订361.69亿千瓦时，实际完成403.27亿千瓦时，完成率111.49%；风电签订8.2亿千瓦时，实际完成7.45亿千瓦时，完成率90.78%；太阳能签订0.244亿千瓦时，实际完成0.242亿千瓦时，完成率99.13%。
        三、运营情况
        （一）常规燃煤机组年度基数电量累计完成比率、公平性情况
        云南省发电企业发电量指标由厂网双方协商确定，并签订购售电合同后执行。2011年1-11月火电厂合同电量签订358.65亿千瓦时，实际完成400.27亿千瓦时，完成率111.6%。主要原因是2011年水电来水偏枯，火电机组超计划电量较多。
        总体上，各火电厂合同电量完成率相差不大。除宣威电厂因存煤差、故障多，仅完成了71.15%，其他电厂均超计划完成了合同电量。其中滇南开远电厂、大唐红河电厂、巡检司电厂为坑口电厂，电煤保障较好，合同电量完成率相对较高，达到150%左右。总的来说，2011年，除汛期前几个月外，其他时段（6月之前，9月之后）电力供应均较为紧张，在供不应求的情况下，火电厂发电量完成情况主要与自身存煤、设备状况、运行管理有关，未出现不公平调度造成的差别。
        （二）常规燃煤机组年度基数电量季度完成比率情况
        2011年，因来水总体偏少，电力供应紧张，火电厂发电量较合同增加较多。各季度完成率分别为95.39%，97.57%，205.49%，112.88%（10、11月）。3季度超合同量较多主要是因为汛期安排火电电量较少。
        （三）季度可再生能源全额收购情况
        1-11月统调电网收购可再生能源电量662.83亿千瓦时，其中水电652.14亿千瓦时，垃圾发电3亿千瓦时，风电7.45亿千瓦时，太阳能0.24亿千瓦时。今年因来水偏枯，电力供应紧张，未发生人为原因致未收购可再生能源电量的情况。
        （四）可再生能源增加系统调峰、调频服务情况
        云南可再生能源发电装机比重已超过70%，且大部分可再生能源发电项目均无调节能力，可再生能源增加系统调峰、调频的时段主要集中在汛期，调峰、调频任务主要由火电机组承担。提供的调峰、调频服务通过实施“两个细则”进行补偿。
        （五）新机调试情况（含机组台数、转商运数量）
        2011年1-11月共有35台次机组首次并网运行，其中，火电1台次，垃圾发电2台次，风电1家，水电31台次，全部完成满负荷连续运行。调试电量2.42亿千瓦时，平均调试电价167.3元/千千瓦时，差额资金1268.11万元。
        （六）新建机组调试技术服务和技术监督情况（含调试内容、试验承担方试验收费情况、承担方确定方式等）
        新建机组均需调试合格后才能投入运行，调试技术服务和技术监督均由调试单位负责。电力调度中心负责跟踪落实机网协调试验，包括一次调频、进相能力、PSS试验、机组励磁系统参数实测、调速系统参数实测等，相关试验必须按要求完成。机网协调试验承担方由电厂选择具有试验资质的单位承担。
        （七）省级以上电网跨区、跨境交易电量、同比情况
        2011年，云电送粤电量为323.1亿千瓦时，同比增长0.3%，云电送越南电量49.4亿千瓦时，同比负增长8.4%。1-11月，购缅甸瑞丽江一级和太平江一级电量21.48亿千瓦时，同比增长46.17%。
        （八）发电权交易、跨省、跨境电能交易合同执行的严肃性情况，省级以上电网跨区交易互抵情况；计量关口备案情况
        未开展发电权交易，西电东送、对越送电和购境外电都能严格按合同执行。经政府间协商，能够适时调整送电计划。不存在跨区交易电能互抵的情况。交易各方均能按照计量关口抄见数据和合同约定电量计算方式进行电量结算。
        （九）合同分解月度计划与调度实际执行计划（平均偏差情况）
        合同月度发电计划与调度发电计划平均偏差情况如下：
                                                                                                  单位：亿千瓦时、%

	1月	2月	3月	4月	5月	6月	7月	8月	9月	10月	11月	合计
合同	90	80	87	94	108	105	114	116	113	110	100	1118
实际	99	83	99	99	104	119	122	122	126	109	96	1177
偏差率	8.31	3.90	13.49	6.15	-3.86	13.09	7.07	5.08	11.10	-1.04	-3.43	5.34

        总体来看，云南省由于水电比重大，火电受“小煤保大电”的影响，全年发电能力大小主要取决于来水情况和电煤供应情况。因此年初合同电量都是保守估计，实际运行会高于计划值。
        （十）并网考核和辅助服务补偿依据各区域电监局制定的《并网发电厂辅助服务管理实施细则》及《发电厂并网运行管理实施细则》文件开展情况
云南省自2010年2月实施“两个细则”以来，电力调度中心和各发电企业高度重视，取得了良好的效果。电厂运行考核费用大幅下降，机组跟踪负荷水平明显提高，“两个细则”的实施促进了电网安全稳定运行。目前，云南省省调直调电厂全部参与“两个细则”运行，每月运行数据由云南电网公司统一汇总报我办，我办会同云南省物价局审批后交云南电网公司执行。
        （十一）发电企业并网运行管理工作开展情况及受考核较多企业原因分析
        目前，按两个实施细则要求进行考核与补偿，参与电厂数从年初36家增至43家（11月）。1-10月全部并网运行考核费统计值为1841.61万元（不包含非计划停运），实际收费为1384.51万元（实际收费与统计的差额为4月辅助服务补偿费小于并网运行考核统计值）。辅助服务补偿费统计值为6881.25万元，实际支付1384.51万元。电厂中实际被考核费用统计值前三位的电厂分别为宣威、小湾和大朝山三个电厂，其考核统计占总考核统计的近90%以上，主要是两个细则实施初期重视不够, 特别是宣威电厂。电厂中辅助补偿统计前三位分别是小湾、景洪、宣威，其补偿统计值占总统计值的50%以上，主要是无功补偿获得。
                                  云南电网2011年1月-10月并网运行考核累计统计情况

月份	并网运行考核汇总(万元)	发电计划考核费用(万元)	一次调频考核费用(万元)	AGC考核费用(万元)	电压曲线合格率考核费用(万元)	调峰考核费用(万元)	技术监督考核费用(万元)	安全管理考核费用(万元)	调度管理考核费用(万元)	检修管理考核费用(万元)	设备参数维护考核费用(万元)
1月	34.9353	15.918	0	18.9149	0.0674	0.035	0	0	0	0	0
2月	38.884	21.1224	0	17.757	0	0.0046	0	0	0	0	0
3月	43.3646	16.2164	0	27.0888	0.0321	0.0274	0	0	0	0	0
4月	1346.729	1314.688	0	32.0272	0	0.0137	0	0	0	0	0
5月	89.1285	53.1831	0	35.9294	0	0.016	0	0	0	0	0
6月	51.4641	11.3639	0	40.091	0	0.0091	0	0	0	0	0
7月	70.7972	13.2945	0	57.5027	0	0	0	0	0	0	0
8月	50.727	12.1899	0	38.5313	0	0.0057	0	0	0	0	0
9月	50.864	21.4718	0	29.3624	0	0.0297	0	0	0	0	0
10月	64.7148	35.4113	0	29.2806	0	0.0229	0	0	0	0	0
合计	1841.609	1514.86	0	326.4853	0.0995	0.1641	0	0	0	0	0
比	重	82.26%	0.00%	17.73%	0.01%	0.01%	0.00%	0.00%	0.00%	0.00%	0.00%

       
                              云南电网2011年1月-10月电厂辅助补偿统计情况

月份	辅助服务补偿汇总(万元)	AGC补偿(万元)	调峰补偿(万元)	旋转备用补偿(万元)	无功补偿(万元)	黑启动补偿(万元)
1月	1279.7037	47.8791	0	468.8138	753.3808	9.63
2月	1155.676	35.74	0.8271	325.4104	784.0685	9.63
3月	758.3224	51.6031	0.225	88.4334	608.431	9.63
4月	889.63	49.1841	0	167.6892	663.1267	9.63
5月	645.5484	47.2625	0.0011	134.2186	454.4362	9.63
6月	325.6196	46.4908	0.008	69.6695	198.7512	10.7
7月	530.109	63.5624	4.9335	210.056	240.8571	10.7
8月	245.8292	67.818	4.7872	24.4215	138.1025	10.7
9月	280.9006	32.0581	0.5935	68.4921	167.987	11.77
10月	769.9134	38.9279	0.0476	288.1665	431.0015	11.77
合计	6881.2523	480.526	11.423	1845.371	4440.1425	103.79
比	重	6.98%	0.16%	26.82%	64.53%	1.51%

        （十二）机组调停次数公平性情况
        主要电厂开停机情况

电厂	开机次数	停机次数
漫湾	1623	1628
小湾	926	929
景洪	226	230
大朝山	1375	1372
红河	3	3
阳宗海	31	31
宣威	34	32
小龙潭	12	11
巡检司	9	9
雨汪	5	6
昆明	8	7
曲靖	18	17
滇东	15	18

        从统计结果看，由于受调节性能、来水情况、参与调峰能力等因素的影响，大型水电机组的开、停调峰次数较多。火电机组根据电网运行情况、来煤情况、机组台数、运行能力等安排调停次数。其中，宣威电厂相对较多，主要是缺煤停机以及机组发生非计划停运因素影响所致。
        （十三）机组负荷率水平公平性情况
        2011年，来水总体偏枯，电煤供应受矿难影响供不应求，在全省电力紧缺的情况下，电力调度机构未人为造成负荷率水平不公平情况，在确保电网安全和有序用电的情况下，未发生限制出力的情况。
        火电厂负荷率情况表

电厂	负荷率
巡检司	74.95%
小龙潭	74.79%
红河	71.47%
阳宗海	56.87%
雨旺	55.35%
滇东	54.48%
曲靖	54.41%
昆明	49.64%
宣威	33.38%

        注：负荷率=平均负荷/装机容量
        （十四）对机组运行参数的意见
        无。
        （十五）考核、补偿资金平衡情况，有无挪作它用
        2010年12月-2011年10月考核金额为1461.66万元，补偿金额为1461.66万元，考核资金全部用于补偿。
        （十六）是否存在没有签订合同（协议）购电（并网运行）或未备案现象
        不存在无合同（协议）购电（并网运行）情况，合同（协议）均已备案。
        （十七）弃水、弃风电量具体数据及原因（分系统承受能力之内、之外两个口径）
        2011年不存在系统能力之内弃水、弃风电量。系统能力之外弃水主要发生在7、8月主汛期，受动稳极限限制，德宏、墨江、大理等断面外送受阻仍较为明显。滇西七地州受阻水电电量约为10.24亿千瓦时，受阻风电为0.169亿千瓦时。
        （十八）全年日平均旋转备用情况
        全年日平均旋转备用为85万千瓦。
        四、电费结算情况
        （一）电费计算与合同约定对应情况
        合同约定电厂每月末24点按规定计量抄录、计算电量，次月第2个工作日前将电量结算报表传云南电网公司，云南电网公司对其上报的电量进行审核无误后，按照价格主管部门明确的电价进行电费计算。1-11月合同执行情况良好，没有出现双方争议情况。
        （二）电费结算及时性
        厂网双方合同约定25日支付上月电费，月底付清。实际执行中，支付时间为25-31日，除电厂未开出发票等自身原因外，购电费均能在月底前及时付清。
        （三）在未能全额支付电费的情况下，电费结算的公平性情况
        2011年，云南厂网电费结算情况良好，能够在次月底结清。
        （四）承兑汇票使用比例、承兑汇票开具方
        2011年1-10月云南电网公司累计支付电费272.26亿元，其中：汇票支付金额为5.76亿元，占总金额的2.12%。承兑汇票开具方有供电局收到的银行承兑汇票，还有云南电网公司开具的商业承兑汇票。云南电网公司对支付给电厂的承兑汇票实行贴息。
        （五）电力用户与发电企业直接交易的电费回收情况
        无。
        （六）电费结算金额支付率，同比情况
        2011年1-10月云南电网公司累计应付电费272.78亿元，实际支付电费272.26亿元，电费结算金额支付率99.81%，现金结算比例97.88%。
        五、其他有关情况
        （一）电力企业单方面出台厂网界面相关规则约束性文件情况
        无。
        （二）新建机组转入商业运营的有关时间节点情况，新建机组调试差额资金使用情况
        2011年11月1日前，云南电网对发电厂新建机组转入商业运行时间节点的确定原则是：新建机组按照国家技术标准完成72小时或168小时试运行的时间点作为发电厂新建机组转入商业运行的时间节点；2011年11月1日开始，云南电网公司开始按照电监会《关于印发〈发电机组进入及退出商业运营管理办法〉的通知》（电监市场〔2011〕32号）相关规定确定新建机组转入商业运营的时间节点。
        2009年12月－2011年11月形成调试差额资金4588.58万元（含税）。云南电网公司按照《关于印发〈发电机组进入及退出商业运营管理办法〉的通知》（电监市场〔2011〕32号）有关精神提出了分配方案，我办已批复同意。
        （三）电力企业2010年资产重组等重大变化情况
        无。
        （四）跨境购电情况
        2011年1－11月完成购缅甸瑞丽江一级和太平江一级电量21.48亿千瓦时，同比增长46.17%。其中，购瑞丽江一级18.75亿千瓦时，同比增长45.18%；购太平江一级2.73亿千瓦时，同比增长53.39%。太平江一级因为缅甸战乱，6月份至今未发电。
        （五）电力企业信息报送情况
        云南电网公司能够按要求定期向我办报送电力市场交易秩序和网厂结算报告，电网发供电情况，电力调度信息报送报表、可再生能源收购、补贴情况以及其他报表。
        （六）信息披露、报告的主要手段
        信息披露、报告主要通过公文、网站、厂网联席会和信息通报会议等方式公告、通报和报送。
        （七）日前运行信息网站建设情况
        日前运行信息在云南电力调度网站公布，目前全省所有统调电厂都能通过因特网浏览相关信息。
        （八）跨省区交易双方电力电量供需数据披露情况
        云南电力调度控制中心通过调度信息网站以月度生产调度计划（或发布月度运行方式）、月度调度信息披露、周方式、调度日报等形式将跨省区交易中西电东送计划、实际执行情况、省内外计划及完成情况等云南方电力电量供需数据及时进行披露，交易对方（广东电网公司）及南方电网公司也通过类似的手段通报其跨省区交易电力电量供需数据。
        （九）电力企业对电力交易与市场秩序的有关建议
        建议明确“两个细则”执行中数据的统计与报送时间口径问题。由于“两个细则”考核和补偿是按月与电网企业购电费结算一起进行的，但结算时间上比实际发生时间晚一个月。传统上的统计是按电费结算的周期进行的，这样一来，在统计季度和年度结算数据时，会发生购电费结算与考核、补偿结算错位和不同步现象。为理顺数据报送口径，建议以电费结算周期作为基准，考核和补偿的统计中，每季度、年度的最后一个月参与下一个季度、年度进行统计。
        六、存在的问题
        （一）电力调度信息报表部分指标设置不合理
        按照国家电监会《电力调度机构信息报送与披露办法》有关要求，云南省电力调度机构每月向我办报送事前事后信息报表。其中“平均负荷率”指标难以填报。按照报表要求，平均负荷率=发电量/运行小时/装机容量，而云南省电力调度中心调度的电厂目前为100个，不考虑风电场，机组数量多达几百个，由于无专门的系统统计机组投运时间情况，而运行小时对应的装机容量实时变动，每月人工计算平均负荷率工作量十分巨大，且该指标只是粗略反映发电设备利用情况，该计算方法不适合云南机组数量多的实际情况。
        （二）《发电机组进入及退出商业运营管理办法》规定的有关时限太短
        按照《发电机组进入及退出商业运营管理办法》规定，机组通过168/72小时试运行后，须在90日内取得转入商业运营意见书，否则通过168/72小时试运行至取得商转意见书期间上网电价按调试电价结算。从实际情况看，受环保验收，机组投产时间间隔大、并网安全性评价、办理发电许可证等客观因素影响，大部分发电企业在90日内难以取得商转意见书。
        （三）厂网电费结算率部分月份未达100%
        从约谈约访了解的情况，云南电网公司与相关发电企业电费结算率部分月份未达到100%。
        七、建议
        （一）约谈约访工作应调整思路、突出重点
        约谈约访工作是电力监管机构与电力企业互动的良好平台。我办高度重视，每年组织所有处室负责人参与约谈约访工作。但目前约谈约访内容主要集中在市场监管方面，其他方面工作涉及较少，且出发点主要是想通过查找问题，披露问题，整改规范的目的，而很多问题都无明确的法律法规界定，仅靠主观判断，对树立电力监管工作的严肃性和权威性不利。建议从建章立制着手，不断规范电力市场秩序，同时调整约谈约访内容和目的，实现寓监管于服务，促进电力行业健康发展的目标。
        （二）科学合理制定有关规章制度
        一是规章制度的制定要兼顾目的性和可操作性。如平均负荷率，该指标主要是体现调度是否公平、公正，而从计算公式看，平均负荷率的大小与发电量、运行小时、装机容量（实际为运行容量）有关，同样的电厂，平均负荷率高，发电量不一定高，平均负荷率低，峰谷差不一定小。且对机组数量多的省份，填报十分困难。
        二是规章制度的制定应符合客观规律。如新建机组进入及退出商业运营管理办法对办理商转的时限要求过于苛刻。不考虑工商、税务、环保等部门的时限，仅电力监管机构要求的并网安全性评价和发电许可证，按目前的执行情况就难以满足时限要求，且不等机组经过正常的磨合期，过早进行并网安全性评价会增安全风险。

 

                                                                                                                       二〇一二年一月六日