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山东电网2018年度暨四季度电力市场交易信息报告：2019年度直接交易成交电量1281.85亿度

2019-02-14 16:30:34 大云网　点击量：评论 (0)

山东电力交易中心日前发布了《山东电网2018年度暨四季度电力市场交易信息报告》，截至2018年底，共组织51批次跨区跨省市场化交易，达成交易

四、电力市场运行情况分析

（一）电力供需平衡情况

1.直调用电负荷情况

2018年度，山东电网直调用电最高负荷为7470.7万千瓦（8月7日），同比增长11.9%。直调用电最低负荷为2522.7万千瓦（2月18日），同比增长7.1%。直调用电负荷最大峰谷差为2152.1万千瓦（7月24日），同比增长12.9%。

2.电力供需平衡分析

2018年度，山东电网直调装机容量6422.0～6251.0万千瓦，省外来电1150万千瓦，全省风电场装机容量1072.1～1139.8万千瓦之间，光伏装机容量在1144.4～1361.2万千瓦之间，直调最高用电负荷7470.7万千瓦。

2018年度，受经济增长放缓、环保、省外来电增加等因素影响，全省电力供需形势较为宽松。进入迎峰度夏、度冬期间以后，用电负荷增幅较大，部分日期的负荷高峰时段电力供应出现缺口，电网被迫采取了有序用电措施。

3.电网有序用电情况

迎峰度夏、度冬期间，电网备用紧张，全网共有11天采取了有序用电措施，并于12月份首次实施了负荷侧需求响应，其中：

7月份，电网采取有序用电措施1天，最大移峰负荷204.7万千瓦，累计影响电量478.54万千瓦时。

8月份，电网采取有序用电措施9天，最大移峰负荷661.2万千瓦，累计影响电量38566.59万千瓦时。

12月份，电网采取有序用电措施1天，最大移峰负荷136.9万千瓦，累计影响电量174.1万千瓦时。

12月20日，全省范围内首次成功实施负荷侧需求响应，12时至13时午间用电低谷时段，共有201户客户参与填谷响应，最大填谷响应负荷43.9万千瓦。

12月27日，实施同日省级削峰填谷电力需求响应，其中午间填谷需求响应（12点至13点）最大填谷响应负荷31.6万千瓦；晚间削峰需求响应（17点至18点），最大削峰响应负荷61.7万千瓦。

（二）电网约束情况

目前，山东电网通过1000千伏锡盟—山东、榆横—潍坊特高压交流，±800千伏扎鲁特—青州、伊克昭—沂南特高压直流，±660千伏银川东—胶东直流和500千伏辛聊双线、黄滨双线，与华北电网、西北、东北电网联网，山东电网迈入了特高压交直流混联运行新时代。500千伏主网架保持“五横三纵”，220千伏电网为地区供电系统的主网架，500千伏与220千伏系统之间的高低压电磁环网基本打开。已形成烟台-威海、潍坊、青岛、青岛北、临沂-日照、济宁、菏泽、泰安西、济南、淄博南-莱芜-泰安东-枣庄、淄博北、东营12个独立供电区，聊城、德州、滨州3个地区电网之间存在220千伏弱电气联系，但彼此间的界面清晰。全网呈“西电东送、南北互济”格局。

截至2018年底，山东电网对发电厂和供电仍存在一定的约束问题，主要情况如下：

里彦电厂因220千伏网架受限，正常运行方式下需停一台机组备用。

（三）并网电厂运行情况

2018年度，山东电网直调发电机组非计划停运统计台数198台，非计划停运总次数368台次，台均非停1.86次。

按非停原因分析，主要为锅炉设备故障和汽轮机设备故障，分别占非停总数的53.80%和20.38%。具体数据见表25。

五、电力市场建设信息

（一）电力交易工作通报

1.扎实做好省间电力市场交易组织与落实。严格执行“统一市场，两级运作”总体框架，建立高效协同配合机制，充分利用银东直流、鲁固直流、昭沂直流等跨省区输电通道，挖掘送出省送出潜力，调动市场主体积极性，有效降低省内煤炭消耗总量，缓解节能减排压力，助推山东能源结构转型。

2.推进现货市场建设，发挥市场配置能力。按照现货市场建设思路，借鉴试点单位先进经验，开展中长期交易与现货市场衔接研究，促进新能源消纳和资源优化配置，稳步推进现货市场建设工作有序进行。

3.统筹安排市场化电量与基数电量,持续做好电厂发电量计划。按时完成1-12月电力电量平衡分析及2019年一季度电力电量平衡预测分析报告。加强与政府部门及北京交易中心沟通汇报，认真落实跨区跨省电能交易计划，优化公用电厂发电量计划，保证电力有序供应，为电力市场健康发展创造基础条件。

4.稳妥完成省内电力直接交易组织与实施。每月组织开展月度双边、月度集中竞价、月度合同偏差预挂牌等交易，保质保量地完成各项交易组织工作。通过山东电力交易中心平台、微信公众号、手机短信、电话问询等多种线上渠道为客户提供实时交易公告、交易结果等服务。

5.精准完成电费结算，及时披露市场信息。完成1-12月份统调公用电厂电费结算、两个细则结算及风电厂考核补偿计算、参与市场交易的用户及售电公司结算；完成1-9月份偏差考核、电网公司正收益费用返还。配合北京交易中心完成1-12月跨区跨省线路的交易结算工作。定期编制月度、季度信息报告，按季度组织召开现场信息发布会。

6.加强交易平台安全运行保障。周密制订网络安全保障工作预案，保证平台可靠运行，全面加强交易平台隐患监测分析，密切跟踪网络攻防形势，开展交易平台账号专项排查治理，为市场主体提供安全的平台应用。

（二）下一步工作打算

1.加强跨区跨省电力交易组织，确保完成全年目标。针对外电入鲁存在不确定性，积极与北京电力交易中心进行汇报沟通，争取西北、东北、华北等公司按计划足额输送我省电力电量，保障迎峰度冬电力供应。丰富省间清洁能源发电权交易方式及类型，大力促进清洁能源消纳。

2.科学做好月度计划编制。2019年，市场化交易电量进一步放大，平衡机组计划与市场电量愈发困难，及时分析计划执行情况并采取调整措施，做好市场与计划衔接工作，统筹安排月度发电量计划，科学合理下达月度直调公用机组发电量计划，均衡控制各发电厂年度计划完成率。

3.创新交易品种，组织专项交易。按照要求，在组织开展好月度交易、偏差电量的上调下调等交易工作的基础上，深入了解用户负荷特性和不同用能需求，结合交易模式，增加交易品种，满足客户差异性需求。

4.加强“三公”调度交易管理。及时报送和披露各类市场信息，配合能源监管机构规范开展发电机组运行考核与辅助服务补偿工作。

5.按时准确完成相关电量电费的结算清算。每月及时、准确完成统调公用电厂、直接交易用户及售电公司、两个细则及风电厂考核结算工作；配合北京交易中心完成跨区跨省线路的电量、电费结算工作；根据结算情况，认真开展挂牌交易受益的疏导工作，确保电费结算零差错，维护好市场主体的直接利益。

6.持续优化交易运营系统，提升市场主体满意度。以业务发展为导向，结合市场发展变化需求，提前策划交易平台优化提升思路，持续改进优化平台注册、交易、结算功能，为市场主体提供更为友好、高效、便捷的服务。规范完善市场用户信息管理，加强与政府部门和监管机构的沟通协调，严格市场准入与退出机制，共同推进电力市场信用体系建设。