2017上半年云南电力市场化交易分析及下半年形势预测报告

表 3.18 2017 年上半年售电公司成交电价与市场化成交电价对比

 

单位：元/千瓦时

 

 

图 3.21 2017 年上半年售电公司成交电价与市场化成交电价对比

 

四、推动市场平稳有序运行所开展的主要工作

 

4.1 加强自身能力建设，服务电力市场发展

 

4.1 加强自身能力建设，服务电力市场发展

 

不断强化电力交易机构自身能力建设，推动各项业务协调发展，为市场主体提供规范、可靠、高效、优质的电力交易服务，努力构建公平公正、有效竞争的市场格局。市场机制设计方面，构建多周期、多品种的交易体系，在全国首次引入月度双边协商、年度双边合同互保等交易品种，积极引导市场主体按“基准价格+浮动机制”签订中长期双边合同，引入售电公司打包参与交易，充分满足市场主体多样化的交易需求。市场交易方面，根据政府批准的交易规则组织日常电力交易，深入州市及重点企业开展交易规则培训解读，走访调研典型发用电企业，通过微信公众号、门户网站、交易系统等途径做好信息公开。交易结算方面，强化交易结算信息化，大力做好结算系统与电网营销管理系统、计量系统的数据交互，持续完善系统结算、分析、统计等核心功能，实现了市场化结算业务与电网营销业务全闭环管理，电费结算准确率得到有效提升，结算周期大大降低。技术支持系统方面，全面建成基于“互联网+”的电力交易系统，在实现与电网企业调度、营销等内部专业系统互联互通的基础上，进一步实现了与银行、税务等外部系统接口的互联互通，有效满足了保证金支付、市场主体线上注册、售电公司委托代理等业务需求，系统消缺率及可用率达100%，有力支撑了全省电力交易业务的顺利开展。 

 

4.2 加强沟通协调，促进汛前水位消落

 

为充分拉腾小湾、糯扎渡两个主力水库库容，提前为汛期水电消纳做好准备，积极协调政府相关部门、广州电力交易中心等，通过发挥南方电网大平台优势，采用“计划+市场”模式，上半年云南西电东送电量大幅增加 148.21 亿千瓦时，有力保障了汛前小湾、糯扎渡

 

电站水库水位消落目标。入汛前，全网水电共腾出 236 亿立方米有效库容，小湾、糯扎渡电站水库水位分别消落至 1170 米和 770 米附近，均低于年度计划水位，为汛期减少弃水促进清洁能源消纳打下了坚实基础。

 

4.3 配合做好西电东送清算工作，维护市场主体利益2017 年上半年，云南西电东送电量增加 148.21 亿千瓦时，但通过电力交易平台进行交易的电量只有 115.1 万千瓦时。针对没有通过市场机制形成的西电东送增送电量，昆明电力交易中心积极配合做好发电企业超发电量的预结算工作，通过采取先按各月集中撮合交易平均成交价结算超发电量，事后再进行清算的办法，确保发电企业上网电费及时结算，有效缓解发电企业生产经营压力。与此同时，加强与广州电力交易中心的沟通协调，积极配合做好西电东送增送电量清算方案编制，并在增送电价上积极争取主动，全力维护发电企业利益。

 

4.4 加强市场培育引导，确保市场运行平稳有序

 

加强市场培育引导，印发《昆明电力交易中心电力交易业务指南与流程》，进一步明确和细化交易组织流程，为市场主体提供更加优质的电力交易服务。上半年，根据发电企业和电力用户双方的自主申请，组织开展临时挂牌交易 19 次，促进供需双方在价格接受范围内成交电量 37.67亿千瓦时，其中在枯汛交替的 5、6月共成交电量 25.99

 

亿千瓦时，占临时挂牌交易成交电量的 68.99%，占月成交电量的22.25%，有效减少市场主体电量偏差，稳定了用电需求，实现云南电力市场由枯期向汛期的平稳过渡。

 

4.5 推动双边合同互保交易，健全市场风险防控机制

 

根据《电力中长期交易基本规则(试行)》，结合云南电力市场实际，及时明确年度双边合同互保的交易规则和组织方式，允许在发电企业之间以及电力用户之间签订互保协议，并同步发布了互保协议建议文本，标志着《电力中长期交易基本规则(试行)》中提出的互保交易模式在全国首次落地实施，为市场主体提供了更为丰富的风险防控和对冲手段。2017 年 6 月 20 日，昆明电力交易中心成功组织全国首次年度双边合同互保交易，共计申请互保电量 3965 万千瓦时，经安全校核后，8 家用户成交互保电量 2437 万千瓦时。

 

4.6 开展售电公司信用评价，有效规范市场秩序在全国范围率先启动售电公司信用评价体系建设，建立黑名单和负面准入制度，即基于信用评价，惩戒售电公司违规参与市场行为，建立与信用等级相挂钩的售电公司保证金制度，鼓励售电公司积极为市场做出贡献、规范开展业务，通过信用等级的不断提高，减少保证金资金沉淀，降低企业经营成本。通过暂停交易资格、调整相应售电公司信用等级等方式，引导售电公司健康成长，在培育市场的同时，也为用户进行选择提供了有效参考，有效规范了市场秩序。

 

五、2017 年下半年市场形势预测

 

5.1 2017 年下半年供需形势分析

 

5.1.1 用电需求分析

 

省内市场方面，为确保我省经济平稳回升，省政府出台了进一步促进全省经济持续平稳发展 22 条措施，并持续开展督导工作。昆明

 

电力交易中心根据市场运行情况，持续优化电力市场化交易组织工作，为企业提供更为丰富、灵活的交易服务，以进一步发挥我省水电富集的优势，持续合理降低企业用电成本。下半年云南省内用电市场将保持平稳较快增长，预计 7-12 月份省调平衡口径发电侧省内用电量 527亿千瓦时。省外市场方面，依据南方电网公司下达的 2017 年西电东送计划，7-12 月份云南西电东送电量 631.6 亿千瓦时。国外市场方面，预计 7-12 月份送越南、老挝、缅甸电量 3.5 亿千瓦时。综上所述，预计 7-12 月份省调平衡口径发电侧用电需求 1162 亿千瓦时左右。

 

5.1.2 供应能力分析

 

水电方面，预计下半年澜沧江干流偏丰 4%左右，金沙江干流偏丰 5%左右，其他流域偏枯 0-6 成左右。10 月末、年末小湾电站库水位分别按 1240 米、1225 米附近考虑，糯扎渡电站库水位分别按 812米、807 米附近考虑情况下，下半年纳入省调平衡水电预计可发电量1467 亿千瓦时左右。火电方面，仅考虑涉及保障电网安全、供热供气、老区政策性电量、机组备用状态确认启停电量的情况下，统调火电预计可发电量 86 亿千瓦时左右。新能源方面，结合装机容量、年度投产计划等，预计可发电量 77 亿千瓦时左右。综上所述，预计 7-12 月份纳入省调平衡电源可发电量 1629 亿千瓦时左右。

 

5.1.3 电力电量平衡分析

 

小湾、糯扎渡以及各流域龙头水库、调节性能较好的水库最大限

 

度参与调节，火电仅考虑接纳涉及安全、供热、供气、备用能力确认对应电量以及政策性电量，预计下半年系统富余电量 467 亿千瓦时。若用电需求未能达到预期或发电能力大于预期，富余电量有可能进一步增加。

 

5.2 全年用电需求预测分析

 

省内用电需求方面。在省政府高度重视省内经济增长的形势下，督导小组将继续做好企业复产增产工作，预计今年省内用电需求好于去年同期，预计云南电网全年省内售电量为 1166 亿千瓦时，同比增长 6.33%，其中大工业用电增长 7.33%，预计全年主要行业用电除了钢铁行业负增长外，其他行业均呈正增长，其中增量明显的主要行业有电解铝行业，预计年用电量 207.3 亿千瓦时，同比增长 13.2%，主要是东源铝厂一期停产的 246 个电解槽预计 8 月 10 日全部恢复生产，预计电解铝开工率将从目前的 89%上升到 93%。西电东送电量方面。按照南方电网公司下发的“水电消纳 20 条措施”力争云南省全年西电东送电量达 1204 亿千瓦时，同比增长9.41%，其中云南电网送广东电量 842 亿千瓦时，同比增长 11.7%，送广西电量 142 亿千瓦时，同比增长 41.8%，溪洛渡送广东 220 亿千

 

瓦时，同比减少 10.8%。境外送电量方面。预计下半年越方仅在 11、12 月有下网需求，

 

预计全年境外送电量 15 亿千瓦时，同比减少 13.5%，其中送越南 13.9亿千瓦时，同比减少 5.6%，送老挝 0.62 亿千瓦时，送缅甸 0.47 亿千瓦时。

 

综上所述，云南电网 2017 年预计完成售电量 2165 亿千瓦时，同比增长 10%。

 

5.3 全年省内电力市场化交易情况预测

 

综合上半年电力市场化交易情况和下半年全省主要行业开工率测算情况，预计 2017 年省内电力市场化交易成交电量 657 亿千瓦时，其中，上半年成交 322.37 亿千瓦时，下半年省内市场化电量预计在334.63 亿千瓦时左右，其中 7 月已成交 58.1 亿千瓦时，8 至 12 月年度双边协商交易初步成交电量 81.44 亿千瓦时，下半年累计初步成交电量 139.54 亿千瓦时，剩余省内市场化电量约 195.09 亿千瓦时左右。