深化电改：市场化交易手段不断创新用户购电成本不断降低

2016-12-22 13:50:10 中国电力报作者:马建胜　点击量：评论 (0)

有序放开发用电计划，推进发用电计划改革，更多发挥市场机制的作用，逐步建立竞争有序、保障有力的电力运行机制，是《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）文件的基本要求。

2016年1~7月，南方区域电力市场西电东送累计交易电量1050.7亿千瓦时，较计划增送101.2亿。在此基础上，通过市场化机制充分挖掘送电能力，云南累计增送广东市场化电量21.5亿千瓦时，进一步促进了富余水电消纳。各省区的市场化交易电量778.2亿千瓦时，占网内售电量的17.4%。

通过电力市场化交易，市场在资源优化配置中的作用更加显著，改革初见成效，为推动电力市场化建设工作、不断放开发用电计划打下了基础。

依托平台电力用户购电成本不断降低

2016年以来，国家电网公司电力市场交易成效显著。1～10月份，国家电网公司经营区各电力交易中心总电量完成30977亿千瓦时，同比增长4.7%，其中，中长期合同电量完成25039亿千瓦时，占总电量的80.8%；市场交易电量完成5938亿千瓦时，占总电量的19.2%，同比增长76.9%。市场交易电量中，电力直接交易电量完成4012亿千瓦时（平均降价0.06元/千瓦时），减少购电支出240亿元。

2016年10月31日，北京电力交易中心正式发布京津唐地区首次电力直接交易结果，成交电量61亿千瓦时，符合准入条件的119家电力用户和京津唐地区36家发电企业通过双边协商的市场化方式，在交易平台自主进行交易。各市场主体积极踊跃参与，经安全校核后，最终达成双边交易295项，交易电量61亿千瓦时，节约电力用户购电成本约4.3亿元。

2016年10月份，北京电力交易中心在交易平台组织省间市场交易共计140.51亿千瓦时，分别为京津唐地区电力直接交易61亿千瓦时，北京地区燃气电量域外“绿电”替代省间发电权交易12.2亿千瓦时，灵绍直流宁夏送浙江年度交易41.7亿千瓦时，长南荆第4次年度交易（青海新能源送江苏、山西低谷风电送湖北、山西送河北、山西送重庆等交易）24.91亿千瓦时，东北低谷风电与北京电采暖用户电力直接交易0.7亿千瓦时。此外，国家电网公司经营区各电力交易中心组织电力直接交易电量共计133亿千瓦时。

今年6月底，在安徽电力交易中心有限公司，安徽省通过电力市场交易平台，成功组织完成了2016年度电力直接交易工作。铜陵有色、马钢、海螺水泥等261家电力用户与皖能合肥、神皖安庆、华电芜湖等25家发电企业，达成直接交易电量394亿千瓦时，减少企业用电成本约31.4亿元。

在吉林省，前三季度全社会用电量完成485.94亿千瓦时，同比增长1.19%；发电权交易成交电量35.02亿千瓦时；完成大用户直购电交易电量37.37亿千瓦时，同比增加22.02亿千瓦时，其中：直供电电量1.77亿千瓦时，同比减少0.93亿千瓦时；市场交易电量35.6亿千瓦时，同比增加22.95亿千瓦时。

2016年，全国各区域、各省通过综合考虑经济结构、电源结构、电价水平、送受电规模、市场基础等因素，结合本地实际情况，不断推进发用电计划改革，加快了市场化改革进程。

原标题:有序放开发用电丨计划向市场平稳过渡