全国电改情况大梳理之——山西电力市场分析

2017-05-25 10:49:17 大云网　点击量：评论 (0)

2016年，山西省全社会用电量完成1797 2亿千瓦时，同比增长3 5%。其中，第一产业38 45亿千瓦时，同比降低6 15%;第二产业1410 33亿千瓦时，同比增长2 69%;第三产业178 04亿千瓦时，同比增长9 20%;城乡居民生活170

2016年，山西省全社会用电量完成1797.2亿千瓦时，同比增长3.5%。其中，第一产业38.45亿千瓦时，同比降低6.15%;第二产业1410.33亿千瓦时，同比增长2.69%;第三产业178.04亿千瓦时，同比增长9.20%;城乡居民生活170.36亿千瓦时，同比增长6.56%。这其中，尤其值得关注的是工业用电量，同比增长2.6%。增速继8月份持平后涨幅逐月扩大，9月份以来累计增速分别为：0.2%、1%、1.9%和2.6%。

截至2016年12月底，山西省发电装机7640.16万千瓦，其中火电6328.62万千瓦，较上年增加388.78万千瓦。全年发电量完成2510.51亿千瓦时，同比增长2.16%，其中火电2309.29亿千瓦时，同比降低0.40%。2016年全省发电设备利用小时数为3478小时，同比减少259小时。

全年全省外送电量累计完成713.33亿千瓦时，同比降低0.96%。外送电交易初步形成市场竞价机制，全年市场化交易电量达110.90亿千瓦时。

目前，山西省已完成交易电量386亿千瓦时(含自备用户内部交易16.5亿千瓦时)，是2015年全年交易规模的2.16倍，共有64户发电企业与165户电力用户签订交易合同，交易主体户数为2015年的两倍。平均交易价格为0.2956元/千瓦时，与销售电价相比，年内预计可为电力用户降低用电成本约48亿元。2017年电力直接交易规模为500亿千瓦时,约占全省工业用电量36%,占全社会用电量30%

电力市场交易情况分析：

交易方式：场外双边(多边)协商、场内集中竞价(含撮合)、场内挂牌交易等市场化方式。

交易价格：放开的发用电计划部分通过市场交易形成价格，未放开的发用电计划部分执行政府规定的电价。市场交易价格可以通过双方自主协商确定或通过集中撮合竞价确定。参与市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价(含线损和交叉补贴)、政府性基金三部分组成。在国家正式核定不同电压等级输配电价标准前，输配电价暂执行我省现行大用户直接交易输配电价标准。

鼓励发用电双方建立长期稳定的交易关系，科学规避市场风险，防止出现非理性竞争。

结算方式：发电企业、电网企业、售电企业和电力用户企业应根据有关电力交易规则，按照自愿原则签订三方合同。改革初期，电力交易机构负责提供结算依据，电网企业负责收费、结算，负责归集交叉补贴，代收国家基金，并按规定及时向有关发电企业和售电企业支付电费。拥有配电网资产的配售电公司，参照电网企业，承担本供电营业区范围内的收费、结算。随着改革的推进，逐步过渡到由交易机构依据交易结果出具电量结算依据，按照“谁销售谁开票、向谁销售对谁开票、对谁开票与谁结算”的原则开展结算工作。

电费结算：直接交易电费结算按委托结算方式进行。具体由电网企业负责向电力用户收取交易购电费，与发电企业结算交易上网电费。

保证金制度：在《关于印发山西省售电侧改革实施方案的通知》中提到，为有效防范风险，对拥有配电网资产的配售电公司引入第三方金融机构，缴纳售电保证金，实行保证金额度与允许售电规模联动制度。

交易品种：交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易(指跨越发电调度控制区)、合同电量转让交易，以及辅助服务补偿(交易)机制等。适时开展分时(如峰谷平)电量交易，鼓励双边协商交易约定电力交易(调度)曲线。

跨省跨区交易包含跨省跨区电力直接交易;跨省交易可在山西电力交易平台开展。点对网专线输电的发电机组(含网对网专线输电但明确配套发电机组的情况)视同为受电地区发电企业，不属于跨省跨区交易，纳入受电地区电力电量平衡，并按受电地区要求参与市场。发电企业之间以及电力用户之间可以签订电量互保协议或联保协议，部分协议主体因特殊原因无法履行合同电量时，经调度机构安全校核通过后，可优先由其他协议主体或由上下调机组代发(代用)部分或全部电量，联保协议应及时于事后签订补充转让交易合同，报交易机构。

交易周期：电力中长期交易主要按年度和月度开展。有特殊需求的，也可按照年度以上、季度或者月度以下周期开展交易。为了电网安全性、电力交易可执行性和经济发展持续性，原则上电力交易的周期品种不随意变更，若需变更报山西能源监管办。

偏差考核：建立合同偏差电量结算机制，发电企业和电力用户的合同偏差分开结算。以年度交易和月度交易为主，按月清算。

预挂牌月平衡偏差处理方式的结算流程和结算价格如下：

(一)发电侧

1.根据可再生能源次月整体最大发电能力预测值，安排其他类型电源的月度发电计划，并按照有关规定和实施细则对可再生能源进行结算。风电、光伏和无调节能力的水电(含部分时段无调节能力的水电)可按照申报次日可发电量方式累加得到月度发电计划。

2.其他机组实际上网电量小于其月度优先发电和基数电量时，按政府批复的上网电价结算实际上网电量;提供下调服务导致的减发电量按其申报价格补偿，2%以内的减发电量免于补偿;因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价(含撮合)交易最高成交价的10%支付偏差考核费用，当月未开展月度集中竞价(含撮合)交易的，按照标杆上网电价的10%支付偏差考核费用，2%以内的少发电量免于支付偏差考核费用。

3.其他机组实际上网电量大于其月度优先发电和基数电量但小于月度优先发电和基数电量与市场合同电量之和时，按政府批复电价结算优先发电和基数电量，优先结算各类跨省跨区合同电量，按其所签订的省内市场合同加权平均价结算剩余电量;提供下调服务导致的减发电量按其申报价格补偿，2%以内的减发电量免于补偿;因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用，当月未开展月度集中竞价交易的，按照标杆上网电价的10%支付偏差考核费用，2%以内的少发电量免于支付偏差考核费用。

4.其他机组实际上网电量大于其月度优先发电和基数电量与市场合同电量之和时，按政府批复电价结算优先发电和基数电量，按合同价格结算各类市场合同电量;提供上调服务导致的增发电量按其申报价格补偿;因自身原因导致的超发电量按月度集中竞价交易的最低成交价结算，当月未开展集中竞价交易的，按照当月市场交易合同中最低电价结算。

机组提供上调服务(或下调服务)导致的增发电量(或减发电量)，均以调度安排为准。月内既提供上调服务又提供下调服务的机组，以互抵后的净值作为月度增发电量或减发电量。

5.全部合同均约定交易曲线的发电企业，根据每日的实际发电曲线考核偏差电量。各时段，因自身原因导致的超发电量按月度集中竞价(含撮合)交易最低成交价结算;因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价(含撮合)交易最高成交价的10%支付偏差考核费用;提供上调服务导致的增发电量按其申报价格补偿;提供下调服务导致的减发电量按其申报价格补偿。