山西市場分析

截至2016年12月底，山西省發電裝機7640.16萬千瓦，其中火電6328.62萬千瓦，較上年增加388.78萬千瓦。全年發電量完成2510.51億千瓦時，同比增長2.16%，其中火電2309.29億千瓦時，同比降低0.40%。2016年全省發電設備利用小時數為3478小時，同比減少259小時。

 

目前，山西省已完成交易電量386億千瓦時(含自備用戶內部交易16.5億千瓦時)，是2015年全年交易規模的2.16倍，共有64戶發電企業與165戶電力用戶簽訂交易合同，交易主體戶數為2015年的兩倍。平均交易價格為0.2956元/千瓦時，與銷售電價相比，年內預計可為電力用戶降低用電成本約48億元。2017年電力直接交易規模為500億千瓦時,約占全省工業用電量36%,占全社會用電量30%

電力市場交易情況分析：

交易方式：場外雙邊(多邊)協商、場內集中競價(含撮合)、場內掛牌交易等市場化方式。

交易價格：放開的發用電計劃部分通過市場交易形成價格，未放開的發用電計劃部分執行政府規定的電價。市場交易價格可以通過雙方自主協商確定或通過集中撮合競價確定。參與市場交易的用戶購電價格由市場交易價格、輸配電價(含線損和交叉補貼)、政府性基金三部分組成。在國家正式核定不同電壓等級輸配電價標準前，輸配電價暫執行我省現行大用戶直接交易輸配電價標準。

鼓勵發用電雙方建立長期穩定的交易關系，科學規避市場風險，防止出現非理性競爭。

結算方式：發電企業、電網企業、售電企業和電力用戶企業應根據有關電力交易規則，按照自愿原則簽訂三方合同。改革初期，電力交易機構負責提供結算依據，電網企業負責收費、結算，負責歸集交叉補貼，代收國家基金，并按規定及時向有關發電企業和售電企業支付電費。擁有配電網資產的配售電公司，參照電網企業，承擔本供電營業區范圍內的收費、結算。隨著改革的推進，逐步過渡到由交易機構依據交易結果出具電量結算依據，按照“誰銷售誰開票、向誰銷售對誰開票、對誰開票與誰結算”的原則開展結算工作。

 

電費結算：直接交易電費結算按委托結算方式進行。具體由電網企業負責向電力用戶收取交易購電費，與發電企業結算交易上網電費。

 

保證金制度：在《關于印發山西省售電側改革實施方案的通知》中提到，為有效防范風險，對擁有配電網資產的配售電公司引入第三方金融機構，繳納售電保證金，實行保證金額度與允許售電規模聯動制度。

 

交易品種：交易品種包括電力直接交易、跨省跨區交易(指跨越發電調度控制區)、合同電量轉讓交易，以及輔助服務補償(交易)機制等。適時開展分時(如峰谷平)電量交易，鼓勵雙邊協商交易約定電力交易(調度)曲線。

 

跨省跨區交易包含跨省跨區電力直接交易;跨省交易可在山西電力交易平臺開展。點對網專線輸電的發電機組(含網對網專線輸電但明確配套發電機組的情況)視同為受電地區發電企業，不屬于跨省跨區交易，納入受電地區電力電量平衡，并按受電地區要求參與市場。發電企業之間以及電力用戶之間可以簽訂電量互保協議或聯保協議，部分協議主體因特殊原因無法履行合同電量時，經調度機構安全校核通過后，可優先由其他協議主體或由上下調機組代發(代用)部分或全部電量，聯保協議應及時于事后簽訂補充轉讓交易合同，報交易機構。

 

交易周期：電力中長期交易主要按年度和月度開展。有特殊需求的，也可按照年度以上、季度或者月度以下周期開展交易。為了電網安全性、電力交易可執行性和經濟發展持續性，原則上電力交易的周期品種不隨意變更，若需變更報山西能源監管辦。

 

偏差考核：建立合同偏差電量結算機制，發電企業和電力用戶的合同偏差分開結算。以年度交易和月度交易為主，按月清算。

預掛牌月平衡偏差處理方式的結算流程和結算價格如下：

 

(一)發電側

1.根據可再生能源次月整體最大發電能力預測值，安排其他類型電源的月度發電計劃，并按照有關規定和實施細則對可再生能源進行結算。風電、光伏和無調節能力的水電(含部分時段無調節能力的水電)可按照申報次日可發電量方式累加得到月度發電計劃。

 

2.其他機組實際上網電量小于其月度優先發電和基數電量時，按政府批復的上網電價結算實際上網電量;提供下調服務導致的減發電量按其申報價格補償，2%以內的減發電量免于補償;因自身原因導致的少發電量按月度集中競價(含撮合)交易最高成交價的10%支付偏差考核費用，當月未開展月度集中競價(含撮合)交易的，按照標桿上網電價的10%支付偏差考核費用，2%以內的少發電量免于支付偏差考核費用。

 

3.其他機組實際上網電量大于其月度優先發電和基數電量但小于月度優先發電和基數電量與市場合同電量之和時，按政府批復電價結算優先發電和基數電量，優先結算各類跨省跨區合同電量，按其所簽訂的省內市場合同加權平均價結算剩余電量;提供下調服務導致的減發電量按其申報價格補償，2%以內的減發電量免于補償;因自身原因導致的少發電量按月度集中競價交易最高成交價的10%支付偏差考核費用，當月未開展月度集中競價交易的，按照標桿上網電價的10%支付偏差考核費用，2%以內的少發電量免于支付偏差考核費用。

 

4.其他機組實際上網電量大于其月度優先發電和基數電量與市場合同電量之和時，按政府批復電價結算優先發電和基數電量，按合同價格結算各類市場合同電量;提供上調服務導致的增發電量按其申報價格補償;因自身原因導致的超發電量按月度集中競價交易的最低成交價結算，當月未開展集中競價交易的，按照當月市場交易合同中最低電價結算。

機組提供上調服務(或下調服務)導致的增發電量(或減發電量)，均以調度安排為準。月內既提供上調服務又提供下調服務的機組，以互抵后的凈值作為月度增發電量或減發電量。

 

5.全部合同均約定交易曲線的發電企業，根據每日的實際發電曲線考核偏差電量。各時段，因自身原因導致的超發電量按月度集中競價(含撮合)交易最低成交價結算;因自身原因導致的少發電量按月度集中競價(含撮合)交易最高成交價的10%支付偏差考核費用;提供上調服務導致的增發電量按其申報價格補償;提供下調服務導致的減發電量按其申報價格補償。

 

(二)電力用戶側

1.參與市場的電力用戶當月實際用電量超過其當月各類合同電量時，合同電量按合同約定價格結算，超用電量按上調服務的加權平均價結算，系統未調用上調服務時，按月度集中競價(含撮合)交易的最高成交價結算，當月未開展集中競價(含撮合)交易的，按照當月市場交易合同的最高電價結算。上調服務加權平均價=發電側上調電量總補償費用/上調總電量。發電側上調電量總補償費用由所有機組上調電量的補償價格和機組上調電量的乘積累加得到。參與市場的電力用戶實際用電量小于其合同電量時，按其當月合同加權平均價結算實際用電量。2%以內的少用電量免于支付偏差考核費用，2%以外的少用電量按系統的下調服務加權平均價支付偏差考核費用(系統未調用下調服務時，按其合同加權價的10%支付偏差考核費用)。下調服務加權平均價=發電側下調電量總補償費用/下調總電量。發電側下調電量總補償費用由所有機組下調電量的補償價格和機組下調電量的乘積累加得到。

 

2.非市場電力用戶(含優先購電電力用戶，下同)按實際用電量和目錄電價結算。

 

3.非市場電力用戶的總用電量大于優先發電和基數電量時，2%以內的超用電量免于支付偏差考核費用;2%以外的超用電量按月度集中競價(含撮合)交易最高成交價的10%支付偏差考核費用，當月未開展月度集中競價(含撮合)交易的，按照標桿上網電價的10%支付偏差考核費用。非市場電力用戶的總用電量小于優先發電電量和基數電量時，2%以內的少用電量免于支付偏差考核費用，2%以上的少用電量按下調服務加權平均價支付偏差考核費用(系統未調用下調服務時，按月度集中競價(含撮合)交易最高成交價的10%支付偏差考核費用，本月未開展月度集中競價(含撮合)交易的，按照標桿上網電價的10%支付偏差考核費用)。非市場電力用戶用電偏差導致的偏差考核費用由電網企業承擔，電網企業也可以委托調度機構通過對非統調電廠(含非統調自備電廠)、地方電網等造成的偏差進行計量，按責任分攤部分偏差考核費用。偏差計量、責任劃分和費用分攤辦法由電網企業另行制定，報山西能源監管辦和省級電力管理部門同意后實施。

 

4.對于約定交易曲線的用戶，根據每日實際用電曲線考核偏差電量。每日各時段的累計超用電量按上調服務的加權平均價結算(系統未調用上調服務時，按月度集中競價(含撮合)交易的最高成交價結算);每日各時段的累計少用電量，2%以內的少用電量免于支付偏差考核費用，2%以上的少用電量按系統下調服務的加權平均價支付偏差考核費用(系統未調用下調服務時，按其合同加權價的10%支付偏差考核費用)。

 

輸配電價：山西電網 2017-2019 年監管周期內分電壓等級輸配電價詳見附件 1。晉能電力集團輸配電價按山西電網輸配電價標準執行。

 

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