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山東電網2018年度暨四季度電力市場交易信息報告：2019年度直接交易成交電量1281.85億度

2019-02-14 16:30:34 大云網　點擊量：評論 (0)

山東電力交易中心日前發布了《山東電網2018年度暨四季度電力市場交易信息報告》，截至2018年底，共組織51批次跨區跨省市場化交易，達成交易

四、電力市場運行情況分析

（一）電力供需平衡情況

1.直調用電負荷情況

2018年度，山東電網直調用電最高負荷為7470.7萬千瓦（8月7日），同比增長11.9%。直調用電最低負荷為2522.7萬千瓦（2月18日），同比增長7.1%。直調用電負荷最大峰谷差為2152.1萬千瓦（7月24日），同比增長12.9%。

2.電力供需平衡分析

2018年度，山東電網直調裝機容量6422.0～6251.0萬千瓦，省外來電1150萬千瓦，全省風電場裝機容量1072.1～1139.8萬千瓦之間，光伏裝機容量在1144.4～1361.2萬千瓦之間，直調最高用電負荷7470.7萬千瓦。

2018年度，受經濟增長放緩、環保、省外來電增加等因素影響，全省電力供需形勢較為寬松。進入迎峰度夏、度冬期間以后，用電負荷增幅較大，部分日期的負荷高峰時段電力供應出現缺口，電網被迫采取了有序用電措施。

3.電網有序用電情況

迎峰度夏、度冬期間，電網備用緊張，全網共有11天采取了有序用電措施，并于12月份首次實施了負荷側需求響應，其中：

7月份，電網采取有序用電措施1天，最大移峰負荷204.7萬千瓦，累計影響電量478.54萬千瓦時。

8月份，電網采取有序用電措施9天，最大移峰負荷661.2萬千瓦，累計影響電量38566.59萬千瓦時。

12月份，電網采取有序用電措施1天，最大移峰負荷136.9萬千瓦，累計影響電量174.1萬千瓦時。

12月20日，全省范圍內首次成功實施負荷側需求響應，12時至13時午間用電低谷時段，共有201戶客戶參與填谷響應，最大填谷響應負荷43.9萬千瓦。

12月27日，實施同日省級削峰填谷電力需求響應，其中午間填谷需求響應（12點至13點）最大填谷響應負荷31.6萬千瓦；晚間削峰需求響應（17點至18點），最大削峰響應負荷61.7萬千瓦。

（二）電網約束情況

目前，山東電網通過1000千伏錫盟—山東、榆橫—濰坊特高壓交流，±800千伏扎魯特—青州、伊克昭—沂南特高壓直流，±660千伏銀川東—膠東直流和500千伏辛聊雙線、黃濱雙線，與華北電網、西北、東北電網聯網，山東電網邁入了特高壓交直流混聯運行新時代。500千伏主網架保持“五橫三縱”，220千伏電網為地區供電系統的主網架，500千伏與220千伏系統之間的高低壓電磁環網基本打開。已形成煙臺-威海、濰坊、青島、青島北、臨沂-日照、濟寧、菏澤、泰安西、濟南、淄博南-萊蕪-泰安東-棗莊、淄博北、東營12個獨立供電區，聊城、德州、濱州3個地區電網之間存在220千伏弱電氣聯系，但彼此間的界面清晰。全網呈“西電東送、南北互濟”格局。

截至2018年底，山東電網對發電廠和供電仍存在一定的約束問題，主要情況如下：

里彥電廠因220千伏網架受限，正常運行方式下需停一臺機組備用。

（三）并網電廠運行情況

2018年度，山東電網直調發電機組非計劃停運統計臺數198臺，非計劃停運總次數368臺次，臺均非停1.86次。

按非停原因分析，主要為鍋爐設備故障和汽輪機設備故障，分別占非停總數的53.80%和20.38%。具體數據見表25。

五、電力市場建設信息

（一）電力交易工作通報

1.扎實做好省間電力市場交易組織與落實。嚴格執行“統一市場，兩級運作”總體框架，建立高效協同配合機制，充分利用銀東直流、魯固直流、昭沂直流等跨省區輸電通道，挖掘送出省送出潛力，調動市場主體積極性，有效降低省內煤炭消耗總量，緩解節能減排壓力，助推山東能源結構轉型。

2.推進現貨市場建設，發揮市場配置能力。按照現貨市場建設思路，借鑒試點單位先進經驗，開展中長期交易與現貨市場銜接研究，促進新能源消納和資源優化配置，穩步推進現貨市場建設工作有序進行。

3.統籌安排市場化電量與基數電量,持續做好電廠發電量計劃。按時完成1-12月電力電量平衡分析及2019年一季度電力電量平衡預測分析報告。加強與政府部門及北京交易中心溝通匯報，認真落實跨區跨省電能交易計劃，優化公用電廠發電量計劃，保證電力有序供應，為電力市場健康發展創造基礎條件。

4.穩妥完成省內電力直接交易組織與實施。每月組織開展月度雙邊、月度集中競價、月度合同偏差預掛牌等交易，保質保量地完成各項交易組織工作。通過山東電力交易中心平臺、微信公眾號、手機短信、電話問詢等多種線上渠道為客戶提供實時交易公告、交易結果等服務。

5.精準完成電費結算，及時披露市場信息。完成1-12月份統調公用電廠電費結算、兩個細則結算及風電廠考核補償計算、參與市場交易的用戶及售電公司結算；完成1-9月份偏差考核、電網公司正收益費用返還。配合北京交易中心完成1-12月跨區跨省線路的交易結算工作。定期編制月度、季度信息報告，按季度組織召開現場信息發布會。

6.加強交易平臺安全運行保障。周密制訂網絡安全保障工作預案，保證平臺可靠運行，全面加強交易平臺隱患監測分析，密切跟蹤網絡攻防形勢，開展交易平臺賬號專項排查治理，為市場主體提供安全的平臺應用。

（二）下一步工作打算

1.加強跨區跨省電力交易組織，確保完成全年目標。針對外電入魯存在不確定性，積極與北京電力交易中心進行匯報溝通，爭取西北、東北、華北等公司按計劃足額輸送我省電力電量，保障迎峰度冬電力供應。豐富省間清潔能源發電權交易方式及類型，大力促進清潔能源消納。

2.科學做好月度計劃編制。2019年，市場化交易電量進一步放大，平衡機組計劃與市場電量愈發困難，及時分析計劃執行情況并采取調整措施，做好市場與計劃銜接工作，統籌安排月度發電量計劃，科學合理下達月度直調公用機組發電量計劃，均衡控制各發電廠年度計劃完成率。

3.創新交易品種，組織專項交易。按照要求，在組織開展好月度交易、偏差電量的上調下調等交易工作的基礎上，深入了解用戶負荷特性和不同用能需求，結合交易模式，增加交易品種，滿足客戶差異性需求。

4.加強“三公”調度交易管理。及時報送和披露各類市場信息，配合能源監管機構規范開展發電機組運行考核與輔助服務補償工作。

5.按時準確完成相關電量電費的結算清算。每月及時、準確完成統調公用電廠、直接交易用戶及售電公司、兩個細則及風電廠考核結算工作；配合北京交易中心完成跨區跨省線路的電量、電費結算工作；根據結算情況，認真開展掛牌交易受益的疏導工作，確保電費結算零差錯，維護好市場主體的直接利益。

6.持續優化交易運營系統，提升市場主體滿意度。以業務發展為導向，結合市場發展變化需求，提前策劃交易平臺優化提升思路，持續改進優化平臺注冊、交易、結算功能，為市場主體提供更為友好、高效、便捷的服務。規范完善市場用戶信息管理，加強與政府部門和監管機構的溝通協調，嚴格市場準入與退出機制，共同推進電力市場信用體系建設。