全國電改情況大梳理之——山西電力市場分析

2017-05-25 10:49:17 大云網　點擊量：評論 (0)

2016年，山西省全社會用電量完成1797 2億千瓦時，同比增長3 5%。其中，第一產業38 45億千瓦時，同比降低6 15%;第二產業1410 33億千瓦時，同比增長2 69%;第三產業178 04億千瓦時，同比增長9 20%;城鄉居民生活170

2016年，山西省全社會用電量完成1797.2億千瓦時，同比增長3.5%。其中，第一產業38.45億千瓦時，同比降低6.15%;第二產業1410.33億千瓦時，同比增長2.69%;第三產業178.04億千瓦時，同比增長9.20%;城鄉居民生活170.36億千瓦時，同比增長6.56%。這其中，尤其值得關注的是工業用電量，同比增長2.6%。增速繼8月份持平后漲幅逐月擴大，9月份以來累計增速分別為：0.2%、1%、1.9%和2.6%。

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。

全年全省外送電量累計完成713.33億千瓦時，同比降低0.96%。外送電交易初步形成市場競價機制，全年市場化交易電量達110.90億千瓦時。

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。