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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。
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4月23日,贵州省能源局发布1-3月份全省电力工业统计数据。截至3月底,贵州累计发电装机容量约8687.21万千瓦,同比增长7.1%。其中,太阳能发电装机容量约1729.8万千瓦,同比增长20.1%;风电装机容量约653.8万千瓦,同比增长10.4%。1-3月份,全省发电设备累计平均利用738小时,比上年同期增加19小时。其
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3月份,全省全社会用电量85.29亿千瓦时,同比增长7.77%;全省全口径发电量96.66亿千瓦时,同比下降3.06%;全省原油产量37.99万吨,同比增长2.57%;原油加工量80.37万吨,同比下降0.22%;天然气产量1.57亿立方米,同比下降6.80%;天然气消费量3.17亿立方米,同比下降2.60%;原煤产量65.56万吨,同比下降
一季度,全省能源供需总体平衡,能源经济运行实现平稳开局。电力保供形势平衡有序。一季度,全社会累计用电量843.2亿千瓦时,同比增长15.2%,增速高于全国5.4个百分点。截至3月底,全社会发电装机容量1.1亿千瓦,较上年末增加260万千瓦。电煤稳产保供扎实推进。一季度,全省累计原煤产量2688.6万吨,日
4月24日,中国电力企业联合会(以下简称中电联)发布了2024年一季度全国电力供需形势分析预测报告。报告显示,一季度,全国电力供应安全稳定,电力消费稳中向好。第二产业用电量同比增长8.0%,制造业中高技术及装备制造业用电量增速领先,加快形成新质生产力趋势明显。高技术及装备制造业用电量比增14.
一季度,广东、广西、云南、贵州、海南等五省区全社会用电量3663亿千瓦时,同比增长10.5%,高于全国0.7个百分点,增速较2019年同期高5个百分点。分产业看,一季度五省区第一、第二、第三产业和居民生活用电量同比分别增长9.6%、9.4%、14.1%和10.4%;从细分行业看,国民经济分类133个行业中,五省区有10
据南方电网海南电网公司19日发布消息,随着海南消费市场持续升温影响,今年一季度,海南省全社会用电量累计113.65亿千瓦时,同比增长14.60%。其中,充换电服务业用电同比增长52.57%,是带动第三产业增长的主要动力。从产业用电看,今年一季度,海南第一产业用电量5.44亿千瓦时,同比增长10.99%;第二产
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北极星售电网获悉,陕西电力交易中心发布2024年3月省内批发侧电力直接交易情况。2024年3月,组织省内发电企业与售电公司(批发用户)、电网企业开展月度及月内电力直接交易成交电量17.35亿千瓦时,成交均价389.7元/兆瓦时。2024年累计开展省内发电企业与售电公司(批发用户)、电网企业电力直接交易成
1-2月,全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量9446.1亿千瓦时,同比增长10.7%,占全社会用电量比重为61.7%,同比持平。其中,全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为7480.2亿千瓦时,同比增长8.5%。2月份,全国各电力交易中心组织完成市场交易电量4160.5亿千瓦时,同比下降4.2%。其中,全国电
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北极星售电网获悉,福建电力交易中心发布2023年度市场总体情况。全年累计组织开展中长期直接交易80批次,成交电量2019.6亿千瓦时,同比增长6.5%,成交均价0.4437元/千瓦时。其中,开展绿电交易11批次,成交电量7.7亿千瓦时。详情如下:
省内批发侧电力直接交易情况2024年2月,组织省内发电企业与售电公司(批发用户)、电网企业开展月度及月内电力直接交易成交电量30.48亿千瓦时,成交均价382.88元/兆瓦时。2024年累计开展省内发电企业与售电公司(批发用户)、电网企业电力直接交易成交电量1260.6亿千瓦时,成交均价383.15元/兆瓦时。2
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图解2024年全省能源工作会电力改革领跑全国山西电力现货市场全国第一个转入正式运行,是国内率先进入长周期结算运行的省电力现货市场。全年电力直接交易成交电量1772亿千瓦时,超年度计划172亿千瓦时。
10月4日,蒙东电力交易中心完成区内配售电公司首次线上自动结算,蒙东电力市场用电侧实现100%自动结算。此次配售电公司自动结算功能的应用实现了电力交易机构与配售电公司线上结算,使电力交易中心与市场主体间结算信息交互更加安全、高效、便捷,市场交易结算水平进一步提升。为提升电力市场交易服务
北极星售电网获悉,河北省发改委日前发布关于建立全省电力保供个案问题处置工作机制的通知,按照全国和全省迎峰度夏能源保供电视电话会议要求,为切实做好我省电力保供工作,保障生产生活用电可靠供应,更好服务经济社会高质量发展,决定建立全省电力保供个案问题处置工作机制。强化监测预警。电网企业
2023年以来,为深入贯彻落实党中央“3060”重大战略部署,积极响应国家碳达峰、碳中政策,全力推进“绿电”经营绿色发展目标,省配售电公司与福建奔驰汽车有限公司达成了绿电供应协议,助推用户实现能源消费绿色低碳转型。近日,双方于福建奔驰公司举办了绿电协议签订纪念仪式,并展开交流座谈。签约仪
今年一季度,福建省配售电公司深入学习贯彻党的二十大精神,全面深入实施省委“深学争优、敢为争先、实干争效”行动,积极发挥专业优势,主动作为,大力开拓绿电交易市场。截至目前,公司协助福建能化集团权属企业福能新能源公司、三峡福建能投公司实现绿电市场电量全额销售,一季度绿电交易成交电量0.
5月25日,彬长矿业电力公司成功取得电力业务许可证(供电类),成为咸阳地区首家具有配电网运营权的配售电公司,标志着该公司正式跻身电网运营企业行列。该许可证的颁发有效避免了生产运营风险,促进了依法治企,进一步提高了企业的生存和发展能力。该公司2020年8月21日被国家发展和改革委员会和国家能源
依据中共中央、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),国家发展改革委、国家能源局《关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》(发改经体〔2016〕2480号)以及《有序放开配电网业务管理办法》等电力体制改革文件精神,郑州航空港区国有资产经营管理有限公司联合华能国
北极星售电网获悉,4月18日,扬中高新区配售电有限公司通过江苏电力交易中心平台,完成了“绿电交易”。这是扬中高新区配售电有限公司开展的首笔绿电交易,也是省内首次由增量配售电公司促成的二类市场绿电交易。据了解,本次江苏绿电双边协商交易总成交电量0.72亿千瓦时,交易均价467.04元/兆瓦时。
江苏港恒配售电有限公司、江苏盐城天之润配售电有限公司向本机构提出的电力业务许可(供电类-增量配电)申请,经审查,符合法定条件,决定准予许可。
吉林白城市人民政府近日发布了《加快建设白城绿电产业示范园区的意见》,文件提出,探索构建“源网荷储一体化”发展模式,加强清洁能源消纳,培育吉林西部生态经济增长极。力争2025年,实现本地消纳清洁能源装机超过500万千瓦、年供电120亿度,清洁能源直供比例达到50%,固定资产投资完成500亿元、产出规模达到500亿元、税收50亿元,国家“源网荷储一体化”和省绿电产业示范效应逐步显现。到2030年,进一步提高清洁能源直供比例,拉低全市碳排放总量,逐步建成产值千亿、税收百亿的大型示范园区。
经过近15小时的奋战,7月23日23时18分,闽投配售电公司参股的厦门海华电力科技有限公司宁店110kV变电站进入24小时试运行阶段,标志着厦门宁店110kV变电站工程顺利送电成功,将为海沧信息产业园入园企业提供稳定、可靠的电源。
近日,中国能建云南火电配售电公司通过了持续准入售电市场,获得在云南电力售电市场资格的“通行证”。
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