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售电每日要闻-2019.02.28

2019-02-28 17:08来源:北极星售电网关键词:售电售电每日要闻售电市场收藏点赞

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政策:

1.月度集中竞价六段式报价 浙江售电市场交易基本规则征意见

浙江省发改委日前发布了关于公开征求《浙江省售电市场交易基本规则(征求意见稿)》意见的公告,其中,一、电力用户准入:110kV以上为“批发市场用户”,即一类用户,10kV及以上、100kV以下的电力用户为“零售用户”,即二类用户,具体放开行业参考年度电力直接交易试点方案。根据1月29日,浙江省电力交易中心发布《2019年度浙江电力直接交易试点工作方案》的通知,本次售电市场交易只放开煤碳、钢铁、有色和建材四个行业总计130亿千瓦时电量参与。

二、市场份额限制:同一投资主体(含关联企业)所属的售电企业,年边协商交易、月度集中竞价交易和平台挂牌交易总电不超过全省售电市场总量的30%。(2019年130亿左右,单个售电公司限制在39亿内)。

三、售电市场交易品种:开展年度双边协商交易、月度集中竞价交易、挂牌交易。

四、电力交易价格限制:集中竞价交易中,为避免市场操纵及恶性竞争,可对报价设置上限;参与市场交易机组发电能力明显大于用电需求时,可对报价设置下限。

五、月度集中竞价六段式报价:浙江省与广东、江苏等省份的一个不同点是采用买卖双方六段式报价,有助于降低市场主体交易风险,但出清方式依旧是边际统一出清。

卖方申报(发电企业或批发市场用户和售电企业申请作为“卖方”申报)实行六段式报量、报价,每段电量不得超过其上限电量的20%,报价价格逐段递增,每段价差不得小于3.0元/MWh;买方申报(批发市场用户和售电企业、发电企业作为“买方”申报)实行六段式报量、报价,每段电量不得超过其上限电量的20%,报价价格逐段递增,每段价差不得小于3.0元/MWh。

六、偏差考核与结算:发电企业、批发市场用户、售电企业售电市场的合同偏差电量,釆取“月结月清”的方式结算偏差电量,不滚动调整。(初期即月结月清,售电公司面临较大偏差电量考核风险)

七、履约保函管理:预估本年度售电企业所代理用户的用电量,按照上一年度实际用电量的120%估算。4亿千瓦时及以下履约保函额度200万元,每增加1亿度,保函增加50万,保函总额不超过2000万元。

公开征求意见时间为2019年2月27日至2019年3月8日。

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电力交易:

2.北京电力交易中心2018年电力市场年报:国网区域直接交易电量12257亿度 995家售电公司参与

北京电力交易中心日前发布了《2018年电力市场年报》,2018年,国家电网公司经营区域各电力交易中心总交易电量完成44407亿千瓦时,同比增长8.9%,其中,市场化交易电量16187亿千瓦时,同比增长32.5%。北京电力交易中心组织2018年度省间市场交易40笔,交易电量总计1036亿千瓦时,同比增长76.5%;集中开展迎峰度夏省间市场化交易,达成交易26笔、203亿千瓦时,祁韶、灵绍、鲁固等新投特高压直流通道按照最大能力送电。

2018年,国家电网公司经营区域电力直接交易电量12257亿千瓦时,同比增长37.1%,降低电力用户用电成本373亿元,平均降低电价30.1元/千千瓦时,持续释放改革红利。其中,995家售电公司参与市场交易,交易电量6924亿千瓦时。

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3.成交量创2018年以来新高!广东2019年3月月竞价差-34.05厘/千瓦时

2月28日上午9:00-11:00,广东电力交易中心组织开展了2019年3月份集中竞争交易,现将未经安全校核的交易结果通报如下:

成交概况:总成交电量初步为489201.59万千瓦时。 供应方边际成交申报价差-36.1厘/千瓦时,需求方边际成交申报价差-32.0厘/千瓦时,统一出清价差为-34.05厘/千瓦时。

本月价差再度收紧,平均价差为-34.05厘/千瓦时,较上月缩紧3.15厘,但成交电量48.92亿千瓦时,创2018年以来新高。今年月竞价差似乎并无多大起色,并有可能逐渐向三分靠拢。可以预料到在市场供需比调整之前,2019年全年月度竞价价差将不会产生较大的变化并有可能退至3分左右。3月份市场用电总需求电量为151.1亿千瓦时,扣除年度合同电量102.2亿千瓦时后,集中竞争电量需求为48.9亿千瓦时。3月集中竞争电量需求扣除必开顶峰电量3.4亿、已申请强制成交电量13.7亿千瓦时后,有效竞争电量需求为31.8亿千瓦时。

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评论:

4.售电市场出现变化 售电公司如何抓住机遇?

售电市场经过2~3年的培育和普及教育,我们发现市场正在发生一些变化:

一是越来越多的大用户自身认识到了能源使用问题,更多地接受使用能源监控与管理系统,通过物联网技术采用远程监测、监控来降低能源成本。通过调整生产计划等手段,在不进行大规模技术改造的情况下可节省能源成本2%~3%,相比能源监控系统投入,3~5年即可收回投资;二是更多的用户在条件允许的情况下,要求部署安装用户侧储能装置,用户侧电化学储能或蓄冷储热装置,这一点从用户侧储能的市场发展也可以得到印证;三是供电局和售电公司的贴身服务,让用户了解到了之前接触不到的节能常识。供电局主动进行“容改需”等服务;售电公司也通过增值服务让更多用户了解,并享受到电改红利;四是在政府要求、电力交易资格强制、用户自身需求带动等几个因素影响下,能源监控计量装置、软件系统、无线传感器快速普及,不但为用户带来实际增值服务,也为能源互联网发展打下基础;五是在可再生能源配额制提出前台,一些高端用户已有区别于单纯低电价以外的服务,如碳排放交易、绿电需求等。随着配额制的强制执行,用户的用电需求会更加多元化发展,而不仅是低电价的需求;六是售电市场经过多年普及交易,已具备从线下向线上发展的基础和可能。售电客户开发、合同签订、售电服务等以后会更多的依靠线上系统获取流量,完成相应服务。因此,笔者认为,售电市场已进入到个性化竞争、电价套餐增值服务,以及线上服务的阶段。

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5.李俊峰:可再生能源电价附加应征全用好 恢复其基本属性

记者:在您看来,如何促进可再生能源高质量发展,迎接其全面平价时代的到来?

李俊峰:第一,政府要积极推动可再生能源发展。国家发展改革委、国家能源局和财政部相关部门要充分协调、积极推进,落实好中央“改善能源结构,减少煤炭消费,增加清洁能源使用”的要求。第二,创新机制,促进高耗煤地区,特别是高耗煤经济发达地区消纳清洁能源。第三,参照乌兰察布风电项目经验,充分发挥政府协调作用,推进风电、光伏发电竞价上网和跨区消纳。第四,理顺电价机制,恢复可再生能源电价的基本属性。最后,着眼于长远,中央部门要带头清欠可再生能源补贴债款。

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