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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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北极星售电网获悉,3月13日,甘肃省工业和信息化厅发布2025年2月全省电力生产运行情况。详情如下:2月,全省完成发电量184.06亿千瓦时,同比增长6.76%。1-2月,全省完成发电量391.58亿千瓦时,同比增长5.80%。2月,全省全社会用电量139.55亿千瓦时,同比增长1.89%。1-2月,全省全社会用电量累计296.16
北极星售电网获悉,浙江丽水市2025年将完成能源领域投资100亿元,新增抽水蓄能装机150万千瓦、光伏发电装机49万千瓦,投产35千伏及以上输电线路189公里、变电容量20万千伏安,保障全社会用电量180亿千瓦时以上,天然气消费量4亿方以上,“十四五”单位GDP能耗累计下降13.5%。据了解,2024年,丽水市完
1月份,全省全社会用电量94.49亿千瓦时,同比下降1.80%。全省全口径发电量103.67亿千瓦时,同比下降1.06%。全省原油产量36.68万吨,同比下降9.16%;原油加工量82.00万吨,同比增长1.72%。天然气产量1.64亿立方米,同比增长0.8%;天然气消费量4.12亿立方米,同比增长3.4%;原煤产量56.23万吨,同比下降2
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今日,将目光聚焦到淮安。2024年,淮安一路高歌猛进,实现地区生产总值5413.02亿元,较上年增长破7个百分点,增速位居全省第一。电力是经济发展的“晴雨表”。2024年,江苏淮安市全社会用电量首次突破300亿千瓦时,增速同样全省第一,一二三产业都有亮眼的表现。在昂扬向上的数据曲线背后,淮安,这座
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2024年,山西运城市全社会用电量384.6亿千瓦时,同比增长1.4%。从全行业用电情况看:2024年,三次产业用电量328.3亿千瓦时,占全社会用电量85.4%,同比增长0.1%,拉动全市全社会用电量增速增长0.1个百分点。其中,第一产业用电量为6.2亿千瓦时,同比增长10.7%,拉动三次产业用电量增速增长0.2个百分点
北极星售电网获悉,2月21日,吉林省统计局发布数据显示,2024年1-12月,白城市全社会用电量累计为65.42亿千瓦时,同比下降0.1%,其中工业用电量累计31.97亿千瓦时,与去年同比下降4.6%。从产业分组看:2024年1-12月,全市第一产业用电量3.11亿千瓦时,同比增长12.4%;第二产业用电量32.31亿千瓦时,同
一、用电情况1月全社会用电量233.87亿千瓦时,同比下降5.97%。分产业看,第一产业用电量2.81亿千瓦时,同比增加9.05%;第二产业用电量125.94亿千瓦时,同比下降9.80%;第三产业用电量50.37亿千瓦时,同比下降4.17%;居民生活用电量54.75亿千瓦时,同比增长1.47%。二、发电情况1月全省发电量197.63
北极星售电网获悉,2月24日,河南能源监管办发布河南省2025年1月份电力供需情况通报。2025年1月,全省全社会用电量378.24亿千瓦时,同比下降3.49%。全省发电量333.77亿千瓦时,同比下降3.95%。详情如下:一、电力生产情况(一)发电量情况。1月份当月,全省发电量333.77亿千瓦时,同比下降3.95%。其中
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北极星售电网获悉,3月10日,安徽电力交易中心发布2024年度电力交易成交电量、价格情况。详情如下:1.跨区跨省交易情况截至2024年底省间交易外购电电量445.35亿千瓦时,同比增长23.71%。通过省间交易消纳省外新能源电量89.49亿千瓦时,同比增长23.54%。2.电力直接交易情况截至2024年底,全省共成交直接
北极星售电网获悉,甘肃电力交易中心发布2024年甘肃电力市场交易信息报告,报告中提出,2024年全年,省级结算上网电量1811.17亿千瓦时,同比增长8.50%。2024年度,跨区跨省外送电量558.80亿千瓦时,同比增长6.98%。电厂购电均价303.61元/兆瓦时,送电均价341.79元/兆瓦时,输电均价38.18元/兆瓦时。20
北极星售电网获悉,近日,蒙东电力交易中心发布2024年电力市场运行情况。市场主体注册情况:截至2024年12月底,蒙东电力交易平台已注册市场主体6259家,同比增加1238家。其中,发电企业295家,同比增加17家;电力用户5906家,同比增加1213家;售电公司57家,同比增加8家;电网企业1家,同比持平。市场
近日,海南电力交易中心迎来了具有里程碑意义的时刻——顺利组织完成省内首次绿色电力直接交易,此次绿色电力直接交易成交电量约5625兆瓦时,实现了从无到有的历史性突破。这不仅为海南省的绿色能源发展注入了新的活力,也有效助力海南自贸港经济绿色高速发展。在国家大力推动能源转型和“双碳”目标的
北极星售电网获悉,2025年甘肃省电力用户与发电企业直接交易3月份第一批新增准入电力用户名单公示,涉及17家电力用户,详情如下:
2024年1-12月,全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量61795.7亿千瓦时,同比增长9%,占全社会用电量比重为62.7%,同比增长1.3个百分点,占售电量比重为76%,同比增长1个百分点。其中,全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为46535.9亿千瓦时,同比增长5.1%。12月份,全国各电力交易中心组织完
截至2024年12月底,在陕西电力交易中心注册的经营主体累计14327家,同比增长26.06%。2024年省内电力直接交易批发市场总成交电量1506.16亿千瓦时,同比增长8.19%,成交均价382.44元/兆瓦时。截至2024年12月底,陕西电力交易中心组织完成零售市场交易12场次,成交电量1041.45亿千瓦时。
截至2024年底,福建电力市场注册在册经营主体共34572家,参与交易经营主体共32232家。2024年,福建电力市场累计组织开展中长期直接交易136批次,成交电量2084.7亿千瓦时,同比增长3.2%,成交均价0.4260元/千瓦时。其中,开展绿电交易12批次,成交电量18.9亿千瓦时。2024年全年,发电侧结算直接交易电量
北极星售电网获悉,上海电力交易中心发布2025年2月上海月内电力直接交易安排,拟于近期组织开展2025年2月上海月内电力直接交易。本次月内交易的有关组织安排如下:其他需注意事项:一、2025年分时段和价区划分2025年分时段和价区划分根据《关于进一步完善我市分时电价机制有关事项的通知》(沪发改价管
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北极星售电网获悉,2025年1月10日,上海电力交易中心发布2025年2月上海月度电力直接交易、绿色电力交易及电网企业代理购电工作场内集中交易安排公告,2025年分时段和价区划分根据《关于进一步完善我市分时电价机制有关事项的通知》(沪发改价管〔2022〕50号)要求执行。申报需求时,尖峰时段的电量需单
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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
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