售电每日要闻-2019.02.28-北极星售电网

投稿

我要投稿

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。

详情点击：

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。

详情点击：

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。

详情点击：

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。

详情点击：

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。

详情点击：

相关阅读：

售电每日要闻-2019.02.27