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用电侧情况
7月,全社会用电量309.28亿千瓦时,同比增长19.21%,环比增长14.39%。网供用电量246.65亿千瓦时,同比增长20.91%,环比增长12.45%。主网最大用电负荷4639.49万千瓦,最小用电负荷2290.58万千瓦。
发电侧情况
截至7月底,全省装机容量10708.89万千瓦。省调直调电厂总计装机6212万千瓦(本月无新增容量)。其中水电4308万千瓦,火电1266万千瓦,风电469万千瓦,光伏169万千瓦。7月非计划停运火电机组7台次。
7月,发电量518.64亿千瓦时(全口径)、483.16亿千瓦时(调度口径)、277.68亿千瓦时(统调口径)。
7月,四川全网来水较去年同期偏少38.1%,较多年同期偏少11.2%。全网全年累计来水较去年同期偏少23.3%,较多年同期偏少3.1%。全网装机(能力)弃水电量19.48亿千瓦时。全网全年累计装机(能力)弃水电量23.29亿千瓦时,同比降幅59.5%。
7月,电网主要火电厂共计存煤94.63万吨,环比减少27.09%。其中,存煤量环比增长率最高为金堂电厂,增长21%,最低为广安电厂,增长-73.64%。
2021年1—7月,全省发电平均利用小时数为2184小时,同比增加73小时。其中,水电2161小时,同比减少21小时;火电2629小时,同比增加638小时;风电1506小时,同比减少155小时;太阳能950小时,同比增加29小时。
电网建设运行情况
(一)电网规模
截至7月底,全网共有±800千伏直流换流站4座,±500千伏直流换流站1座,500千伏变电站51座,500千伏开关站2座,220千伏变电站(含开关站)316座。已建成并投运±800千伏直流输电线路8条,±500千伏直流输电线路2条,500千伏交流输电线路215条,220千伏输电线路1022条。
(二)检修、停电计划执行情况
7月,500千伏设备停电检修计划1项,实际执行1项。
220千伏设备停电检修计划安排28项,实际执行24项。其中成都公司220千伏曹梓一、二线,绵阳公司220千伏华丰二线因川西地区负荷高,电力电量平衡紧张推迟;资阳公司220千伏资陈线因成自高铁迁改建设工程滞后导致推迟。
(三)电网运行
通道阻塞情况:无电网检修引起的通道阻塞情况。
辅助服务情况:调用正常。
合同整体完成情况:7月10日全网开始启动弃水,发电计划按指标进行安排,由于下旬供需形势紧张,具备能力的电厂整体合同进度较高,但月末基本满足省内发电指标进度一致。
市场准入情况
7月,四川电力交易平台新增准入电力用户114家,退市售电公司1家。截至7月底,四川电力交易平台注册生效市场主体16024家。其中,发电企业326家,同比增长5.50%;电力用户15441家,同比增长66.07%;售电公司257家,同比增长13.72%。
市场交易情况
(一)省内市场
7月,共计开展月内交易6次,用电侧事后转让交易1次。成交增量电量26.41亿千瓦时,成交均价0.083元/千瓦时,成交调减电量13.08亿千瓦时,成交转让电量39.05亿千瓦时。
1—7月,省内市场化交易水电电量共计598.37亿千瓦时,同比增长33.25%,其中,常规直购266.13亿千瓦时,计划外174.49亿千瓦时,水电消纳示范46.48亿千瓦时,铝电合作66.01亿千瓦时,留存电量45.25亿千瓦时。
(二)省外市场
1.外购电情况:据快报,7月省间本月无外购,留川电量12.76亿千瓦时,同比减少22.26%。1—7月,四川累计外购电量228.75亿千瓦时,同比增长36.27%。
2.外送电情况:据快报,7月全口径外送电量213.97亿千瓦时,同比增长6.36%。其中省调电厂送出68.38亿千瓦时,同比增长8.11%;西南网调电厂送出7.08亿千瓦时,同比增长79.93%;国调电厂送出138.52亿千瓦时,同比增长3.37%。1—7月,四川全口径外送电量累计531.98亿千瓦时,同比减少11.65%。
结算情况
(一)发电侧结算
据快报,7月四川电力交易中心结算上网电量275.34亿千瓦时,同比增长16.08%。1—7月四川电力交易中心结算上网电量1342.15亿千瓦时,同比增长14.16%。
(二)用电侧结算
1-6月,结算市场化电量590.87亿千瓦时,同比增长32.51%,占全社会用电量的39.05%,结算均价0.27363元/千瓦时。
(三)偏差考核情况
发电侧6月考核电厂68家,考核偏差电量6559.34万千瓦时,偏差考核电费312.47万元。1—6月累计考核电量19646.47万千瓦时,偏差考核电费768.93万元。
用户侧1—6月,累计偏差考核电量4989.32万千瓦时,偏差考核电费1066.86万元。
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