亚博:江蘇作為華東首推競價交易省份 電力市場是怎麼幹?

日期:2019-09-03 11:14:12 作者:亚博APP官方下载

江蘇作為華東首推競價交易省份 電力市場是怎麼幹? 來源:財新-無所不能 更新時間:2016-09-18 16:22:11 [我要投稿] 江蘇作為華東首推競價交易省份 電力市場是怎麼幹?

  江蘇省將於迎峰度夏後適時開展電力集中競價交易,市場主體也都在積極準備中,今天咱們就來梳理一下江蘇省電力市場的那些事,讓大傢對這個用電規模僅次於廣東的市場有個更清楚的認識。

  江蘇省電力概況

  江蘇電網是華東電網的重要組成部分,全網目前維持500千伏五縱五橫主網架、220 千伏分層分區運行的格局。2016 年隨著特高壓輸電工程的建成投運,江蘇電網將初步形成特高壓交直流混聯電網,整體受電能力繼續提升。

  截至2015年底,江蘇省全社會裝機容量已超過9200萬千瓦,各類電源比例如圖所示。2015年江蘇省全社會用電量約4900 億千瓦時,同比增長1.46%。

  江蘇省電力直接交易歷程

  江蘇省電力直接交易始於2010年,國傢發改委一次性批復核定瞭江蘇、浙江、重慶三省市電力用戶與發電企業直接交易試點輸配電價。2012年3月江蘇省正式啟動電力直接交易試點,年交易電量為13.16億千瓦時,經過四次擴圍,2016年直接交易雙邊協商規模已達到535億千瓦時,預計占全社會用電量的比重為10.46%。2016年8月,江蘇省印發瞭《江蘇省電力集中競價交易規則(試行)》,根據計劃,江蘇將在迎峰度夏後適時開展電力直接交易平臺集中競價試點工作。以下是江蘇省電力直接交易重要事件回顧:

  2010年6月,江蘇省直購電試點輸配電價得到國傢發改委批復,其中110kV用戶為0.109元/千瓦時,220kV用戶為0.089元/千瓦時。同年,江蘇省向國傢電監會、國傢發改委和國傢能源局報送《江蘇電力用戶與發電企業直接交易試點有關補充情況的請示》,明確電力用戶與發電企業直接交易試點方案和參與直接交易的具體對象。

  2012年1月,國傢電監會、國傢發改委和國傢能源局印發《關於江蘇省開展電力直接交易試點的通知》,對江蘇省2010年上報的試點方案進行批復。2月,江蘇省印發《江蘇省電力用戶與發電企業直接交易試點實施細則(試行)》。3月,江蘇電力直接交易試點工作正式實施,共有8傢發電企業與8傢電力用戶簽定大用戶直購電交易合同,年度合同交易量為13.16億千瓦時。

  2014年5月,江蘇省印發《江蘇省電力用戶與發電企業直接交易試點暫行辦法》(蘇監能市場〔2014〕95號)、《江蘇省電力用戶與發電企業直接交易擴大試點工作方案》,明確瞭直接交易市場準入條件、交易方式、交易價格、容量剔除、計量與結算等細則。7月,大唐南京發電廠等發電企業和南京中電熊貓液晶顯示科技有限公司等電力用戶達成直接交易,交易規模95億千瓦時,占江蘇省當年全社會用電量的2%。

  2015年1月,試點電力用戶和發電企業按照2014年度交易合同簽訂的電量,開展2015年度電力直接交易工作,總計95億千瓦時。2015年9月,江蘇能源監管辦會同省經信委、物價局聯合下發《關於開展2015年江蘇電力直接交易進一步擴大試點工作的通知》,正式實施第三批大用戶電力直接交易工作,年交易電量由年初的95億千瓦時擴大到220億千瓦時,占江蘇省全社會用電量的4.4%。此次試點,共有319傢電力用戶與24傢發電企業簽定電力直接交易協議,交易電量125億千瓦時。

  2015年12月,試點電力用戶和發電企業按照“交易規則不變、交易規模不變、交易方式不變”的原則簽訂2016年度交易合同,直接交易電量220億千瓦時。2016年3月,江蘇省印發《關於開展2016年進一步擴大電力直接交易試點工作的通知》,將江蘇省2016年直接交易電量規模由220億千瓦時擴大到550億千瓦時以上,新增直接交易電量330億千瓦時以上,其中第一階段雙邊協商規模為300億千瓦時,第二階段集中競價交易工作另行專項部署。2016年4月,華能南京發電廠等15傢發電企業和南京樂金熊貓電器有限公司等647傢電力用戶達成直接交易,最終交易規模為315億千瓦時,超額完成2016年新增交易部分的第一階段。

  2016年4月,江蘇電力交易中心揭牌。

  2016年8月,江蘇能源監管辦印發《江蘇省電力集中競價交易規則(試行)》,對競價交易的交易組織、交易出清、交易執行、交易結算、交易監管等方面作瞭詳細的規定,並計劃於迎峰度夏後適時開展電力直接交易平臺集中競價試點工作,以完成2016年新增交易部分的第二階段。

  江蘇省直接交易規則簡述

  準入基本條件

  電力用戶、發電企業以及江蘇省電力公司為市場主體。市場成員包括江蘇省電力公司及其電力調度、交易機構,符合準入條件的電力用戶和發電企業。

  >>直接交易的電力用戶準入條件

  江蘇省直接交易的電力用戶參與范圍為用電電壓等級在110千伏及以上的大型工業企業,並逐步擴大到35千伏的工業用戶和10千伏的戰略性新興產業和高新技術產業,且用戶需符合《產業結構調整指導目錄》等國傢產業政策和節能環保要求。原則上10千伏、35千伏的工業用戶占60%左右,110千伏及以上的工業用戶占40%左右。

  另外江蘇省明確瞭擁有自備電廠用電企業準入資格,規定凡擁有餘熱餘氣綜合利用、光伏風電等新能源以及單機容量5萬千瓦以上的統調燃煤自備電廠等所屬用電企業,隻要符合電力直接交易市場準入條件和《關於加強和規范燃煤自備電廠監督管理的指導意見》(發改經體[2015]2752號)有關要求,並自願提出申請,經審核公示後可以參與電力直接交易。

  >>直接交易的發電企業準入條件

  符合國傢基本建設審批程序並取得發電業務許可證、單機容量在30萬千瓦及以上火力發電企業;參與交易的火電企業必須正常投運環保設施,並符合國傢和省環保要求。

  交易模式

  >>雙邊協商

  雙邊協商交易是電力用戶與發電企業雙方自主尋找交易對象,通過自主協商達成交易意向,確定交易電量、交易價格、分月計劃等購售電合同標的和有關條款。

  >>集中競價

  江蘇電力交易中心提前公佈電力供需形式、交易電量規模、發電企業和電力用戶申報電量限制、出清方式等信息。集中競價交易采用交易雙方分別申報交易電量和價差的形式,按照“價格優先、容量優先、時間優先”原則確定成交。發電企業申報上網價差時,以參加直接交易的機組上網電價為基準,電力用戶以自身執行的目錄電度電價為基準。

  交易價格

  集中競價的交易出清價格按邊際統一出清或高低匹配出清方式形成:

  按邊際統一出清:按照“價格優先原則”對發電企業申報價差由低到高排序,電力用戶申報價差由高到低排序,申報價差相同時,按容量優先排序;容量相同時,按交易申報時間排序。按市場邊際成交價差作為全部成交電量價差統一出清。若發電企業與電力用戶邊際成交價差不一致,則按兩個價差算術平均值執行。

  高低匹配出清方式:將發電企業和電力用戶申報價差配對,形成競價交易價差對。價差對=發電企業申報價差-電力用戶申報價差,價差對數值為正值時不能成交。價差對數值為0或負值時,按照價差對數值小者優先中標的原則進行交易。按照“價格優先原則”對發電企業申報價差由低到高排序,電力用戶申報價差由高到低排序。最低價差的發電企業與最高價差的用戶匹配,依次類推直至匹配電量達到公佈的集中競價交易電量規模或者一方可成交的電量全部匹配完。成交價差為配對雙方價差的算術平均值。價差對數值相同時,按容量優先排序;容量相同時,按交易申報時間排序。

  計量與結算

  在合同約定的執行周期內,直接交易電量按照月度滾動執行。在合同約定執行周期末月,偏差電量納入違約考核,其中集中交易電量優先於雙邊協商交易電量結算。偏差超過3%的餘缺電量電價按下列方式處理,購電價格按目錄電價的110%執行,售電價格按政府核定上網電價的90%執行。

  雙邊協商交易部分,電力用戶與發電企業直接交易結算電費=電度電價×直接交易電量+基本電價。其中基本電價按照江蘇省現行銷售電價表中大工業用電基本電價標準執行,電度電價依據電力用戶電壓等級確定:

  110千伏及以上電力用戶與發電企業進行直接交易電量的電度電價=直接交易價格+直接交易輸配電價+電網損耗價格+政府性基金及附加。其中110千伏用戶直接交易輸配電價為每千瓦時0.109元,220千伏用戶直接交易輸配電價為每千瓦時0.089元。110千伏、220千伏的線損每千瓦時分別為0.02988元和每千瓦時0.02656元。政府性基金按國傢規定的0.04471元/千瓦時執行。

  35千伏至10千伏的電力用戶與發電企業進行直接交易電量的電度價格=直接交易價格+購銷差價(含政府性基金及附加)。其中購銷差價=江蘇省銷售電價表中該電壓等級用戶目錄電度電價扣除燃煤機組標桿上網電價(含環保電價)的差值。

  集中競價交易部分,發電企業、電力用戶直接交易的結算電費為:

  發電企業結算電費=結算電量×(上網電價+成交價差)。

  用戶支付電費=結算電量×(目錄電度電價+成交價差)。

  小結

  目前,江蘇省電力直接交易雙邊協商規模占全社會用電量的比重僅為10.46%,交易規模相對較小、且交易模式較為單一。

  為充分引入競爭,豐富交易手段,江蘇能源監管辦日前已印發《江蘇省電力集中競價交易規則(試行)》,並計劃於迎峰度夏後適時開展電力直接交易平臺集中競價試點工作,預計交易規模在15億千瓦時以上。

  目前江蘇電力交易中心正在進行電力交易平臺技術支持系統的開發、建設等工作,發電企業和電力用戶正在積極籌備電力集中競價的準備工作,也有一些民營資本已經成立售電公司,靜待江蘇省售電側的放開。(【無所不能 文|吳俊宏】)

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