大部分省份对高耗能企业都放开了参与市场化交易的门槛，煤炭、有色金属、建材、化工类的高耗能企业在很多省份参与电力市场化交易都具备先天优势。
自2017年4季度以来，煤电市场交易平均电价已连续四个季度保持增长。从分省煤电交易价格来看，与标杆电价比较降幅最大的是云南，其市场交易平均电价为0.2333元/千瓦时，与标杆电价相比降幅0.1025元/千瓦时，其次为青海、吉林、陕西、广东，其交易平均电价分别为0.2382元/千瓦时、0.2908元/千瓦时、0.2737元/千瓦时、0.3763元/千瓦时，较标杆电价降幅均超过0.07元/千瓦时。
分省来看，市场交易电量占全社会用电量比重排序前三名的省份是云南、蒙西和江苏，分别为52%、47.3%、41.3%。水电市场交易电量1364亿千瓦时，市场化率达到27.7%，市场交易平均电价为0.2033元/千瓦时。风电市场交易电量297亿千瓦时，市场化率为22.3%，其中跨区跨省交易电量约131亿千瓦时，占其市场交易电量比重44%。光伏发电市场化率居前几位的省份依序为：云南（86.8%）、青海（63.1%）、新疆（52.9%）、宁夏（47.2%）。市场交易电量7147亿千瓦时，市场化率为38.7%，其中跨区、跨省外送市场交易电量615亿千瓦时。
煤电上网电量平均电价（计划与市场电量加权平均电价，以下同）为0.3640元/千瓦时，市场交易（含跨区跨省市场交易）平均电价为0.3368元/千瓦时。（四）风电2018年1-9月，大型发电集团风电机组累计上网电量1331亿千瓦时，占其总上网电量的4.8%。从新增装机容量上看，华北地区增速相对较慢，三季度无明显增长，其中山西水电装机下滑21万千瓦。
截至三季度，辽宁、吉林、黑龙江水电装机容量分别达为281万千瓦、351万千瓦、97万千瓦。辽宁、吉林、黑龙江分别为1053小时、1541小时、1882小时，较去年同期下滑了240小时、248小时、267小时。从新增装机容量上看，四川省较去年同期增长244万千瓦，在全国处于较高水平，其他省份基本无增长，而湖北则减少94万千瓦。另一方面，前三季度华东地区是我国火电机组设备利用率最高的地区，对水电造成了一定压力。
中电传媒电力传媒数据研发中心分析显示，华北地区仍以火电为主，水电作为调峰电源，水电设备利用率的提升空间相对较低。四川、湖北水电装机容量高达7377万千瓦、3263万千瓦，合计占全国水电装机容量的35.47%。
但是与去年同期相比，华中地区除河南、湖北外，均有不同程度的下滑，江西、湖南下滑幅度明显，分别达到670小时、649小时。最新公开数据显示，截至第三季度，全国水电设备平均利用小时为2716小时，比上年同期增加42小时《方案》明确：进一步放宽大工业用电企业参与市场的范围：用电电压等级在110千伏及以上的用电企业。在交易机制方面，《方案》在结合2018年交易规则的情况下给出了16种交易机制。
《方案》还将交易类型规定为重点交易、长协交易和普通交易三种。对于相关主管部门的工作，《方案》提出要重点加强沟通和监管，相关服务单位要提升服务质量，参与交易的企业要坚持诚信为本。用电电压等级在35千伏及以下且上年度用电量在1000万kwh以上的企业，对国家，省及市级各类园区（包括高新技术因区、经济技术开发区、循环经济园区等）内的企业，煤炭、钢铁、有色、建材四个行业企业，以及高新技术企业、大数据类企业、承接加工贸易产业转移的企业，完成电能信息采集监测系统建设的企业，不受电压等级和电量限制。《方案》指出：2019年山西省电力直接交易规模为800亿千瓦时，参与交易的企业涵盖电网企业、发电企业、售电公司、用电企业。
《方案》列明了市场主体入市规定及程序，对新加入的发电、用电企业，需要进行公示和相关信息核实，才能进入目录名单。近日，山西省能源局发布了《2019年山西省电力直接交易工作方案》（以下简称《方案》）对明年山西全省的电力市场交易进行规范
安徽电建一公司承建的该工程4号机组于6月14日圆满完成满负荷试验，投入商业运行。该工程是国家能源集团首个66万千瓦等级超超临界二次再热机组工程，对国内火电工程的创新和优化设计具有较好的引导和示范作用。
近日，中国能建华东建投安徽电建一公司、安徽电建二公司承建的国电蚌埠电厂二期工程两台机组通过国家能源集团达标投产专家组验收，实现达标投产。国电蚌埠电厂分别以3号机组94.1752%，4号机组93.6812%的优异成绩通过专家组验收，标志着国电蚌埠电厂二期工程两台机组实现达标投产。安徽电建二公司承建的该工程3号机组于4月15日圆满完成满负荷试验，投入商业运行。专家组分别从安全文明施工管理、施工质量与工艺、调整试验、技术指标、工程资料与档案管理、综合管理6个方面，对该工程进行全面验收考核（4）非金属矿物制品业用电68.06亿千瓦时，同比增长9.52%，与1-10月相比下降0.84个百分点。光电88.72亿千瓦时，同比增长31.79%。
（4）非金属矿物制品业用电6.92亿千瓦时，同比增长2.63%，环比10月下降13.6％。金融业用电1.8亿千瓦时，占0.15％，同比增长15.89%。
风电1627小时，同比增加315小时，增长24.01％。其中：（1）有色金属冶炼和压延加工业用电359.3亿千瓦时，同比增长0.73%，与1-10月相比下降0.26个百分点。
公共服务及管理组织用电30.21亿千瓦时，占2.57％，同比增长14.41%。工业用电900.35亿千瓦时，占76.71％，同比增长12.42%。
其中：水电装机927.35万千瓦，同比增长6.86％。1-11月，全省全社会用电量累计为1173.64亿千瓦时，同比增长11.58%。（2）黑色金属冶炼和压延加工业用电12.73亿千瓦时，同比下降7.42%，环比10月增长10.55％。一、全省全社会用电情况1、分产业用电当月：第一产业用电量为0.63亿千瓦时，同比增长7%。
其中:排灌用电31.15亿千瓦时，占2.65％，同比下降5.66%。其中铝冶炼用电339.09亿千瓦时，同比增长7.66％，与1-10月相比下降0.56个百分点。
累计：1-11月，工业用电900.35亿千瓦时，占全省用电量的76.71％，同比增长12.42％，与1-10月相比下降0.61个百分点。信息传输、软件和信息技术服务业用电11.43亿千瓦时，占0.97％，同比增长16.71%。
2、发电量当月：全省完成发电量144.92亿千瓦时，同比增长13.37%,环比10月增长4.86％。第三产业用电量163.2亿千瓦时，比重为13.91％，同比增长10.87%。
交通运输、仓储和邮政业用电47.95亿千瓦时，占4.09％，同比增长16.74%。其中，水电38亿千瓦时，同比增长2.4%，环比10月下降22.53％。1-11月，预计全省累计外购9.93亿千瓦时，同比下降55.89%。（3）化学原料和化学制品制造业用电51.63亿千瓦时，同比增长14.65%，与1-10月相比下降2.93个百分点。
3、平均发电利用小时1-11月，全省发电设备平均利用小时数累计为2960小时，同比增加439小时，增长17.41％。第二产业用电量912.22亿千瓦时，比重为77.73％，同比增长11.84%。
钢铁冶炼用电45.66亿千瓦时，同比增长24.21％，与1-10月相比下降12.9个百分点。（5）石油、煤炭及其他燃料加工业用电19.41亿千瓦时，同比增长27.84％，与1-10月相比增加0.56个百分点。
其中，水电419.06亿千瓦时，同比增长18.54%。风电14.81亿千瓦时，同比增长4.66%，环比10月下降25.8％。
评论留言