四、電力市場運行情況分析

 

（一）電力供需平衡情況

 

1.直調(diào)用電負荷情況

 

2018年度，山東電網(wǎng)直調(diào)用電最高負荷為7470.7萬千瓦（8月7日），同比增長11.9%。直調(diào)用電最低負荷為2522.7萬千瓦（2月18日），同比增長7.1%。直調(diào)用電負荷最大峰谷差為2152.1萬千瓦（7月24日），同比增長12.9%。

 

 

2.電力供需平衡分析

 

2018年度，山東電網(wǎng)直調(diào)裝機容量6422.0～6251.0萬千瓦，省外來電1150萬千瓦，全省風(fēng)電場裝機容量1072.1～1139.8萬千瓦之間，光伏裝機容量在1144.4～1361.2萬千瓦之間，直調(diào)最高用電負荷7470.7萬千瓦。

 

2018年度，受經(jīng)濟增長放緩、環(huán)保、省外來電增加等因素影響，全省電力供需形勢較為寬松。進入迎峰度夏、度冬期間以后，用電負荷增幅較大，部分日期的負荷高峰時段電力供應(yīng)出現(xiàn)缺口，電網(wǎng)被迫采取了有序用電措施。

 

3.電網(wǎng)有序用電情況

 

迎峰度夏、度冬期間，電網(wǎng)備用緊張，全網(wǎng)共有11天采取了有序用電措施，并于12月份首次實施了負荷側(cè)需求響應(yīng)，其中：

 

7月份，電網(wǎng)采取有序用電措施1天，最大移峰負荷204.7萬千瓦，累計影響電量478.54萬千瓦時。

 

8月份，電網(wǎng)采取有序用電措施9天，最大移峰負荷661.2萬千瓦，累計影響電量38566.59萬千瓦時。

 

12月份，電網(wǎng)采取有序用電措施1天，最大移峰負荷136.9萬千瓦，累計影響電量174.1萬千瓦時。

 

12月20日，全省范圍內(nèi)首次成功實施負荷側(cè)需求響應(yīng)，12時至13時午間用電低谷時段，共有201戶客戶參與填谷響應(yīng)，最大填谷響應(yīng)負荷43.9萬千瓦。

 

12月27日，實施同日省級削峰填谷電力需求響應(yīng)，其中午間填谷需求響應(yīng)（12點至13點）最大填谷響應(yīng)負荷31.6萬千瓦；晚間削峰需求響應(yīng)（17點至18點），最大削峰響應(yīng)負荷61.7萬千瓦。

 

（二）電網(wǎng)約束情況

 

目前，山東電網(wǎng)通過1000千伏錫盟—山東、榆橫—濰坊特高壓交流，±800千伏扎魯特—青州、伊克昭—沂南特高壓直流，±660千伏銀川東—膠東直流和500千伏辛聊雙線、黃濱雙線，與華北電網(wǎng)、西北、東北電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)，山東電網(wǎng)邁入了特高壓交直流混聯(lián)運行新時代。500千伏主網(wǎng)架保持“五橫三縱”，220千伏電網(wǎng)為地區(qū)供電系統(tǒng)的主網(wǎng)架，500千伏與220千伏系統(tǒng)之間的高低壓電磁環(huán)網(wǎng)基本打開。已形成煙臺-威海、濰坊、青島、青島北、臨沂-日照、濟寧、菏澤、泰安西、濟南、淄博南-萊蕪-泰安東-棗莊、淄博北、東營12個獨立供電區(qū)，聊城、德州、濱州3個地區(qū)電網(wǎng)之間存在220千伏弱電氣聯(lián)系，但彼此間的界面清晰。全網(wǎng)呈“西電東送、南北互濟”格局。

 

截至2018年底，山東電網(wǎng)對發(fā)電廠和供電仍存在一定的約束問題，主要情況如下：

 

里彥電廠因220千伏網(wǎng)架受限，正常運行方式下需停一臺機組備用。

 

（三）并網(wǎng)電廠運行情況

 

2018年度，山東電網(wǎng)直調(diào)發(fā)電機組非計劃停運統(tǒng)計臺數(shù)198臺，非計劃停運總次數(shù)368臺次，臺均非停1.86次。

 

按非停原因分析，主要為鍋爐設(shè)備故障和汽輪機設(shè)備故障，分別占非?？倲?shù)的53.80%和20.38%。具體數(shù)據(jù)見表25。

 

 

 

五、電力市場建設(shè)信息

 

（一）電力交易工作通報

 

1.扎實做好省間電力市場交易組織與落實。嚴格執(zhí)行“統(tǒng)一市場，兩級運作”總體框架，建立高效協(xié)同配合機制，充分利用銀東直流、魯固直流、昭沂直流等跨省區(qū)輸電通道，挖掘送出省送出潛力，調(diào)動市場主體積極性，有效降低省內(nèi)煤炭消耗總量，緩解節(jié)能減排壓力，助推山東能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型。

 

2.推進現(xiàn)貨市場建設(shè)，發(fā)揮市場配置能力。按照現(xiàn)貨市場建設(shè)思路，借鑒試點單位先進經(jīng)驗，開展中長期交易與現(xiàn)貨市場銜接研究，促進新能源消納和資源優(yōu)化配置，穩(wěn)步推進現(xiàn)貨市場建設(shè)工作有序進行。

 

3.統(tǒng)籌安排市場化電量與基數(shù)電量,持續(xù)做好電廠發(fā)電量計劃。按時完成1-12月電力電量平衡分析及2019年一季度電力電量平衡預(yù)測分析報告。加強與政府部門及北京交易中心溝通匯報，認真落實跨區(qū)跨省電能交易計劃，優(yōu)化公用電廠發(fā)電量計劃，保證電力有序供應(yīng)，為電力市場健康發(fā)展創(chuàng)造基礎(chǔ)條件。

 

4.穩(wěn)妥完成省內(nèi)電力直接交易組織與實施。每月組織開展月度雙邊、月度集中競價、月度合同偏差預(yù)掛牌等交易，保質(zhì)保量地完成各項交易組織工作。通過山東電力交易中心平臺、微信公眾號、手機短信、電話問詢等多種線上渠道為客戶提供實時交易公告、交易結(jié)果等服務(wù)。

 

5.精準完成電費結(jié)算，及時披露市場信息。完成1-12月份統(tǒng)調(diào)公用電廠電費結(jié)算、兩個細則結(jié)算及風(fēng)電廠考核補償計算、參與市場交易的用戶及售電公司結(jié)算；完成1-9月份偏差考核、電網(wǎng)公司正收益費用返還。配合北京交易中心完成1-12月跨區(qū)跨省線路的交易結(jié)算工作。定期編制月度、季度信息報告，按季度組織召開現(xiàn)場信息發(fā)布會。

 

6.加強交易平臺安全運行保障。周密制訂網(wǎng)絡(luò)安全保障工作預(yù)案，保證平臺可靠運行，全面加強交易平臺隱患監(jiān)測分析，密切跟蹤網(wǎng)絡(luò)攻防形勢，開展交易平臺賬號專項排查治理，為市場主體提供安全的平臺應(yīng)用。

 

（二）下一步工作打算

 

1.加強跨區(qū)跨省電力交易組織，確保完成全年目標(biāo)。針對外電入魯存在不確定性，積極與北京電力交易中心進行匯報溝通，爭取西北、東北、華北等公司按計劃足額輸送我省電力電量，保障迎峰度冬電力供應(yīng)。豐富省間清潔能源發(fā)電權(quán)交易方式及類型，大力促進清潔能源消納。

 

2.科學(xué)做好月度計劃編制。2019年，市場化交易電量進一步放大，平衡機組計劃與市場電量愈發(fā)困難，及時分析計劃執(zhí)行情況并采取調(diào)整措施，做好市場與計劃銜接工作，統(tǒng)籌安排月度發(fā)電量計劃，科學(xué)合理下達月度直調(diào)公用機組發(fā)電量計劃，均衡控制各發(fā)電廠年度計劃完成率。

 

3.創(chuàng)新交易品種，組織專項交易。按照要求，在組織開展好月度交易、偏差電量的上調(diào)下調(diào)等交易工作的基礎(chǔ)上，深入了解用戶負荷特性和不同用能需求，結(jié)合交易模式，增加交易品種，滿足客戶差異性需求。

 

4.加強“三公”調(diào)度交易管理。及時報送和披露各類市場信息，配合能源監(jiān)管機構(gòu)規(guī)范開展發(fā)電機組運行考核與輔助服務(wù)補償工作。

 

5.按時準確完成相關(guān)電量電費的結(jié)算清算。每月及時、準確完成統(tǒng)調(diào)公用電廠、直接交易用戶及售電公司、兩個細則及風(fēng)電廠考核結(jié)算工作；配合北京交易中心完成跨區(qū)跨省線路的電量、電費結(jié)算工作；根據(jù)結(jié)算情況，認真開展掛牌交易受益的疏導(dǎo)工作，確保電費結(jié)算零差錯，維護好市場主體的直接利益。

 

6.持續(xù)優(yōu)化交易運營系統(tǒng)，提升市場主體滿意度。以業(yè)務(wù)發(fā)展為導(dǎo)向，結(jié)合市場發(fā)展變化需求，提前策劃交易平臺優(yōu)化提升思路，持續(xù)改進優(yōu)化平臺注冊、交易、結(jié)算功能，為市場主體提供更為友好、高效、便捷的服務(wù)。規(guī)范完善市場用戶信息管理，加強與政府部門和監(jiān)管機構(gòu)的溝通協(xié)調(diào)，嚴格市場準入與退出機制，共同推進電力市場信用體系建設(shè)。