最终成交均价303.9元/千瓦时 山西首次电力交易情况

 3月23日，山西省首次采用撮合竞价模式组织2017年4月月度电力直接交易，70家用户、30家售电公司、106家电厂参与了这次交易，交易总规模为26.26亿千瓦时。依据4月6日发布的交易校核报告，最终的总成交量为23.131亿千瓦时，最终的成交均价为303.9元/千千瓦时，在火电标杆上网电价320.5元/千千瓦时的基础上降价约16.6元/千千瓦时。

（文章来源：山西售电 ID:shanxishoudian 作者： 李浩）

做为山西省组织的首次月度竞价交易，相比广东电力市场，交易结束后公开的信息非常少，以下信息是依据市场反馈整理所得：

1. 4月用户侧总申报电量为27.57亿千瓦时，最终成交23.131亿千瓦时，市场平均成交比例约83.9%，有4.439亿千瓦时电量未成交。

2.山西的售电公司虽然是首次进入市场，但已经呈现出两极分化状况，首月就有售电公司亏损。山西4月参与交易的电量50%以上份额是由售电公司代理，最终成交的电量售电公司份额也占到50%以上，从价格方面来看，售电公司代理交易平均成交价格比用户自己交易平均成交价格低约2-3厘，基本体现出售电公司的专业性。但有部分售电公司因报价偏低，导致申报电量最终全部未成交，按照山西规则，申报未成交的电量会从用户年度直接交易额度总扣除，就此导致这部分售电公司面临巨额赔偿，还有部分售电公司采用异常保守的报价策略，成交价格约达到320元/千千瓦时。其实在部分售电公司与客户接触过程中，就已经暴露出对山西交易规则、政策及市场不熟悉的问题，有售电公司竟误以为山西和广东一样是全电量参与交易，还有售电公司竟然与不在交易公示目录中的用户签署售电代理协议。

3.用户自己参与交易的报价普遍偏于保守，为了拿回电量，报价较高。

目前，各省都在逐步开展电力竞价交易，山西的月度交易规则与其他各省相比，特点还是非常明显的：

1.山西的交易分为重点、长协、普通三种模式，其中普通交易采用月度竞价模式，其他两种采用年度双边协商模式。

2.参与普通交易的用户必须符合电力直接交易用户的准入条件，年度可交易的电量额度依据上年度用电量的60%(高新企业为80%)核定，具体每月参与交易的电量则由企业自主决定。为了在电力交易中形成发用双向竞争，规则要求用户每月在交易前进行一次电量预申报，依据全部用户预申报的总电量确定当月交易规模，交易规模为预申报总电量的95%，并且要求用户交易申报电量不得低于预申报电量。如果当月未能成交，用户的年度电量交易额度中也要减去当月的交易申报电量，电量不能年度滚动平衡，所以确保电量成交比例在山西尤为重要。

3.竞价交易采用高低价差对匹配规则，每个用户只能申报一个量价对，售电公司代理用户则分别代替用户申报相应的量价对，也就是售电公司相当于多个用户的组合体，但不具备量价及偏差的内部平衡能力。

4.相比于其他省份，山西目前交易方式比较单一。山西2017全年电力交易规模约500亿千瓦时，采用月度竞价方式的电量就有231亿千瓦时左右，月度竞价方式占电力交易的比例非常高，而广东2017年电力交易总量规模预计1000亿千瓦时，但4月集中竞价电量仅20.27亿千瓦时，比山西26.26亿千瓦时的规模还要小。

5.安全校核范围较广。山西4月竞价交易先后有两个安全校核报告，严格来说是校核报告，文头也确实是这么写的-《山西电网交易校核报告》，最后一版校核报告中提到“4月份进入供热末期，机组调峰能力增强，接纳风电能力增加，按照负荷预测和电网设备检修情况，预计限风概率不大” ，但报告对风电交易电量0.101亿千瓦时全部未通过校核。这是一个令人纠结的结果。无论是售电公司还是用户，被校核掉的电量虽然可以滚动到后期交易，但因17年普通交易从4月才开始，并且这次交易风电大都和高新企业配对(高新企业年度交易电量额度为上年度用电量的80%)成功，这些企业都面临全年电力交易电量额度无法用完的情况，造成结果的不公平和企业的潜在损失。

6.时间紧任务重。从交易安排发布到交易组织之间的时间非常短，交易各参与方基本都是连轴转，但相信随着市场不断完善，会逐步好转。