2019年前三季度四川電力生產及市場運營情況

2019年前三季度四川電力生產及市場運營情況

用電情況

全社會用電量增速有所回落。1-9月，四川全社會用電量1973.31億千瓦時，同比增長7.18%，增速較同期回落5.84個百分點，但較全國平均水平高出2.78個百分點。受宏觀經濟總體平穩運行，大部分大宗商品價格高位盤整，大工業用電量增長較快。同時，受7-9月高溫天數明顯低於去年同期影響，第三產業和居民用電增勢明顯放緩。

主網最高用電負荷創歷史新高。1-9月，四川電網電力供需總體平衡，累計網供用電量1533億千瓦時，同比增加9.4%。日最高網供用電負荷4154萬千瓦，同比增加463萬千瓦，增幅12.6%；日最大網供用電量7.71億千瓦時，同比增加0.67億千瓦時，增幅9.5%，均發生在8月26日，創歷史新高。日均網供用電負荷率79.66%，同比降低0.49%。

電源裝機

電源發展趨緩，發電能力富餘。截至2019年9月底，四川全省裝機容量9894.15萬千瓦，較年初增長0.63%。省調直調機組總裝機容量5884.0萬千瓦,其中：水電4186.5萬千瓦，佔71.1%；火電1251.1萬千瓦，佔21.3%；風電277.4萬千瓦，佔4.7%；光伏169.0萬千瓦，佔2.9%。1-9月，省調直調機組新增裝機容量44.3萬千瓦，其中水電3萬千瓦，火電12.8萬千瓦，風電24.6萬千瓦，光伏4萬千瓦。

電煤及來水

各流域平均來水較去年有所減少。1-9月，四川全網平均來水較去年同期減少9.8%，較多年同期增加16.2％。

電煤供應總體平穩。1-9月，全網累計進煤量1300萬噸，日均進煤量4.76萬噸，同比增長20.8%；累計耗煤量1232萬噸，日均耗煤量4.51萬噸，同比增長11.0%。截至9月底，全網存煤377萬噸，同比增加147萬噸，全網存煤可用天數約為58天（按單機計算）。

發電情況

發電量、上網電量增速較快。1-9月，四川全口徑發電量2932.42億千瓦時，同比增長5.17%。

1-9月，全口徑上網電量2781.93億千瓦時，同比增長4.9%。國調電廠上網電量907.74億千瓦時，同比增長4.05%。西南網調電廠上網電量122.45億千瓦時，同比微增0.06%。省調電廠上網電量1446.9億千瓦時，同比增長8.0%。

利用小時數情況

發電利用小時數整體上升。1-9月，全省發電平均利用小時數為2973小時，同比增加105小時。省調直調機組平均利用小時數為2553小時，同比增加142小時。其中：水電為2705小時，同比增加104小時；火電為2329小時，同比增加269小時；風電為1970小時，同比增加365小時；光伏為1255小時，同比增加159小時。

截至2019年9月底，四川電力交易平臺共註冊市場主體5533家，其中統調發電企業304家，電力用戶5014家，售電公司215家。發電廠主要分佈在甘、阿、涼三州和雅安等資源富集區，電力用戶主要集中在成綿樂經濟帶和攀西資源區，售電公司主要集中在成都地區。

發電企業

在四川電力交易平臺註冊的發電企業中，國家能源集團、華電、大唐裝機規模排名靠前，裝機容量分別為1670萬千瓦、847.6萬千瓦、663.3萬千瓦，佔比分別為26.9%、13.7%、10.7%。

電力用戶

從電壓等級來看，220千伏用戶24家，110千伏用戶209家，35千伏用戶300家，6-10千伏用戶4481家。

售電公司

共註冊215家，其中：省內註冊192家，主要集中在成都地區（133家，佔61.9%）；省外註冊23家。

從資產總額來看，在2億元人民幣以上的有54家；在1億元至2億元人民幣之間的有33家；1億元人民幣以下的有128家。

從企業類型來看，國營售電公司82家，民營售電公司128家，混合製售電公司5家。

省間交易

1、外購方面

1-9月，四川外購及留川電量197.66億千瓦時，同比增長14.01%。

2、外送方面

1-9月，四川全口徑外送電量1005.76億千瓦時，同比增長3.44%。

省內交易

省內市場化交易有序開展。

1-9月，共計5007家市場主體參與省內市場化交易（批發用戶84家、零售用戶4535家、售電公司84家、電廠304家），交易電量592.29億千瓦時（其中，售電公司成交電量501.07億千瓦時、電力用戶成交電量91.22億千瓦時）。從交易品種來看，直接交易519.26億千瓦時，富餘電量43.51億千瓦時，低谷棄水12.58億千瓦時，居民生活電能替代16.93億千瓦時。從發電類型來看，水電成交電量462.90億千瓦時，火電111.05億千瓦時，風電、光伏18.34億千瓦時。

月、周交易定期開市。按周開展雙邊電量調整、常規直購電增量、富餘電量、低谷棄水電量、合同轉讓交易；按月開展短期發電輔助服務交易、豐水期居民生活電能替代交易。截至9月底，共開展各類周交易90次，成交電量62.51億千瓦時，其中常規直購增量交易10.77億千瓦時，富餘電量40.35億千瓦時，低谷棄水6.68億千瓦時，雙邊調整交易4.71億千瓦時。