北极星电力网获悉，《国网山西电力公司2015年电力交易年报》日前发布。2015年山西省全社会用电量累计完成1737.2亿千瓦时，同比降低4.7%，增速较去年同期回落4.2个百分点，降幅高于国网系统平均水平4.9个百分点。从各产业增速看，居民生活用电基本保持一定的增长幅度，第三产业中除交通运输外，其他均保持正增长，特别是信息行业增速超过20%。
全文如下：
第一部分用电市场情况
受市场需求不足影响，我省工业企业开工明显下降，煤炭、钢材等主导产品量价齐跌，全省工业经济继续回落，回落态势不明显。1-11月份,全省规模以上工业增加值同比下降2.7%，增速同比回落6个百分点，低于全国平均水平8.8个百分点；全省固定资产投资同比增长14.7%，增速同比升高0.5个百分点，高于全国平均水平4.48个百分点；全省社会消费零售总额同比增长5.3%，增速同比回落6.2个百分点，低于全国平均水平5.34个百分点；出口总额同比下降3.3%，增速同比回落13.7个百分点，低于全国平均水平0.3个百分点；进口总额同比降低11.5%，增速同比回落6.4个百分点，高于全国平均水平3.6个百分点。
2014年以来全省工业增加值增长情况图
一、全社会用电量情况
2015年，全社会用电量累计完成1737.2亿千瓦时，同比降低4.7%，增速较去年同期回落4.2个百分点，降幅高于国网系统平均水平4.9个百分点。从各月全社会用电量降幅趋势上看，2、3月份增速下滑幅度较大，4-11月份回落幅度有所收窄，12月份全社会用电量完成157.0亿千瓦时，同比降低7.7%。
2014-2015年全社会用电量增速分月完成情况（单位：%）
从国网统计信息看，山西全社会用电量规模排名华北区域第三、全国网系统第九位，降幅在华北区域仅低于冀北，在国网系统低于冀北、青海，排名倒数第三。
延伸阅读： 【年报】重庆电力公司2015电力交易年报
2015年全社会用电量情况表
单位：万千瓦时、%
（一）各产业用电
2015年，全社会第一、二、三产业和居民累计用电量同比分别为：8.2%、-6.7%、1.9%和4.3%；各产业及居民用电量占全社会用电量比重分别为2.4：79.1：9.4：9.2。2015年全社会各产业和居民用电量比重图。
第二产业用电量仍占主导地位，但所占比重同比下降1.7个百分点，第三产业和居民用电所占比重同比分别上升0.6、0.8个百分点，第一产业所占比重同比变化不大。从各产业增速看，居民生活用电基本保持一定的增长幅度，第三产业中除交通运输外，其他均保持正增长，特别是信息行业增速超过20%。
（二）工业用电情况
2015年，工业用电量累计完成1356.5亿千瓦时，同比降低6.6%，增速较去年同期回落5.0个百分点。其中，2、3月份降幅均超过10个百分点，下滑幅度较大。我省工业四大行业用电中，除煤炭增长0.8%外，黑色矿采及冶炼、有色矿采及冶炼和化学原料分别下降11.6%、10.3%、2.4%。
2014年-2015年重工业四大行业用电量分月趋势图
煤炭行业累计用电量236.0亿千瓦时，十大煤炭企业用电量增长1.3%，其中霍州煤电用电量同比增长26.2%为最高，山西煤运用电量下降幅度最大为-29.2%。黑色行业累计用电量265.2亿千瓦时，十大钢铁用户用电量降低6.7%，晋城钢铁增长最大为18.3%，海威钢铁下降幅度最大为50.1%。有色行业累计用电量129.06亿千瓦时，八大电解铝用户用电量同比降低14.8%，除东铝、关铝、天章铝业停产外，华庆铝业同比增长最大为18.2%，兆丰用电量下降幅度最大为31.8%。化工行业累计用电量151.1亿千瓦时，十大化工用户用电量下降3.2%，霍州化工增长最高为411%，榆社化工同比下降幅度为22.7%。
（三）各地市情况
1-12月份，11个地市全社会用电量累计完成前三位的是运城（267.4亿千瓦时）、太原（211.6亿千瓦时）和晋城（153.6亿千瓦时）。用电量同比增速为“九负两正”，负增长降幅较大的三个地市有忻州（降低14.4%）、阳泉（降低10.7%）和大同（降低8.5%），仅有晋中（1.6%）和晋城（1.1%）两个地市为正增长。
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2015年各地市全社会用电量及增长率排名
单位：亿千瓦时、%
二、报装容量情况
2015年，公司累计受理申请新装、增容用电容量1370.4万千伏安,同比降低17.1%，完成接电容量1352.4万千伏安，同比增长5.6%。减容、销户容量379.0万千伏安，同比降低0.9%。综合业扩新增和减容销户情况。2015年净增接电容量973.4万千伏安，同比增长8.3%。
从申请报装情况看，受市场经济形势下行影响，客户新增和扩充产能的积极性不高，煤炭、钢铁申请报装分别同比降低46.1%、83.0%。从减容销户情况看，2015年高压客户累计减容、销户5185户，减少用电容量299.0万千伏安，主要集中在执行大工业和一般工商业电价的用户，初步估算每月将减少电量16.2亿千瓦时。从报装接电情况看，2015年高压客户累计接电7135户，完成接电容量906.7万千伏安，完成接电容量838.9万千伏安，初步估算每月增加电量11.3亿千瓦时。从售电量减少情况看，大工业减少电量77.5亿千瓦时，电量同比降低8.2%，电解铝、钢铁行业影响最大，全省电量减少前十位用户减少电量32.9亿千瓦时，其中6个钢铁用户，3个电解铝用户，1个铁路用户。
自2013年1月份以来，累计受理并网申请628户，申请并网容量6.2万千瓦，其中光伏626户、5.0万千瓦；资源综合利用分布式电源2户、1.2万千瓦。在628户分布式电源项目中，有550户完成并网运行。
三、直调用电情况
2015年，直调用电量完成1554.8亿千瓦时，同比下降5.8%。单日用电量最大4.8亿千瓦时，同比下降6.3%。单日用电量最小3.48亿千瓦时，同比下降9.9%。日均用电量4.3亿千瓦时，同比下降5.8%。
山西电网逐月直调用电量对比图
单位：亿千瓦时
2015年直调用电最大负荷在1682.7～2285.9万千瓦之间，最大平均负荷2028.6万千瓦，同比下降5.3%。直调用电最小负荷在1250.3～1743.9万千瓦之间，最小平均负荷1529.2万千瓦，同比下降6.1%。直调用电最大负荷和最小负荷平均值均同比下降，最小负荷下降幅度高于最大负荷，反映出基础负荷对支撑电量增长的力量不足。
山西电网逐月直调用电最大负荷对比图
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四、外部市场情况
2015年，国家电网所辖区域全社会用电量完成4.4万亿千瓦时，同比增长0.3%，增速放缓。从地理区域来看，增长率最高的西北地区为2.0%。增长率最低的为东北地区，同比降低1.9%。华北区域全社会用电量同比降幅1.7%，降幅仅次于东北,除北京和山东全社会用电量同比增长外，山西、天津、冀北、河北南网均为负增长。
2015年，国网所辖区域设备平均利用小时3925小时，同比下降341小时，火电机组利用小时4339小时，同比下降388小时。除江西外，其他各省设备利用小时和火电利用小时均同比下降，火电利用小时超过5000小时分别为宁夏（5420小时），江苏（5121小时）、青海（5096小时）。分区域来看，火电机组利用小时最高的为西北地区，达到4679小时，华中地区最低为3840小时。华北区域中，山西、天津和冀北火电机组利用小时下降均超过600小时，山西下降幅度最大。华中地区火电机组平均利用小时下降425小时，四川和重庆下降较多，分别为849小时和945小时。
第二部分电力市场运营情况
一、发电机组新投产情况
2015年4季度，山西电网共投产（按完成整组试运计算，下同）燃煤机组5台，容量170万千瓦；投产燃气机组4台，容量112.4万千瓦；投产风电机组容量75.9万千瓦，光伏容量35万千瓦。
2015年4季度直调机组投产情况
单位：兆瓦
截至2015年末，全省发电装机容量6966.0万千瓦，直调装机容量5650.2万千瓦，其中火电装机4646万千瓦（含燃气），水电228.8万千瓦，风电668.9万千瓦，光伏106.5万千瓦。
二、直调发电量完成情况
2015年，直调发电量完成1867.1亿千瓦时，同比下降6.7%。直调机组利用小时完成3530小时，同比减少621小时。各类型直调机组完成情况如下表：
单位：亿千瓦时、小时
（一）在役燃煤机组发电量情况
2015年，由于市场需求下滑超过预期，省经信委按基础电量（含供热电量）下调7.2%的幅度，对年度调控目标进行相应调整，在役燃煤机组（不含2016年新投燃煤机组）计划为1637.5亿千瓦时，实际发电量完成1646.3亿千瓦时，完成率为100.5%，利用小时3984小时。其中：
60万千瓦级机组发电量711.6亿千瓦时，计划完成率100.9%，高于平均进度0.4个百分点。平均利用小时为4256小时，高于30万千瓦级159小时，高于燃煤机组平均利用小时272小时。利用小时最高为轩岗5226小时，最低为武乡3569小时。
60万千瓦机组各计划单元完成情况
30万千瓦级机组发电量695.6亿千瓦时，计划完成率100.3%，低于平均进度0.2个百分点。平均利用小时4096小时，高于燃煤机组平均利用小时112小时。除自备机组外，利用小时最高为河津5415小时，最低为兴能一期2447小时。
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30万千瓦机组各计划单元完成情况
20万千瓦级机组发电量82.1亿千瓦时，计划完成率100.7%，高于平均进度0.2个百分点。平均利用小时2665小时，低于燃煤平均利用小时1319小时，主要是太二3×20万千瓦、关铝2×20万千瓦和漳泽#6机组环保停机。利用小时最高为王坪3705小时，最低为太二3×20机组1237小时。
13.5万千瓦级机组发电量115.1亿千瓦时，计划完成率99.6%，低于平均进度0.9个百分点。平均利用小时为3670小时，低于燃煤平均利用小时314小时。除自备机组外，利用小时最高为余吾4103小时，最低为阳煤#3机组1463小时。
10万千瓦及以下机组发电量42.0亿千瓦时，计划完成率100.2%，低于平均进度0.3个百分点。平均利用小时为2665小时，低于燃煤平均利用小时1005小时。利用小时最高为同煤5394小时，最低为国阳#3机组2304小时。
（二）水电发电量情况
2015年，万家寨、龙口、天桥三个水电站发电量22.2亿千瓦时，平均利用小时2040小时。
单位：万千瓦、亿千瓦时
2015年西龙池电站分月抽水用电与风电上网关系图
为消纳风电和电网调峰，西龙池发电电量6.2亿千瓦时，同比增加58.8%；发电利用小时517小时，抽水利用小时数704小时。发电上网电量6.2亿千瓦时、抽水用网电量8.6亿千瓦时，抽发电损耗2.5亿千瓦时。
（三）新能源发电情况
2015年，风电机组发电量100.1亿千瓦时，同比增长31.3%，利用小时1697小时，同比下降163小时；光伏电站发电量7.5亿千瓦时，同比增长136.6%，利用小时1075小时，同比下降780小时；天燃气机组发电量40.2亿千瓦时，利用小时4378小时。
三、电力平衡情况
2015年四季度电力富余较多，均安排部分机组停机备用，平均停机备用容量1116万千瓦，随着新投供热机组在11、12月集中投产，12月份停备容量超过了1200万千瓦。全年机组日最大停机备用容量1885.2万千瓦，最小停机备用容量850.7万千瓦，平均停机备用容量1153万千瓦，同比上升54.3%。
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2015年直调机组备用情况
四、电力交易情况
2015年公司全口径购电量1669.6亿千瓦时，同比下降6.4%。省调机组购电量1607.4亿千瓦时，同比下降7.2%。
（一）跨区跨省交易
2015年，山西全省外送电量720.24亿千瓦时，同比降低12.2%。主要是点对网电厂外送京津唐机组发电量下滑，减少发电量55.9亿千瓦时，同比降低16.6%。2014年-2015年全省外送分月电量如下图：
2015年，山西全省外送电量720.24亿千瓦时，同比降低12.2%。主要是点对网电厂外送京津唐机组发电量下滑，减少发电量55.9亿千瓦时，同比降低16.6%。2014年-2015年全省外送分月电量如下图：
2015年，公司外送电量300.37亿千瓦时，连续第三年突破300亿千瓦时，同比下降12.5%。其中：
特高压送华中电量53.8亿千瓦时，同比下降47.5%；
送京津唐电量107.35亿千瓦时，同比下降12.2%；
送河北南网电量139.2亿千瓦时，同比提高17.4%，其中通过竞价外送63.29亿千瓦时。
2015年山西公司外送电量完成情况
单位：亿千瓦时
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（二）网厂购售电交易
1.直接交易
2015年达成直接交易合同电量164.67亿千瓦时，考虑自备机组计入直接交易部分后，电量为179.82亿千瓦时，基本实现经信委年初确定180亿千瓦时的目标，涉及电力用户79户、发电企业32户,形成合同157笔。全年直接交易发电侧结算电量161.75亿千瓦时，同比增长31.3%，完成年度合同97%。交易均价281.6元/千千瓦时，同比下降61.9元/千千瓦时。全年有17笔合同因未完成97%而发生违约，违约电量4.03亿千瓦时。
单位：千千瓦时
2.电厂竞价外送交易
2015年电厂竞价外送电量63.92亿千瓦时，分别为送河北南网63.29亿千瓦时，完成合同98.9%；送湖北0.63亿千瓦时，完成合同100%。
3.发电权交易
2015年达成发电权交易电量54.22亿千瓦时，节约标煤约21万吨，减少二氧化硫排放约1208吨，减少二氧化碳排放约55万吨。此外，还组织直接交易合同转让2笔、电厂竞价外送转让1笔、西龙池认购合同转让2笔。
4.西龙池容量电费认购交易
2015年完成西龙池容量电费认购电量25.08亿千瓦时，合同完成率100%，全部收回发电侧承担容量电费1.33亿元。
5.风火深度调峰交易
2015年，在春节期间完成风火深度调峰交易试点之后，进入供热期再次组织风火深度调峰交易，全年共发生11笔、交易电量1491千千瓦时。具体明细如下：
单位：千千瓦、千千瓦时
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6.基础电量购售电
2015年购直调机组基础电量1220.9亿千瓦时，同比下降14.6%，下降的主要原因是省内用电需求下降和直接交易电量升高。购电均价372.6元/千千瓦时，同比下降12.2元/千千瓦时，影响价格变化的主要因素是燃煤机组标杆价下调和燃气机组标杆价上调。
五、电网运行情况及存在问题
2015年，山西电网没有发生重大人身和设备事故。
（一）机组运行情况
2015年，直调机组单日最大计划检修容量905万千瓦，最小计划检修容量30万千瓦，平均计划检修容量401万千瓦，同比增长28.8%。
2015年，直调机组单日最大非计划停运容量215.5万千瓦，最小非计划停运容量0万千瓦，平均非计划停运容量56万千瓦，同比下降44%。
2015年，直调机组高峰影响出力最大583.4万千瓦，最小19.3万千瓦，平均122.3万千瓦，同比下降0.9%。
（二）山西电网运行存在主要问题
1.山西工业经济下行压力大，用电需求持续低迷，而装机容量增长较快，燃煤发电机组利用小时不足4000小时，电力与电量协调难大，机组启停频繁，电力系统整体运行经济性亟待大幅提升。
2.风电、光伏装机容量不断提升，燃煤机组需为消纳可再生能源让出市场份额、提供调峰服务，承担着电网安全和电力可靠供应的保底服务，但没有建立相应辅助服务机制补偿机制，来弥补其增加的成本费用。
3.供热机组装机容量增长较快，仅供热机组即可基本满足山西电网的电力需求，风电与供热矛盾突出，虽然出台了风火深度调峰交易，但冬季供热期调峰资源严重不足，不能满足风电消纳的要求。同时需要采取“大量非供热机组在供热期停备，大量供热机组在非供热期停备”的运行方式，市场交易组织难度增大。
4.极端天气气候对电网安全影响较大，2015年4月初受大范围突发恶劣天气影响，我省电网输电线路发生了不同程度的覆冰跳闸、断线等故障。2015年11月初我省迎来了今冬首场大范围雨雪天气，北部、西部、中部高寒地区等输配电线路发生了不同程度覆冰跳闸、断线等故障。
5.特高压电网建设全面提速，网架结构进入过渡期，特高压交直流工程采用了大量新技术，研制并应用了大量新型设备，电网运行结构不完整，交直流大电网安全运行控制、电网协调管控难度加大，确保大电网安全稳定面临考验。特别是2016年特高压电网建设涉及线路跨越。山西境内涉及19项500千伏通道配合停电，对电网安全运行带来风险。
6.随着社会经济快速发展，终端用电负荷呈现增长快、变化大、多样化的新趋势，配网“低电压”问题日益显著，加快配电网改造升级的任务更加紧迫。
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第三部分2016年1季度供需形势预测
一、直调用电需求
从11个供电公司上报的报装情况、售电量走势和宏观经济运行情况分析，预计2016年1季度电力需求增长乏力，降幅有望收窄，1季度直调用电量约为381亿千瓦时，同比下降1.3%。直调用电负荷最大2200万千瓦，同比降低3.3%。预计直调最大负荷及电量表：
单位：万千瓦、亿千瓦时
鉴于京津唐、河北燃煤机组改造基本结束，而电力需求增长乏力，1季度预计外送电力最大470万千瓦、电量约70亿千瓦时。
单位：万千瓦、亿千瓦时
二、电力供应
截至2015年底，统调装机容量5650.2万千瓦，1季度预计新投燃煤机组1台、容量35万千瓦，风电约50万千瓦，光伏约10万千瓦。
三、电力平衡
电力平衡综合考虑以下因素：一是新投产机组按投产日期推迟1个月形成生产能力计入。二是计划检修容量按既定计划计入平衡，非计划停运检修容量按200万千瓦考虑，机组缺陷、煤质、供热影响等因素的受阻容量200-300万千瓦计入平衡。三是风电按20%出力计入平衡，全部光伏、两台抽水蓄能，以及停产但未关停的燃煤机组容量均计入受阻。
平衡结果：一季度山西电力富裕1300-1700万千瓦。
单位：万千瓦、亿千瓦时
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四、周边网省电力平衡情况
1季度，华北和华中区域电力供应整体平衡有余，部分省区部分时段电力供应偏紧。华北区域中，仅河北南网高峰时段供需紧张，其余省份电力供应均平衡有余。1月份华中区域主要河流进入枯水期，除江西偏紧外，各省电力供应平衡有余，华北因需求增长乏力，除河北南网外均呈现供大于求的态势。2月份受春节假日影响，华北、华中电力平衡有余。进入3月份后，随着气温回升，取暖负荷下降，水电出力增加，华中来水增大，各省电力供应充足；华北除河北南网进入春灌电力供应偏紧外，其他网省电力供需平衡有余，山西将积极开展临时增供交易，保证河北南网电力供应。
2016年1季度国网所辖区域电力供应形势
第四部分电力市场建设情况
一、山西交易平台建成投运
自3月份山西电力市场交易平台实现单轨运行以来，山西交易平台边运行、边完善，不断提高实用化水平，并在5月29日通过了国家电网公司专家组的现场评价，取得了国网系统排名第一的优异成绩。2015年，除风火深度调峰交易外，其他所有交易类别全部在平台线上开展，实现信息发布、交易组织、计划编制、交易结算等全过程在线管理。此外，平台还建立短信平台、公告公示、问询答复等功能模块，为发电企业、电力用户提供便捷的市场服务，得到了大家的好评。下一步将加强平台数据交互，提高平台信息查询功能，更好地为市场成员提供服务。
二、持续创新和完善交易机制
随着国家电力体制改革深入，我省电力市场化交易机制不断推陈出新，一是按照国家发改委《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2015〕962号）文件精神，5月份首次组织山西发电企业竞价外送交易，随后又组织2次竞价外送，累计交易电量63.9亿千瓦时，相当于提高燃煤机组利用小时170小时。二是风火深度调峰交易稳步推进，随着风电装机和供热机组装机容量均快速增长，山西风火矛盾更加突出，风火深度调峰交易频度增大，仅12月份组织10笔交易，多消纳风电电量1451千千瓦时。当前主要问题是，我省供热机组装机规模大、可用于深度调峰的资源不足。三是在前期交易开展实践的基础上，不断总结经验教训，配合政府有关部门修订了直接交易规则和特高压交易规则，增加机组容量和环保因子的排序，在安全校核、成交算法上最大限度促进环保高效机组优先发电。四是优化直接交易在财务、营销、调度、交易各专业在公司内部管理流程，清晰划分部门职责界面和职责，实现从交易达成到结算清算，各业务环节无缝衔接。五是借鉴甘肃等先进省份的经验，积极开展风电低谷外送、风电参与直接交易等方面的研究，为提升我省风电消纳能力奠定基础。
三、市场服务品质显著提升
健全和完善发电计划管控机制，按周开展发电进度分析，实现发电资源的统筹协调优化、有序公正调用，2015年在役机组发电量进度均满足不超过3%的偏差要求。利用交易平台，建立短信服务平台、在线问询答复等，同时运用微信新媒体建立电力交易微信朋友圈，提高了市场交易服务品质。加强电网建设和运行方式优化，最大限度减少电网制约交易因素，科学合理安排电力市场交易结果。加强与周边网省公司沟通，密切跟踪市场变化，多数据来源综合分析用电市场态势，电力电量平衡分析报告，为市场交易安排奠定坚实的基础。严肃认真落实国家电价政策，公平无争议开展交易结算，全面落实政府环保电价、机组商转等电量结算政策，交易结算及时率、准确率得到发电企业的认可。
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附表1
山西电网电力市场2015年省调燃煤机组发电完成情况
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注：1、国峰、国金等新厂在调控目标中按调试电量总量体现，本表中考虑此部分新厂后计算总进度。2、基本发电按照当年上网率计算。
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附表2
山西电网电力市场2015年省调电厂购电交易电量电价情况表
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注：1、基本电量价格为各发电企业批复价格。2、同一发电单元但价格不一致机组，仅显示较低价格。
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