四川电力交易中心近日发布的《四川电力市场2019年年度报告》（以下简称《报告》）显示，截至2019年底，发电侧共结算电厂上网电量2097.14亿千瓦时，四川省内市场化交电量872.57亿千瓦时，同比增加22.54%；注册主体达5994家，同比增加79.13%，创历史新高。通过市场化交易，降低用户用能成本91.49亿元，较用户目录电价平均降价0.1047元/千瓦时。
《报告》显示，交易品种方面,新增低谷弃水交易品种，成交低谷弃水交易电量15.52亿千瓦时，引导工业用户错峰填谷的同时，促进富余水电消纳；交易组织方面，增加用电侧合同转让、按周定期开市，2019年共开展年、月、周各类交易超过200次；外送方面，持续开展灵绍、祁韶、吉泉等新路径“绕道”外送。2019年，全年外送电量304.36亿千瓦时，省内新能源实现全额消纳、调峰弃水电量连续三年同比下降；外购方面，与甘肃、陕西签订政府间协议，提前锁定外购来源，有效保障了枯水期省内电力供应，2019年四川购西北电量49.64亿千瓦时，同比增长65.32%。
2019年，共计84家售电公司参与四川省内市场化交易，代理用户4653家，占参与市场用户总量的96.38%，同比提高16.51个百分点；代理电量672.32亿千瓦时，占市场化用户交易电量（除铝电合作、留存电量和居民替代外）的92.33%，同比提高23.31个百分点。
有业内人士告诉记者，四川电力市场中共11个交易品种，售电公司可参与其中8个，属交易品种最丰富且复杂的售电市场，但目前四川售电公司并未因此“赚翻”，反而面临不小挑战。“由于售电公司结算电量低，平均收入随之走低。正因交易品种多、偏差考核严格，四川售电考核费用远高于广东，因此做好偏差考核，注重业务的延伸和转型，是每家售电公司的必修课。”
《报告》还指出，四川省电力市场建设和稳定运行面临诸多挑战。目前，其现货市场试点建设快速推进，截至记者发稿时，已开展4次连续结算试运行。从试运行情况来看，中长期交易电量仅占市场化交易电量的80%左右，距离国家发改委不低于上一年用电量95%或近三年平均用电量的要求还有一定差距。同时，试运行期间现货交易价格围绕中长期交易价格“有高有低、上下波动”的良性互动尚未实现，这将影响中长期交易签约积极性，对提升中长期交易合同覆盖率带来负面影响。另外，四川省内供需“丰余枯缺”特征更加明显，为维持枯期供需平衡，保持省内火电合理开机；迫切需要进一步扩大外购电规模。目前，四川枯水期仅能通过德宝直流向西北电网购电，但受西北各省外送意愿等因素影响，进一步扩大外购电规模面临困难。
原标题：四川电力市场去年注册主体同比激增79%
