張瑞華

摘要：隨著電力市場的不斷放開，電力直接交易的開展方式不斷擴展，逐漸改變電網企業(yè)一家獨大的壟斷形式，給工業(yè)企業(yè)帶來了紅利，同時對工業(yè)企業(yè)用電量計劃也提出了更高更精準的要求，參與直接交易的企業(yè)需把握用電量的變化，盡量準確的預測用電量，探索準確預測的方法，避免被考核，才能真正的享受到電力直接交易帶來的紅利。

關鍵詞：電力直接交易；電量預測；準確性；電力成本

一、電力直接交易定義及開展意義

“電力直接交易”是指符合準入條件的發(fā)電企業(yè)與售電主體、電力用戶按照自愿參與、自主協(xié)商的原則直接進行的售購電交易，電網企業(yè)按規(guī)定提供輸配電服務，用戶支付的終端電費價格由直接交易價格、電網輸配電價格（含線損）和政府性基金及附加三部分組成。

簡單說，就是發(fā)電企業(yè)要按照國家規(guī)定的輸配電價，向電網企業(yè)支付相應的輸配電費，可以與用電戶直接交易，然后依規(guī)依法簽訂電網企業(yè)參與的三方合同。

電力直接交易放開用戶電力采購和發(fā)電企業(yè)電力銷售的自主權，改變電網企業(yè)獨家購買電力的壟斷形式，建立有序競爭的市場結構及體系，有利于發(fā)揮市場在電力供求關系中的決定性作用，完善電價形成機制，這對保持電力行業(yè)可持續(xù)發(fā)展，對加快降成本、促經濟轉型升級具有重要意義。

電力直接交易的開展，給工業(yè)企業(yè)的用電大戶帶來了紅利，電價降低意味著企業(yè)成本降低。對于發(fā)電企業(yè)來說，開展直接交易前要按計劃發(fā)電，發(fā)出的電需按物價部門規(guī)定的電價進入電網，直接交易后要求發(fā)電企業(yè)降低發(fā)電成本，提高管理水平，提升其電力在市場上的競爭力。而對于電網企業(yè)來說，需保障居民、農業(yè)、重要公用事業(yè)和公益性服務用電等保底供電業(yè)務，并為電力直接交易服務。電力直接交易釋放了電力體制改革紅利，落實了供給側結構改革的需求，服務了社會經濟發(fā)展。

二、電力直接交易發(fā)展方向

近幾年隨著山東省電力直接交易的不斷推進，準入門檻逐年降低，直接交易規(guī)則不斷完善，2016年主要準入條件為電壓等級在35kV及以上，全年用電量在1000萬kWh及以上，具有獨立法人資格的，或者經法人單位授權的內部獨立核算的電力綠色環(huán)保用戶。

2018年己推行至電壓等級10kV，用電量1000萬千瓦時及以上環(huán)保達標企業(yè)，以管中間、放兩頭的原則，有序放開輸配以外的競爭性環(huán)節(jié)電價，有序開放公益及調節(jié)性以外的發(fā)用電計劃及配售電業(yè)務，推進交易機構相對獨立，規(guī)范運行；逐步向競價市場發(fā)展，還原電力商品屬性，2017年以來售電企業(yè)呈爆炸式增長，增強了電力直接交易的可操作性，進一步強化政府監(jiān)管、電力統(tǒng)籌規(guī)劃，以及電力安全高效運行和可靠供應。

三、電力直接交易開展方式

山東省電力直接交易規(guī)則不斷完善，開展方式逐漸向競價方向傾斜?，F交易方式主要有年度及月度雙邊交易、月度集中競價交易等方式，用戶根據自身條件可以選擇直接與發(fā)電企業(yè)進行交易，或者由售電企業(yè)代理交易，每月登陸“山東電力交易中心電力交易平臺”如圖1：

登陸后可以查看與發(fā)電企業(yè)或售電企業(yè)交易情況，考核信息、交易情況、結算電量、基本信息修改等，每月核對確認交易電量是否準確并進行確認，界面如圖2：

濰坊處目前共有5個站隊9個電力戶參與電力直接交易，月平均交易電量522萬kWh左右，詳細數據見表1。

（一）直接交易的幾種方式

1.年度雙邊交易：年度雙邊交易是指上年年底對下年的交易電量進行分月預測，交易雙方簽訂年度雙邊協(xié)商電量分解確認書，詳見表2。

2.月度雙邊交易：為了提高預測交易電量的準確性，除年度雙邊協(xié)商電量外，在交易年度的每個月15日前還可對下月的年度雙邊協(xié)商電量進行調整，通過調整避免被考核，月度雙邊交易時間原則上不超過5個工作日。

3.月度競價交易：此交易類似股市的股票交易，2016年2月山東省能源監(jiān)管辦出臺了《山東省電力直接交易集中競價規(guī)則（試行）》魯監(jiān)能市場[2016119號。規(guī)則規(guī)定集中競價交易采用交易雙方分別申報交易電量和價差，按市場邊際成交價差作為全部成交電量價差的統(tǒng)一出清模式。若發(fā)電企業(yè)與用戶的邊際成交價差不一致，則按兩個價差的算術平均值執(zhí)行，交易時間原則上不超過2個工作日。

價格限制。為保證集中競價交易順利實施，對市場交易價格實行最高、最低限價。市場出清。閉市后，將發(fā)電企業(yè)和電力用戶申報價差配對，形成競價交易價差對，市場邊際成交價差作為全部成交電量的價差。

4.掛牌交易：是指市場主體通過電力交易平臺，將需求電量或可供電量和價格等信息對外發(fā)布要約，由符合資格要求的另一方提出接受該要約的申請，經安全校核和相關方確認后形成交易結果，目前山東省掛牌交易還未普及。

（二）前三種交易方式的優(yōu)缺點

1.年度雙邊交易可以整體把握年度用電量，受生產的各種因素影響，預測的準確性稍差，價格穩(wěn)定。

2.月度雙邊交易為提前一月預測下月的交易電量，受生產因素影響較小，預測的準確性較高，價格穩(wěn)定。

3.月度競價需投入人力關注每月競價走勢，預測的準確性不易把握，價格不穩(wěn)定，存在用電成本高于月度雙邊交易價格的風險，風險較高，但預測準確的話，收益也會相應較高。

電力用戶可以根據自身實際情況，選擇年度雙邊加月度雙邊模式，也可選擇三種交易模式相結合方式，衡量利弊后進行選擇。

四、電力直接交易考核標準

2017年山東省出臺了《山東省電力中長期交易規(guī)則（試行）》（以下簡稱《規(guī)則》），12月對《規(guī)則》進行了修訂，第十一章第一百零五條規(guī)定了市場電力用戶、售電企業(yè)偏差考核電量范圍為-2%至6%以內的電量免于支付偏差考核費用，2017年7月開始執(zhí)行。

各類生產企業(yè)受氣候、環(huán)境、供需關系的影響，用電量很難控制在上述考核范圍以內，用電量超考核范圍后勢必增加企業(yè)的用電成本，從企業(yè)節(jié)能降耗角度考慮，對電量預測的準確性提出了很高的要求，另外，為避免電量預測偏差過大被考核，用電企業(yè)可以選擇大型售電企業(yè)代理交易，售電企業(yè)集中大量用戶后，各企業(yè)間可以互相平衡交易電量，售電企業(yè)控制總交易電量不超考核范圍即可。

五、電力直接交易電量預測方法初探

濰坊處2017年申請昌邑站、壽光站1303萬千瓦時交易電量獲批，電力直接交易對我們來說是一個新鮮事物，月度考核時間范圍為上月15日至本月15日。在無經驗及規(guī)律可循，無技術數據支持的情況下，盡量做到預測電量的準確性，主要從以下四方面著手突破：

（一）與輸油運銷部門對接每月輸油量

運銷部門月度輸油量一般在上月的月底下達，而預測月度雙邊交易電量一般每月巧日左右提報，兩者存在時間差，需要運銷部門將月度輸油量按日分解后，重新按照從上月15日至本月15日進行組合后出具月度輸油量。

（二）與輸油運銷部門對接月度輸油計劃量下啟運設備數量

運銷部門根據上月15日至本月15日月度輸油量計劃，各加壓泵站輸油設備工況、功率匹配情況等制定全線輸油泵機組啟運數量。電量預測人員再根據各加壓泵站輸油泵機組額定功率計算電量需求。

（三）與輸油運銷部門對接本月計劃停輸時間及設備臺數

運銷部門出具計劃停輸時間及設備臺數后，電量預測人員計算相應需核減電量，在總的用電需求基礎上核減。

（四）統(tǒng)計上月度考核時間范圍內各加壓泵站設備運行時數，泵機組實際運行功率，與上月輸油計劃對比，尋找輸量與用電量的關系，因實際運行功率與日輸油量相關，并不是一個穩(wěn)定值，這種方法經實踐后不是很理想，偏差控制較大。

六、電力直接交易售電企業(yè)的選擇

工業(yè)企業(yè)直接與發(fā)電企業(yè)進行電力交易，因交易電量有限，對電量預測的準確性提出更高要求，為了規(guī)避電量預測出現偏差而被考核的風險，降低電能成本，可選擇信譽好、代理交易客戶電量總盤大，偏差考核范圍寬松的售電企業(yè)進行代理交易。濰坊處選取的售電企業(yè)2018年代理總電量400億左右，占有山東省電力直接交易電量的40%左右，故其偏差考核較《山東省電力中長期交易規(guī)則（試行）}}規(guī)定的考核要求有所放寬。

（一）我處簽約售電企業(yè)2017年電力直接交易考核標準

1.甲方偏差電量在-4%至+12%以內時，考核費用的100%由乙方承擔，甲方不承擔；

2.甲方偏差電量在-6%至-4%及+12%至+14%，甲乙雙方各承擔考核費用的50%；

3.甲方負偏差電量超過-6%，正偏差電量超過+14%的，考核費用的100%由甲方承擔，乙方不承擔。

（二）我處簽約售電企業(yè)2018年電力直接交易考核標準

2018年代理交易售電企業(yè)將考核范圍進一步放寬。

1.甲方偏差率在士20%（含）范圍內的，考核費用100%由乙方承擔，甲方不承擔；

2.甲方偏差率在±20%～±30%（含）范圍內的，甲方承擔偏差考核比例為10%，乙方承擔90%；

3.甲方偏差率在±30%～±40%（含）范圍內的，甲方承擔偏差考核比例為20%，乙方承擔80%；

4.甲方偏差率在±40%～±50%（含）范圍內的，甲方承擔偏差考核比例為30%，乙方承擔70%；

5.甲方偏差率大于50%及小于-50%的，甲方承擔偏差考核比例為40%，乙方承擔60%。

七、電力直接交易電量預測實踐

（一）2017年電力直接交易電量預測實踐

2017年濰坊處實際發(fā)生電力直接交易電量1728萬kWh，根據山東省電力交易規(guī)則，上半年不進行偏差考核，自7月份開始偏差考核，下半年濰坊處預測電量7月、11月、12月超偏差考核標準，造成偏差的主要原因為輸油計劃增加與預測電量上報時間的不吻合。2018年將在2017年的電力直接交易基礎上總結經驗，深入分析，爭取將偏差控制在考核范圍內。2017年電力直接交易共節(jié)約電費成本30余萬元。每月預測電量及偏差考核情況詳見表3：濰坊處2017年電力直接交易電量電費統(tǒng)計表

（二）2018年電力直接交易電量預測實踐

2018年2月濰坊處濱州、喬莊、淄角站獲批參與電力直接交易，參與方式為月度雙邊交易，上半年月平均交易電量600萬kWh左右。

2018年電力直接交易在深入分析2017年預測電量超偏差的原因后，對預測方法進行了調整，每月15日收集匯總各加壓泵站耗電量，與此區(qū)間泵機組運行時數及平均功率比對，核定預測交易電量上報（見表4）。

2018年結算方式發(fā)生變化，供電企業(yè)直接按照輸配電價與直接交易電價進行結算，不再對直接交易電量進行電費退補。

八、電力直接交易對企業(yè)用電成本的影響

電力直接交易的主要目的是給工業(yè)企業(yè)帶來紅利，降低企業(yè)的用電成本，但是任何一個事物都有其兩面性，預測電量偏差過大，還有可能造成電力成本的上升。在給工業(yè)企業(yè)帶來紅利的前提下，對企業(yè)用電量計劃也提出了更高更精準的要求，參與直接交易的企業(yè)需把握用電量的變化，盡量準確的預測用電量，才能真正的享受到電力直接交易帶來的紅利。

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