山西省风电电力交易及消纳情况
一、2018年山西风电场运行情况
2018年山西省内直接交易电量644亿千瓦时，省间交易314.2亿千瓦时，合同转让交易241.96亿千瓦时，全年市场化交易电量1200.16亿千瓦时。
2018年山西省新能源全年交易电量38.31亿千瓦时，与北京、冀北开展省间发电权交易0.25亿千瓦时，煤改电交易4.18亿千瓦时。
现根据山西能监局公布的2018年山西双细则考核公告，虽然山西风场平均利用小时达到了2196小时，但各风场发电情况还是差距较大，具体各电场运行情况如下表：（具体数据参考附件一）
表1：2018年山西省各风电场运行情况
按2018年山西省电力交易公布数据，2018年山西省完成新能源电力交易38.31亿千瓦时（光伏：风电3:7的交易比列），按国家能源局公布的2018年山西发电量为212亿千瓦时，利用小时数2196，得出2018年山西计算风电容量为9653MW（综合考虑2018年新增风电场）。
交易电量占比为12.6%。
所以按照2018年平均风电利用小时数2196计算，交易电量小时数为276小时，保障利用小时数为1920小时左右。
满足国家能源局保障利用小时数最低要求。
现将2018年山西省12个月纳入电网结算的电量整理后发现，年通过电网公司结算的风电发电量为196亿千瓦时（推测196亿内含特高压交易电量，由电网公司代理交易，按当地燃煤标杆电价0.332元/千瓦时结算，对应利用小时数2030），与山西212亿千瓦时风电发电量相差约16亿千瓦时，即这16亿千瓦时电量是通过煤改电交易、发电权交易、弃风交易等方式进行的，即不按照山西燃煤标杆电价（0.332元/千瓦时）与电网公司结算，对应利用小时数约166小时。
综上所述，2018年山西各风电场与电网公司结算电量对应利用小时数为2030小时（按燃煤标杆电价结算），市场化交易构成利用小时166小时（市场化电价结算），合计就是国家能源局公布的利用小时数2196小时。
二、市场化电力交易价格
2.1煤改电交易
根据《2019年山西省电力直接交易工作方案》2019年山西省电力交易规模为800亿千瓦时，文件中规定，新能源企业会优先与“煤改电”用户进行交易。
以下初步分析交易电价如下：根据2017年山西省发改委《关于我省清洁采暖用电价格及有关事项的通知》，煤改电用户落地电价谷电时段在0.286元/千瓦时，且输配电价为规定电价的50%。
而山西省输电价10千伏大工业用电电价为0.1188元/千瓦时，执行50%优惠电价为0.0594元/千瓦时，考虑4.59%网损，各项基金4.53分。
风电交易可实现交易电价预计为=(0.286-0.0594-0.0453)/(1+0.0594)=0.1711(元/千瓦时)。
2018年山西煤改电交易4.18亿千瓦时，预计2019年会提高30%，即交易电量在5.43亿千瓦时左右，提高利用小时数约52小时。
2.2 特高压电力交易
2019年雁淮直流输送能力保守估计在2018年发送电量180亿千瓦时基础上提高至250亿千瓦时，按照20%新能源配比，7：3风火交易配比计算，年提高风电消纳能力9.8亿千瓦时，整体提高利用小时数约93小时。
由电网公司进行交易及结算。
2.3其他
2018年山西省新能源企业首次与北京、冀北开展省间发电权交易0.25亿千瓦时，参考交易价格在0.1元/千瓦时左右。
预计按1043万千瓦累计装机，按年交易电量0.5亿千瓦时计算（火电，风电交易比列3:7），发电置换权交易提高全省风电利用小时数在3小时左右。
此外，山西省交易中心每月组织新能源富裕风电跨省现货交易，交易电价现没有公布，但参考其他省份，成交价格在0.1元/千瓦时左右，对应利用小时数为126小时。
三、小结
1、2019年由于雁淮直流输送能力提高，会在2018年2030利用小时数增加93小时，即按燃煤标杆电价结算利用小时数会提高至2123小时。
2、煤改电交易提高消纳能力预计5.43亿千瓦时左右，提高利用小时数约52小时，参与电力交易，结算价格下浮约0.1609元/千瓦时（标杆电价0.322元/千瓦时减去预计交易电价0.1711元/千瓦时）。
3、其他类
发电权置换交易、富裕新能源跨省跨区现货交易等，预计利用小时数合计约为126小时，该类交易电价较低，预计交易电价会下浮较大。
综上所述，在不考虑2019年新增机组及负荷增长的条件下，2019年山西省风电平均利用小时数预计为2258小时，其中标杆电价结算2030小时，煤改电交易52小时，其他交易126小时，但各风电场发电利用小时数依旧差距较大。
