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四川电网2021年8月电网和市场运行执行信息披露：1-7月结算均价0.26736元/千瓦时

3253 2年前

用电侧情况

8月，全社会用电量320.52亿千瓦时，同比增长16.30%，环比增长3.63%。网供用电量236.79亿千瓦时，同比增长8.62%，环比减少4.0%。主网最大用电负荷4810.05万千瓦，最小用电负荷1918.44万千瓦。

发电侧情况

（一）装机规模及发电情况

截至8月底，全省装机容量10801.99万千瓦。省调直调电厂总计装机6252万千瓦，其中水电4348万千瓦（本月新增40万千瓦），火电1266万千瓦，风电469万千瓦，光伏169万千瓦。

8月，发电量519.97亿千瓦时(全口径) 、466.09亿千瓦时（调度口径）、257.79亿千瓦时（统调口径）。

*调度口径：含国调、分调、省调、地调、县调五级调度。

统调口径：仅省调。

2021年1-8月，全省发电平均利用小时数为2674小时，同比增加79小时。其中，水电2720小时，同比减少24小时；火电2933小时，同比增加724小时；风电1603小时，同比减少170小时；太阳能1064小时，同比增加43小时。

（二）来水及存煤情况

8月，四川全网来水较去年同期偏少42.0%，较多年同期偏少9.7%。8月，全网装机（能力）弃水电量12.47亿千瓦时。截至8月31日，全网累计装机（能力）弃水电量35.76亿千瓦时，同比降幅53.0%。

8月，电网主要火电厂存煤114.62万吨，环比增长21.12%，同比减少65.68%。其中，存煤量环比增长率最高为广安电厂，增长267.99%，最低为方山电厂，增长73.54%；所有电厂存煤量同比均呈减少态势，其中最高为方山电厂，减少82.16%，最低为云潭电厂，减少14.45%。

（三）停电检修执行情况

8月，电厂设备停电检修安排11项，实际执行10项，计划执行率90.9%。其中大桥厂3#机组停电检修计划因大桥厂内前序检修计划未完工导致推迟至9月执行。8月非计划停运火电机组1台次。

电网建设情况

（一）电网规模

截至8月底，全网共有±800千伏直流换流站4座，±500千伏直流换流站1座，500千伏变电站51座，500千伏开关站2座，220千伏变电站（含开关站）316座。已建成并投运±800千伏直流输电线路8条，±500千伏直流输电线路2条，500千伏交流输电线路217条，220千伏输电线路1025条。

（二）检修、停电计划执行情况

8月，500千伏设备停电检修计划2项，实际执行2项。220千伏设备停电检修计划安排13项，实际执行13项。

（三）电网运行

通道阻塞情况：无电网检修引起的通道阻塞情况。

辅助服务情况：调用正常。

合同整体完成情况：8月电网运行情况复杂，水电厂发电进度均衡控制难度大，水电厂发电均衡情况客观上存在一定偏差。8月26日前，受高温天气及来水减少等因素影响，供需形势紧张，水电基本按能力（不弃水）发电，8月底，随着负荷下降及来水增加，发电计划按指标进行安排。

市场准入情况

8月，四川电力交易平台新增准市场主体222家，发电企业2家，售电公司1家，电力用户219家。截至8月底，四川电力交易平台共注册市场主体16233家。其中，发电企业328家，同比增长6.15%；售电公司258家，同比增长13.66%；电力用户15647家，同比增长65.24%。

市场交易情况

（一）省内交易

8月，共计开展月内交易7次，用电侧事后转让交易1次。成交增量电量33.56亿千瓦时，成交均价0.084元/千瓦时，成交调减电量25.51亿千瓦时，成交转让电量44.41亿千瓦时。1-8月，省内市场化交易水电电量共计708.31亿千瓦时，同比增长30.95%，其中，常规直购307.12亿千瓦时，计划外220.86亿千瓦时，水电消纳示范50.99亿千瓦时，铝电合作75.77亿千瓦时，留存电量53.57亿千瓦时。

（二）省外交易

外购电情况：据快报，8月省间外购1.1亿千瓦时，留川电量11.96亿千瓦时，同比减少27.99%。1-8月，四川累计外购电量245.22亿千瓦时，同比增长32.93%。

2.外送电情况：据快报，8月全口径外送电量193.95亿千瓦时，同比减少6.23%。其中省调电厂送出43.25亿千瓦时，同比减少20.97%；西南网调电厂送出9.76亿千瓦时，同比增长128.19%；国调电厂送出140.74亿千瓦时，同比减少4.63%。1-8月，四川全口径外送电量累计721.31亿千瓦时，同比减少10.84%。