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华中电力市场建设方案
华中电力市场建设方案
(征求意见稿)
2007年5月24日
依据《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》(国发〔2002〕5号)和《关于“十一五”深化电力体制改革的实施意见》(国办发〔2007〕19号)的精神,按照国家电力监管委员会《关于开展华中电力市场建设工作的通知》(电监市场〔2005〕8号)要求,结合华中电力系统实际情况,制定华中电力市场建设方案。
一、华中电力系统概况
华中电力系统覆盖湖北、河南、湖南、江西、四川省和重庆市,以湖北为中心,通过500千伏跨省市输电线路东连江西、西接重庆和四川、南北分别与湖南及河南贯通,供电面积约138万平方公里,占全国国土面积的13.5%,供电服务人口3亿8千多万,约占全国总人口的30%,是全国供电人口最多、最早实现省间500千伏互联的区域电力系统。
(一)现状
截至2006年底,华中区域统调装机总容量为101642兆瓦(含三峡9800兆瓦),其中水电39200兆瓦,占统调装机总容量38%;火电62442兆瓦,占统调装机总容量62%。
2006年华中区域全社会用电量5074亿千瓦时,统调用电量3972亿千瓦时,统调最大用电负荷63710兆瓦。
华中区域全网有500千伏线路143条,总长15716千米;500千伏变电站(包括升压站、换流站、开关站)74座,500千伏降压变压器56台,总容量为42051兆伏安;220千伏线路总长46343千米,220千伏变电站总容量为106967兆伏安。
随着三峡电厂和500千伏输变电工程的建设投产,以及全国联网规划的实施,华中电网先后与华东、南方、华北、西北电网相联,已经成为“西电东送,南北互供”的枢纽。
(二)主要特点
华中区域能源资源分布极不均衡,区域内94%以上的水能资源分布在四川、湖南和湖北三省,82%的煤炭资源分布在河南省。
资源分布特点决定了电源结构的差异,四川、湖南和湖北省水电装机比重较大,而河南省主要是火电机组。
华中区域具备较强的水、火电互补优势。
受南北气候条件变化、东西地理时差以及用电结构不同等因素的影响,华中区域各省市年最高用电负荷出现的时间不一致,日最高负荷出现的时间也不相同,因而省市间错峰效益显著。
华中区域各省市经济增长速度、人均国民生产总值、物价水平基本相当,但购、售电价格水平存在一定差异。
鄂渝、鄂豫之间输电能力还需加强,电网结构有待优化和完善。
(三)跨区跨省电能交易情况
在“八五”和“九五”期间,原华中区域四省(湖北、河南、湖南、江西)之间有一定的计划电量交换,2001年开始跨区(省)交易。
2002年华中实现跨区(省)交易电量58.1亿千瓦时,占统调用电量的3.5%。
2003年四川省、重庆市电网纳入华中电网后,跨区(省)交易电量有较大增长,2003年-2006年分别达到136.7、134.1、207.3、252.0亿千瓦时,占统调用电量分别为5.3%、4.4%、6.0%、6.3%,其中跨区交易电量分别为105.6、103.4、127.1、123.0亿千瓦时,跨省市交易电量分别为31.1、30.7、80.2、129.0亿千瓦时。
跨区(省)电能交易,促进了资源优化配置,有力地缓解了华中区域各省市以及其他区域电力供应紧张局面,保障了经济社会发展。
(四)电力供需形势
1996年以前,华中区域电力供需长期处于供不应求状况,从1996年下半年开始,供求矛盾趋向缓和。
1997-2000年电网逐步显现出供大于求的局面。
2001-2003年供求基本平衡,存在季节性、时段性电力供应紧缺。
2004年由于缺煤少水,华中区域均处于严重缺电局面。
2005-2006年全网供需基本平衡,但由于受电煤供应、来水偏枯的影响,季节性、地区性、时段性缺电现象依然存在。
预计从2007年开始,华中区域电力将出现富余,到“十一五”末期,华中区域电力富余装机容量将达22000兆瓦,其中河南省富余电力突破10000兆瓦,四川省约6000兆瓦,湖北省约2000兆瓦,湖南省、江西省和重庆市电力基本平衡或略有富余。
二、华中电力市场建设的指导思想和原则
(一)指导思想
遵循社会主义市场经济发展规律和电力系统运行规律,按照国家电力体制改革方案的总体要求和“十一五”深化电力体制改革主要任务的部署安排,借鉴国内、外电力市场建设的经验和教训,结合华中区域实际,因地制宜,平稳起步,逐步推进,建立符合华中区域实际情况的统一开放、竞争有序、公平高效的电力市场,优化区域资源配置,落实节能减排政策,促进华中电力工业和各省市经济社会持续、快速、协调、健康发展。
(二)基本原则
1、确保安全、可靠供电。
保证电力系统的安全稳定运行,最大限度地满足电力用户的用电需求,积极稳妥地建设电力市场。
2、总体设计、平稳起步。
统一规划市场布局,统一制定市场规则,统一规范市场技术标准,按照电力体制改革进程,科学制定市场建设的阶段目标,确立相应的市场模式和运营方式。
3、统筹兼顾、协调发展。
妥善处理好电力市场与电力企业、电力用户之间的关系,促进电力和经济社会协调发展。
4、促进区域资源优化配置。
贯彻和执行国家能源、环保等有关政策,通过市场机制,实现区域资源的优化配置和节能降耗。
5、公开透明、公平高效。
广泛听取各方面意见,合理设计市场方案和市场运营规则,促进“公开、公平、公正”交易,降低交易成本,提高运营效率。
三、华中电力市场建设的现阶段任务
建立区域统一交易平台,开展购售电双方之间的双边交易和发电企业竞价上网,建设统一管理、协调运作的华中电力市场。
主要任务包括:
1、制定华中电力市场运营规则和有关配套管理办法;
2、建设华中电力市场技术支持系统;
3、开展购售电双方之间的中长期双边交易;
4、规范和积极推进跨地区电能交易;
5、积极推进大用户(含独立配售电企业,下同)直购电工作,规范当前各地区以大用户直购电等名义开展的交易,将其纳入电力市场交易体系,统一管理;
6、开展发电合同转让交易;
7、开展日前竞价和实时交易;
8、建立辅助服务补偿机制;
9、强化水能资源的充分利用,建立水火电补偿机制;
10、促进科学、合理的输配电价体系的建立,培育更多的市场主体,在此基础上开展更广泛的市场交易。
四、现阶段市场模式和市场交易
(一)市场模式
华中电力市场是以中长期双边交易为主、现货交易为辅的市场模式,实行统一规划、统一规则、统一管理、协调运作。
(二)市场主体
1、区域内发电企业:
获得发电业务许可证、装机容量在100兆瓦及以上的统调水电厂和单机容量在200兆瓦及以上常规统调火电机组。
电量跨地区分配机组、企业自备机组、热电联产机组、洁净煤燃烧技术机组、综合利用机组(如煤矸石、垃圾燃烧等)、可再生能源机组(水电除外)等不参与市场。
电网经营企业内部结算机组、电网运行需要的调峰、调频机组暂不参与市场。
国家有特殊政策的其他类型机组协商确定是否参与市场。
单机容量在200兆瓦以下的常规火电机组可作为合同出让方参与发电合同转让交易。
2、电网经营企业:
华中电网有限公司,湖北、河南、湖南、江西、四川省和重庆市电力公司等。
3、大用户、独立配售电企业:
按照国家产业政策、环保政策和国家电力监管委员会《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》(电监输电[2004]17号)的要求,确定大用户的准入条件,根据华中电力系统实际情况,逐步向大用户开放电力市场。
4、其他主体:
形成规模的小水电代理人以及区外购售电主体等。
(三)交易方式
市场交易有双边交易、日前竞价交易。
其中双边交易有年度、月度和实时双边交易,还有发电合同转让交易等。
华中电力市场全年交易电量为年度用电需求(含区外购电需求)减去非市场机组年度发电量计划后的剩余空间。
1、双边交易
双边交易是华中电力市场的主要交易方式,包括发电企业与省市内(外)电网经营企业、省市内(外)大用户之间,省市电网经营企业之间的双边交易。
购售电双方本着平等、自愿、诚实信用的原则,开展年度、月度双边交易。
(1)年度双边交易
每年下半年,开展次年度省市内购售电双边交易和跨地区电能双边交易。
强化水能资源利用和区域资源优化配置,优先开展跨地区电能双边交易,逐步实现购售双方直接见面、自愿协商。
政府有关部门会同电力监管机构根据各省市年度用电需求预测,按照优先安排可再生能源和高效、环保机组发电的原则确定各省市机组的年度发电计划。
基于政府调控目标,在利益不作调整的原则下,发电企业与省市电网经营企业之间开展年度双边交易。
规范当前各地区以大用户直购电等名义开展的交易,严格市场准入、规范交易方式、公开市场信息,进行统一管理。
选择合适对象,积极推进大用户直购电试点工作。
购售电双方达成交易意向后,签订年度《购售电合同》。
年度双边交易完成后,电力调度机构按照有关规定,根据负荷预测、水情预测、检修计划和电网安全约束等因素,将年度双边交易合同电量分解为高峰、平段和低谷三个时段的分月发电计划,并予以发布。
电力调度机构每月根据实际发电完成情况,按照“三公”调度的原则对后段月度计划进行滚动平衡。
(2)月度双边交易
每月底,依据月度需求预测和年度双边交易合同的分月发电计划,开展次月电能双边交易。
购售电双方达成交易意向后,签订月度《购售电合同》。
月度双边交易完成后,电力调度机构按照有关规定,综合考虑负荷预测、水情预测、检修计划和电网安全约束等因素,将年度分月发电计划和月度双边交易合同电量,分解为省市典型日发电计划。
2、发电合同转让交易
为贯彻国家能源政策,实现产业结构调整,充分发挥大容量、高参数、高效率发电机组优势,建立小火电机组平稳退出市场机制和充分利用水能,按照节约资源、平等自愿、效益共享、平稳推进的原则,在现有电价体系下,开展发电机组年度发电计划指标和市场交易形成的合同电量转让交易。
在年度发电计划下达之后,小火电机组与大火电机组之间进行发电合同转让交易。
发电合同转让交易每年开展一次,交易双方自主协商或在交易平台上撮合成交。
在年度或月度双边交易合同签订后,市场机组之间进行发电合同转让交易,交易双方自主协商或在交易平台上进行撮合成交。
协商方式:
交易双方根据市场规则,自愿、平等协商,经过电网安全校核,签订发电合同转让交易合同,纳入分月、日调度计划中实施。
撮合方式:
在交易平台上,交易双方分别发布出让和受让时间、电量和价格等市场信息,按照出让方的申报价格由高到低,受让方申报价格由低到高进行排序,依据电网安全约束,拟按照厂内机组优先、企业内部机组优先和电气距离最近优先的原则进行撮合,签订发电合同转让交易合同,纳入分月、日调度计划中实施。
3、日前竞价
各省市竞价日需求预测减去市场机组双边交易电量的日分解发电计划、非市场机组年度合同电量的日分解发电计划后的剩余部分,为全网日前竞价空间。
在统一交易平台上,华中电力市场交易中心组织日前竞价,五省一市电网经营企业为购电方,参与竞争的发电企业为售电方,原则上以并网接入点为售电报价单位。
(1)华中电力市场交易中心根据各省市的申报,发布竞价日96点的负荷需求;
(2)售电方申报竞价日96点的电力和价格;
(3)综合考虑节能环保等因素,将售电报价按有关规则进行折算;
(4)将折算后的售电报价全网统一排序,首先确定无约束下各售电方96点的预中标电力及中标价格,形成无约束交易计划;
(5)考虑网络安全约束,按照阻塞管理办法对无约束交易计划进行修正,重新形成各售电方96点的中标电力及中标价格,向市场发布;
日前竞价完成后,电力调度机构形成售电方在竞价日的日发电计划和省市联络线日送受电计划,并予以发布和执行。
4、实时双边交易
华中电力市场采用分省市实时平衡,实行分区管理、协调运作。
当本省市电网发电能力不足,不能满足用电需求的时候,通过实时交易向外省市售电主体购买电能,实现供需平衡。
购售各方按照市场规则在年初预先签订协议,确定峰、平、谷购售电量的价格。
由电力调度机构根据需要,按照节能环保机组优先和“先调用,后结算”的原则组织实施实时双边交易。
省市电力调度机构负责本省市的实时平衡调度,华中电力调度机构负责全网和省市间的实时平衡调度。
实时平衡调度按照“三公”调度要求和有关规则实施。
(四)水电参与市场
贯彻国家能源政策,强化水能资源的利用,依据水库的年度来水预测,优先开展跨地区的年度双边交易,并将年度交易电量合理分解到月。
依据水库的月度来水预测,按照综合利用和水库月末水位控制的要求,进行月度双边交易。
根据水情,在年度或月度双边交易后,适时进行发电合同转让交易。
当水电厂发电能力超过日计划,可能发生弃水时,只要网络安全允许,由电力调度机构安排其增发电量,从收益空间中,给予由此而被调减或调停的火电机组经济补偿。
(五)辅助服务
辅助服务包括调峰、自动发电控制(AGC)、备用、无功和黑启动等,分为基本辅助服务和有偿辅助服务。
依据《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场[2006]43号)建立华中区域辅助服务调用、考核及补偿机制。
市场初期按照专门记帐、收支平衡、适当补偿的原则,建立辅助服务补偿机制。
补偿费用主要来源于辅助服务的考核费用,不足(富余)部分由并网发电厂分摊(分配),建立调峰、备用、黑启动等辅助服务补偿机制。
有偿辅助服务实行“按日发布、按月结算”。
(六)价格机制
1、交易电价
在计划方式向市场方式过渡阶段,发电企业与省市内电网经营企业之间的双边交易执行政府批复电价,而跨区(省)双边交易,采用协商定价。
大用户与发电企业之间的双边交易,采用协商方式确定售电价格,输配电价格由政府核定。
日前竞价按边际价格结算。
实时交易按照预先签订的协议价格结算。
2、市场限价
日前竞价中实行最高和最低限价。
具体办法由政府有关部门和电力监管机构制定。
3、跨省市交易输电价格
电网经营企业跨省市交易输电价格和输电损耗按照《国家发展改革委、国家电监会印发〈关于促进跨地区电能交易的指导意见〉的通知》(发改能源[2005]292号)的有关规定进行测算,报有关部门核准后执行。
4、水火补偿
具体办法由电力监管机构会同政府有关部门组织电网经营企业、发电企业协商确定。
(七)平衡资金帐户
平衡资金帐户实行统一规则、统一管理、分省设立,盈亏不计入电网经营企业。
充分利用价格杠杆机制适时调整平衡资金盈亏,规避市场风险。
平衡资金帐户的具体管理办法,由政府有关部门和电力监管机构制定。
(八)调度管理
按照《华中电网调度规程》和《华中电力市场运营规则》执行。
(九)市场进入与退出
市场主体通过市场注册后才能进入市场,按照市场规则参与市场交易。
对不符合注册条件的市场主体,应按市场建设的总体要求创造条件达到注册条件,适时进入市场。
纳入市场交易范围的机组,因不符合注册条件且未能按期达到注册条件、符合注册条件而不进入市场、擅自或强制退出市场的,应予以处罚,具体办法另行制定。
五、市场风险管理
1、华中电力市场启动试运行的基本条件:
(1)电网安全约束满足要求;
(2)具有一定数量的市场交易主体和电能交易;
(3)具有可操作的市场运营规则和相配套的市场管理办法;
(4)具备满足市场运营需要的技术支持系统;
(5)电价形成机制基本满足需要,具备规避一定市场风险的能力。
2、市场风险管理措施
(1)通过购售双方签订中长期双边合同,保障地方电力供应,抑制电价波动幅度,减少市场主体经营风险;
(2)通过平衡帐户、市场限价,维护电力市场平稳运营;
(3)建立市场干预和中止机制。
当技术支持系统出现故障、电力系统安全受到威胁等情况发生时,电力调度机构可以根据有关规定采取应急措施,进行市场干预,必要时由电力监管机构中止市场运营。
(4)通过明确输配电价,增加信息透明度,提高购售双方决策评估水平;
(5)通过进行实时平衡、开展实时交易、根据需要调用辅助服务以及必要时候调整电网运行方式等手段,保证电网安全运行等。
六、市场主体职责
(一)华中电网有限公司职责
1、经营管理华中电网,负责华中电网的安全、稳定运行;
2、按规定公平开放电网,为市场主体提供输电服务;
3、组织购销区外交易主体的电力电量;
4、负责跨地区电能交易电费结算和有关电厂电费结算;
5、按照市场运营规则提供信息;
6、提出华中电力市场交易机构设置方案,管理华中电力市场交易机构。
(二)省市电网经营企业职责
1、负责经营管理所属电网,保证所属电网安全;
2、按规定公平开放电网,为市场主体提供输配电服务,为电力用户提供安全、可靠的电能;
3、按照市场运营规则参与市场交易,履行购售电合同;
4、负责有关电厂电费结算;
5、按照市场运营规则提供市场信息;
6、管理本省市电力调度机构。
(三)发电企业职责
1、执行并网调度协议,按照调度规程服从电力调度机构统一调度;
2、按照市场运营规则参与市场交易,履行购售电合同;
3、负责发电设备的安全运行,履行规定的安全义务,按规定提供辅助服务;
4、按照市场运营规则提供市场信息。
(四)大用户职责
1、执行供用电协议,按照调度规程服从电力调度机构统一调度;
2、按照市场运营规则参与市场交易,履行相关合同;
3、按照市场运营规则提供市场信息。
(五)其他交易主体职责
1、按照调度规程服从电力调度机构统一调度;
2、按照市场运营规则参与市场交易,履行购售电合同;
3、按照市场运营规则提供市场信息。
七、电力市场交易机构、电力调度机构职责
(一)华中电力市场交易机构
1、在电力监管机构的监管下,负责华中电力市场运作;
2、根据市场运营规则定期发布市场信息;
3、负责市场交易的电量计量、结算;
4、负责提出市场分析报告。
(二)网、省市电力调度机构
1、按照市场运营规则和调度规程负责所辖电网的电力调度、安全运行管理和电网事故处理;
2、负责华中电力市场涉及本地区电网的电力安全校核和安全控制;
3、组织实施华中电力市场在本地区范围的年度、月度双边交易合同的分月、分日计划安排,督促执行市场交易合同;
4、负责本地区电网的电力实时平衡;
5、按照有关规定定期发布调度信息;
6、按照电力监管机构组织审定的方案,具体负责华中电力市场技术支持系统有关配套系统建设、运行、维护和管理。
八、计量与结算
(一)计量
现阶段,发电企业(机组)的上网关口和省市电力公司间关口计量点暂维持不变。
所有计量装置按国家有关计量规定和市场规则的规定进行管理和定期校验。
(二)结算方式
电费结算包括双边交易结算和竞价结算两部分,以竞价结算优先,结算按照现有结算体系执行。
九、技术支持系统建设
(一)技术支持系统设计原则
1、系统功能设计应满足华中电力市场的实施方案、发展目标和运营规则要求,保证系统的实用性和适应性。
2、系统设计应遵循有关国际标准、国家标准和行业标准,提供严格的用户认证、密码设计、数据备份等安全管理措施,保证系统及其数据的安全可靠。
3、充分利用电力系统现有的调度自动化、通信系统和其它已有的电力市场技术支持系统的软硬件资源,尽量避免重复投资,提高系统建设的经济性。
4、采用开放式体系结构和功能分布式系统设计,保证系统的可扩展性和可维护性。
(二)系统功能与组成
华中电力市场技术支持系统是对电力市场的数据申报、负荷预测、合同管理、交易计划的编制、安全校核、计划执行、辅助服务、市场信息发布、考核与结算等环节提供技术支持,它包括:
能量管理系统、交易管理系统、电能量计量系统、电能量考核与结算系统、合同管理系统、报价处理系统、市场分析与预测系统、交易信息系统、报价辅助决策系统等。
(三)系统建设组织原则
华中电力市场技术支持系统应按照统一规划、统一标准、统一管理的原则,遵循总体设计、分步实施的方针,由华中电网有限公司在整合目前省市电力公司现有技术支持系统的基础上,组织湖北、河南、湖南、江西、四川省和重庆市电力公司及有关发电企业等统一实施,各市场主体按规定配套建设。
技术支持系统建成后,由华中电力调度机构统一管理,市场主体和省市电力调度机构按照分工进行运行和维护。
十、组织实施
(一)组织领导
华中电力市场建设工作领导小组负责统筹华中电力市场的研究和建设工作,指导开展华中电力市场建设方案、运营规则、市场监管、技术支持系统等方面的研究和建设,协调解决市场建设和运营过程中的重大问题。
(二)工作安排
由华中电监局组织,政府有关部门、华中电网有限公司、省市电网经营企业、发电企业参加,成立市场建设工作小组。
成立市场方案与规则工作小组,负责起草华中电力市场运营规则及相关配套办法。
成立市场监管法规工作小组,负责起草华中电力市场监管实施办法等配套法规。
成立技术支持系统工作小组,负责起草华中电力市场技术支持系统建设大纲、功能规范等文件,具体组织技术支持系统的设计与开发工作。
(三)实施步骤
华中电力市场建设现阶段按三个步骤推进:
第一步:
完成市场建设方案和技术支持系统建设大纲的审定工作。
第二步:
完成市场运营规则的编写和审定工作,完成电力市场监管实施办法、市场注册管理办法、辅助服务管理办法、平衡帐户管理办法、电力调度交易机构设置方案等有关文件的编写和审定工作。
第三步:
完成华中电力市场技术支持系统的建设、调试、培训和模拟竞价,适时开展市场运作。
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