1、电力市场理论与技术 -我国电力市场的发展,王雁凌,主要内容,1 电力行业需要引入竞争 2 中国电力市场的发展及探索,1 电力行业需要引入竞争,1.1 引入电力竞争的目的 1.2 电力竞争五项必须的改革,1.1 引入电力竞争的目的,20世纪80年代以来，世界上许多国家开始进行电力体制改革，其目的就在于打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力工业本身的良性发展。,1.2 电力竞争五项必须的改革,需求侧 实行分时计量 交易制度 采用一体化交易模式，实行统一调度、区域性定价 输电业务模式 推荐设立受管制的经营性区域输电公司 供应侧 取消进入发电领域的限制 零售准入
2、所有的用户都能选择售电商,2 中国电力市场的发展与探索,集资办电 培育IPP,电力法颁布,内部模拟 电力市场,撤消电力部 成立国家电力公司,进行电力市场 试点,进行分层分区 电力市场体系的研究,2 中国电力市场的发展与探索,2.1 集资办电，培育IPP 2.2 内部模拟电力市场 2.3 电力法等法规的颁布 2.4 撤消电力工业部，成立国家电力公司 2.5 开展电力市场试点工作 2.6我国区域电力市场建设 2.7我国电力市场的未来发展 2.8南方区域电力市场简介,2.1 集资办电，培育IPP,集资办电和多渠道筹资办电政策的出台，促进了电力工业的发展和独立发电企业的形成，使我国电力工业的改革迈出了
3、重要的一步。我国最早出现的集资电厂是山东龙口电厂，于1981年底开始建设，1984年投产发电。,至90年代初，多家办电的多元化格局已经形成，至1999年，国家电力公司全资及控股电厂的发电量仅占全社会发电量的50左右。我国电力行业首先在发电投资环节上，市场逐渐开放。,2.1 集资办电，培育IPP（续）,2.2 内部模拟电力市场,最早出现的内部模拟电力市场是浙江省电网，从1995年1月开始进入模拟市场运行； 1997年11月，国家电力公司在井冈山召开会议，正式启动建立。 1998年后，在大部分省、市电力公司都相继开展了内部模拟市场的运作。 内部模拟电力市场就是在电力企业内部，用市场的办法进行管理，
4、将自己拥有的发电厂、供电局变成一个相对独立的“企业”，并对其进行经济考核管理。,2.2 内部模拟电力市场（续）,内部模拟电力市场的建立，是按市场方式进行运作的雏形。 内部模拟电力市场为电力市场的真正运作打下了一定的基础，积累了的经验。 由于是一种内部管理的模式，仍不能实现真正的“公正、公平、公开”地对待所有发电企业。 网厂分开，建立真正意义上的电力市场势在必行。,2.3 电力法等法规的颁布,1994年颁布“电力法”，使中国电力企业有法可依，并且明确了电网经营企业的性质，要求实现同网、同质、同价。从法律的角度确定电的经营具有企业性质。 “电网调度管理条例”于1993年正式颁发。要求上网的发电厂必
5、须签定并网协议、购电协议、调度协议，强调了电网运行必须实行统一调度。,2.4 撤消电力工业部，成立国家电力公司,1998年3月撤消电力工业部，成立国家电力公司。标志着电力部已从政府的一个部门过渡到政府监管下的电力企业阶段的完成。标志着政企分开时期的正式开始。,2.5 开展电力市场试点工作,2.5.1 电力市场试点工作概述 2.5.2 试点电力市场的特点 2.5.3 试点工作取得的成绩,2.5.1 电力市场试点工作概述,1998年6月，国家电力公司提出了“实行网厂分开建立发电侧电力市场的实施方案框架”，明确了山东、上海、浙江三省（市）为第一批“网厂分开、竞价上网”试点单位。,1998年11月，国
6、务院国办发1998146号文转发了国家经贸委“关于深化电力工业体制改革有关问题的意见”，并将辽宁、吉林、黑龙江三省与山东、上海、浙江同时列为网厂分开、竞价上网的试点单位。,2.5.1 电力市场试点工作概述（续1）,1999年底，山东、上海、浙江三个试点单位的“网厂分开、竞价上网”改革方案相继报国家经贸委审批。 2000年1月，山东、上海、浙江三个试点单位的发电侧电力市场正式投入商业化运行。 东北三省（辽宁、吉林、黑龙江）的改革方案与2000年上半年上报国家经贸委。 辽宁、吉林、黑龙江三省的发电侧电力市场在2000年4月至9月相继投入运行（试运行）。,2.5.1 电力市场试点工作概述（续2）,2
7、.5.2 试点电力市场的特点,特点一：发电侧电力市场 我国电力市场的改革取向是“网厂分开、竞价上网”，即将电网经营企业拥有的发电厂与电网分开，建立规范的、具有独立法人地位的发电实体，市场目前只对发电侧开放。 发电侧电力市场的市场主体是各独立发电企业与电网经营企业，电网经营企业负责组织各发电公司间的竞争，政府负责对电力市场进行监督管理。发电侧电力市场以省级电力市场为主，各省电力公司是其省内电力市场竞争的组织者。,2.5.2 试点电力市场的特点（续1）,特点二：单一购买者模式 我国现行发电侧电力市场的模式是以单一购买者形式为主，即参与市场竞争的各个独立发电企业将电能提供给电网经营企业，用户不能与发
8、电厂签订购电合同，只能由电网经营企业采用趸售或零售的方式供电。 为了防范供电不足或购电电价过高的风险，电网经营企业与发电公司签定一定数量的长期合同。 部分大用户已经开始与独立发电企业签订直接的购受电合同，电网收取一定的过网费。,2.5.2 试点电力市场的特点（续2）,特点三：部分电量竞价上网 原有的购售电合同的处理：由于前几年为鼓励投资者建设电厂，出台了一系列包括保证机组年利用小时数和上网电价的优惠政策，这种合同一般有效期限较长。 在电力市场建立的初期，采用了部分电量竞价上网的方式，一般安排当年市场用电需求的1020做为竞争电量，其余做为基本电量（合同电量）。 对于合同电量的处理，采用了两种形
9、式，一是必须首先保证这一部分电量的完成，然后再考虑竞价电量；二是在市场中安排全部电量参与竞价，但在结算时考虑对这一部分电量的补偿。,特点四：竞价体系 没有期货市场，以原先承诺的合同，作为市场中的长期合同，对于市场竞争，采用了“差价合约”的结算方式，即基本电量部分按国家批准的合同电价结算，竞争电量部分按竞价电价结算，未完成的原合同电量部分给予一定的经济补偿。其目的是解决原有的合同问题。 对于竞价电价，各试点单位大多采用了LMP做为结算的竞价电价 对发电公司的报价设置了最高、最低限价。,2.5.2 试点电力市场的特点（续3）,2.5.3 试点工作取得的成绩,初步实现了厂网分开。 探索形成了适合本省
10、实际情况的几种有效的竞价模式。 进行市场运营规则和监管规则的探索. 积累了经验，提高了市场意识. 电力市场技术支持系统的研究和开发工作，并根据市场的进展，不断进行完善和改进。,2.6 我国区域电力市场建设,电力资产结构 各省经济发展水平差异和销售电价水平差异 网架结构、电源结构与分布、负荷分布以及全区域、各省、各地区供需平衡状况 电价机制 观念,2.7我国电力市场的未来发展,电价形成机制 销售电价与上网电价联动 输电价格形成机制 价格监管 双边电力交易 电力金融市场 容量市场 新能源和可再生能源市场 跨区交易电力市场调剂区域间的电力余缺,2.8南方区域电力市场简介,2.8.1南方电力系统的现状
11、和特点2.8.2 南方电力市场建设方案简介2.8.3 南方电力市场运营规则介绍,2.8.1南方电力系统的现状和特点,南方电力系统概述,南方电力系统覆盖：广东、广西、贵州、 云南、海南五省(区)；通过三峡广东一回 +500千伏直流线路，鲤鱼江广东一回500千伏交流线路与华中电网相连；通过四回400千伏线路与香港中华电力系统相连；通过二回110千伏线路与澳门电网互联。东西纵横 2000 多公里供电服务面积：100万平方公里供电服务人口：2.2亿左右,南方电力系统主网地理接线,南方电力系统的现状和特点,省（区）间经济发展不均衡 电价水平及电价承受能力差异较大 电力资源及用电负荷分布极不均衡 用电需求
12、增长快，电力供需形势紧张 西电东送特点突出，电网安全和技术问题复杂,特点1：省(区)间经济发展不均衡,2004年广东人均国内生产总值是广西的2.8倍，贵州的4.7倍，云南的2.9倍，海南的2倍。,各省（区）04年GDP和人均GDP,特点2：电价水平差异大,2004年,广东上网电价水平是广西的2.3倍，贵州的2.1倍，云南的2.3倍；销售电价水平是广西的1.7倍，贵州的2倍，云南的1.9倍。水火电价格差异大，火电平均上网电价水平是水电平均上网电价水平的2.0倍。水火电价差异大，火电平均上网电价是水电平均上网电价的2.0倍。,特点3：资源分布极不均衡,西部有丰富的水、火电资源，东部有巨大的电能需求
13、市场 * 广西水能资源丰富，可开发装机容量：1744万千瓦 * 云南水能资源理论蕴藏量：10364万千瓦可开发装机容量：9776万千瓦煤炭资源总储量：679.04亿吨 * 贵州省水能蕴藏量：1874万千瓦，可开发装机容量：1683万千瓦，煤炭资源量2419亿吨，保有储量524亿吨， * 广东用电量占全网用电量的61，占全网统调负荷的2/3。,特点4：用电需求高速增长,2004年南方五省（区）全社会用电量3853.4亿kWh，同比增长：15.6，其中广东增长17.5,广西增长9.8,贵州增长15.2,云南增长14.7,海南增长17.6; 2004年南方区域电力供需形势紧张，全区域年最大电力缺口5
14、00万千瓦，电量缺额268亿千瓦时。 2005年全网负荷增长22.3%；广东增长17.3%，广西增长22.4%，贵州增长33.3%，云南增长29.1%，海南增长13.7%。,特点5：西电东送问题复杂,* 世界上最为复杂的交直流并列运行电网，直流多落点带来电网稳定问题突出；* 重要联络线潮流较重，长期压极限运行；* 外送（受）功率占本网发电负荷比重较高，安全运行压力大；* 受电网规模迅速发展的影响，造成运行方式（潮流稳定特性）变化快，运行难度大，安全稳定控制等二次系统与一次系统的同步完善有一定困难。,2.8.2 南方电力市场建设方案介绍,(整体设计方案),市场建设总体目标及设计原则,*总体目标：
15、建设政府监管下的统一开放、竞争有序、公平高效的南方电力市场，推动南方电力工业和各省（区）经济社会持续、快速、协调、健康发展。 *设计原则：总体设计，平稳起步；确保安全，可靠供电；西电东送，优化配置；统筹兼顾，促进发展；公开透明，公平高效。,电力市场建设总体框架,市场建设分阶段特征,第一阶段的市场模式,* 原则：统一规划、统一规则、统一管理。 * 阶段建设目标：首先建立市场机制，构建南方电力市场统一竞争平台，逐步扩大市场主体。 * 目标方向：建立统一市场。,第一阶段市场参与主体,* 中国南方电网有限责任公司及五省电网公司；* 竞价机组范围：1）接入500千伏电网的常规火电机组；2）部分接入220
16、千伏的30万千瓦常规火电机组。3）具备条件的新建机组及时纳入市场主体。竞价机组容量总计1354万千瓦，占2003年总装机容量的19%，占统调装机容量的28%，其中广东628万千瓦，广西126万千瓦，贵州360万千瓦，云南180万千瓦，区外60万千瓦，竞价机组台数总计39台，共14家电厂。,第一阶段竞价机组,单位：万千瓦；千伏；元/千千瓦时,市场模式和交易方式,*统一竞争平台，分年度和月度两种竞争类型。 *竞争电量：暂定为参与竞争电厂年度核定电量的15%（约110亿120亿kWh）； *年度竞争电量占40%，月度竞争电量占60%， 年度竞争不成功转为月度竞争； *综合输电费用、输电网损和环保折价
17、等因素折算报价，统一排序，并考虑网络约束，确定中标电量； *省区间富余电量交易由交易中心组织各省电网公司协商确定,电量结构,竞争机组按年利用5500小时计算电量的15%为竞争电量， 其余为非竞争电量,竞争电量的60 年度竞争未成交部分 省区电网公司富余电量,竞争电量的40,非竞争机组年度电量 竞争机组年度非竞争电量 西电东送年度合同电量,竞争规模分解示意图,40%进入年度市场,年度峰/ 平/谷3个 竞争电量,分12个月， 每月峰/平/ 谷共36个竞 争电量,年度竞 争出清,年度竞 争交易 结果,年度竞 争交易 计划,分解到各月的峰/平/谷三个时段,年度未成交滚入月度竞争,60%进入月度市场,月
18、度竞 争出清,月度竞争交易计划,竞争电量之外的为非竞争电量：,月度 计划,电力调度机构统一考虑机组、设备检修计划和所在电网的电源结构和负荷特性，分解到各月的峰、平、谷三个时段。,竞争电量：所有竞争机组年利用5500小时计算所得电量的15,电价机制,*上网电价：采用单一制电价、竞争性电价由市场竞争形成，非竞争电价按照国家有关规定执行。 *输配电价核定前：省（区）电网企业按平均销售电价扣除平均购电电价后的一定比例，向购电方收取；竞价实施后，逐步向成本加收益方式过渡。 *销售电价与上网电价联动，将市场信息传递给用户。 *统一售电方最高限价和购电方最低限价,交易组织形式,*年度非竞争合同：每年11月底
19、前签定合同并分解到月1）非竞争电厂年度购售电合同2）竞争电厂非竞争部分购售电合同（85+超发电量）3）西电东送年度计划购售电合同 *年度竞争：按电网负荷特性分为峰、谷、平三段，分解到月，市场成员分段报价； *月度竞争：对下月竞争电量和年度竞争电量的剩余部分竞价，市场成员分段报价； *辅助服务：电网和发电企业共同提供，逐步建立辅助服务的收费和补偿机制； *设立市场平衡帐户，实行价格联动机制。,电力市场有关规则和办法,*南方电力市场运营规则 *南方电力市场监管实施办法 *南方电力市场准入实施办法 *南方电力市场技术支持系统建设大纲 *南方电力市场技术支持系统功能规范 *南方电力市场辅助服务管理办法
20、 *南方电力市场平衡资金监督管理办法,2.8.3南方电力市场运营规则介绍,市场管理,运营规则的章节和结构,系统运行,市场交易,计量结算,附录文本,共九章，一百二十九条，二十二个附表,第五章：计量与结算 第八章：技术支持系统,第一章：总则 第二章：市场管理 第六章：市场干预及中止 第九章：附则,名词解释 市场主体信息 标准格式文本 附录D：名词简称缩写对照表,第三章：市场交易 第四章：辅助服务,第七章：安全运行,第一章 总则,第一条 目的 第二条 依据 第三条 规则适用范围 第四条 市场地理范围 第五条 市场主体定义 第六条 编制原则,第二章 市场管理成员职责,南方电力交易中心 南方电力调度中心
21、 省（区）电力调度机构 南方电网公司 发电企业 区外购（售）电主体 各省（区）电网公司 大用户,第二章 市场管理修订规则,修订流程： 向南方电监局提出书面修订建议，修订建议应至少包含下列内容：修订条款、修订内容、修订理由和具体修订意见，修订意见建议书的格式参见附录二； 南方电监局对修订建议组织评审，评审通过的修订建议，由南方电监局上报国家电监会； 未通过评审的修订建议，应及时向建议方反馈评审意见； 南方电监局认为有必要修订规则时，可直接组织修订； 修订建议经国家电监会批准后公布实施。,第二章 市场管理临时条款,由于不可预见的因素影响，导致市场无法正常运转时，市场主体和电力调度交易机构可提出制定
22、本规则临时条款的建议，报南方电监局批准后公布执行。 临时条款一经发布立即生效，与临时条款相抵触的原条款暂时失效。 南方电监局通过南方电力交易中心发布本规则的临时条款时，应规定有效期，并向市场主体说明制订临时条款的理由，列举详细的证据。 在临时条款有效期内，南方电监局应及时根据实际情况组织修订本规则的相关条款。修订的条款生效后，临时条款自动失效。,第二章 市场管理信息披露,信息披露的原则: 市场主体具有获得市场信息的同等权利，同时也有义务按规定提供信息； 电力调度交易机构应完善各项信息公开制度，并及时公开有关信息； 电力调度交易机构应满足市场主体合理的信息查询要求，对质疑问题积极给予解答； 信息
23、披露应满足市场监管需要。,第二章 市场管理信息披露,南方电力交易中心在年度竞争交易开市前通过技术支持系统向市场主体公布发电企业基本数据： 额定功率 最低技术出力 平均加出力速度 平均减出力速度 冷态启动并网时间 热态启动并网时间 温态启动并网时间 启到停的最小时间间隔 停到启的最小时间间隔,第二章 市场管理信息披露,在每年1月30日前，南方电力交易中心向市场主体公布上年度合同执行信息； 在每月10日前，向市场主体公布上月交易执行信息。,第二章 市场管理信息披露,年度竞争交易前发布： 年度竞争交易峰、平、谷的时段划分和可竞争电量； 输电通道稳定极限及对应输送电量； 计划电量占用通道情况； 主要线
24、路载流能力； 上年度分月最高负荷曲线和分月电量曲线； 电网结构变化； 主要设备检修计划安排； 规程规定的安全稳定条件下各电厂安全状况及稳定限制； （转下页）,第二章 市场管理信息披露,年度竞争交易前发布： 机组可用情况； 下一年度输电损耗率； 输电价格； 限价的最高值和最低值; 下一年度全年各月月度竞争电量的交易时间。,第二章 市场管理信息披露,月度竞争交易前公布： 月度竞争交易峰、平、谷的时段划分和可竞争电量； 月典型日负荷曲线； 非竞争电量和年度竞争交易成交电量占用通道情况； 电网结构变化情况； 输电通道稳定极限及对应输送电量； 主要设备检修计划安排； 主要线路载流能力； 机组可用情况；
25、规程规定的安全稳定条件下各电厂安全状况及稳定限制； 限价的最高值和最低值。,第二章 市场管理信息披露,市场交易结束公布： 各省（区）购电侧加权平均结算价格、各省(区)售电侧加权平均结算价格； 各时段无约束的总成交电量； 各时段有约束的总成交电量； 阻塞管理情况。,第二章 市场管理信息披露,市场主体可查阅各自的成交电量和价格等私有数据。 交易三个月后公布：各市场主体的成交电量、成交价格和申报价、量,第二章 市场管理信息披露,如对披露信息有异议，可于3个工作日内提出，流程是： 市场主体可通过电话、传真、电子邮件或填写异议书等形式，提出异议；（异议书格式见附录四） 南方电力交易中心或南方电力调度中心
26、通过电话、传真、电子邮件或书函等方式解答异议方疑问； 异议方若对解答仍有疑问，可向南方电监局直接提出异议。,第二章 市场管理信息保密,电力调度交易机构对主体的私有信息有保密义务。 泄密事件涉及权益当事人的，该当事人可向南方电监局提出对泄密责任人的投诉和申诉。 保密例外： 应电力监管机构要求透露、使用或者复制该信息时； 应争议解决、仲裁或者诉讼等法律程序要求使用或复制该信息时。,第二章 市场管理信息保密,主体的申报价格、成交价格、已经签订合同内容等信息属于私有数据 调度交易机构应保证市场主体可以按时获得其私有数据信息，保证私有数据信息在保密期限内的保密性。 南方电力交易中心应定期发布南方电力市场
27、分析报告。,第三章 市场交易,时段划分 输电价格 输电网损 环保折价 可竞争电量 年度合约交易 月度竞争交易 阻塞管理 大用户购电和省间富余电量 日调度计划 系统实时平衡,第三章 市场交易限价,适用于年度、月度，购售电方 购电方报价有最低限价 售电方折算后的报价有最高限价 限价方式 全区域统一限价，以启动前一年全区域统调常规火电平均上网电价为基准，上下浮动50%确定最高、最低限价。 2004年全区域统调火电平均上网价约342元/千千瓦时 最高限价3421.5513 最低限价3540.5171 限价每年适时调整，具体由监管机构会国家相关部门另行颁布制定。,第三章 市场交易时段划分,分成峰平谷三个
28、时段，各时段分别申报、分别成交 划分方式由南方电力调度中心提出，报南方电监局批准。 原则上每年发布一次。,第三章 市场交易 输电价格、网损示意图,送电网,受电网,省内输电价格，省内输电网损,省（区）间输电价格，省（区）间输电网损,第三章 市场交易输电价格,包括： 跨省（区）输电价格 省（区）内输电价格 定价原则： 国家已经核定的输电价格，执行核定标准 云南、贵州送广东9.2分 云南、贵州送广西6.9分 天一、天二送广东7.5分 天一、天二送广西5.2分 三峡送广东7.21分,第三章 市场交易输电价格,定价原则（续） 未核定的输电价格，由南方电网公司提出建议，报相关部门批准后执行 云南、贵州间输
29、电价格 广东、广西间输电价格 海南与四省（区）间输电价格 各省（区）内输电价格暂按启动前一年省（区）的平均销售电价与平均购电价格差额的一定比例收取（下表参考有关部门提供数据）,第三章 市场交易输电网损,包含： 跨省网损率k1% 省内网损率k2% 由各段线路推导出综合网损率为k%=1-(1-k1%)(1-k2%) 推导过程 设出厂计量点电量为Q 该电量流到本省的出省计量点时要发生k2%的损耗，到出省计量点的电量为Q（1-k2%） 出省电量流过省间输电网时，也要发生k1%的损耗，则最后到达购电省网的关口计量点时剩下的电量为Q(1-k2%)(1-K1%)=Q1-(K1%+k2%-k1%*k2%),第
30、三章 市场交易输电网损,网损系数确定原则： 已经核准的执行国家核准标准 ； 天广交、直流线路送广东为5.63 天广交流线路送广西为2 天贵线为1.5 鲁天线为1 推导出： 贵州送广东7.05，送广西3.5 云南送广东6.57，送广西2.98 未核准的由南方电网公司按上一年实际输电网损提出建议，报电力监管机构批准后执行 广东广西之间 云南贵州之间 省内统调输电网损耗率,第三章 市场交易输电网损,网损电价=报价*k%/(1-k%) 推导： 首先网损电量按上网点的价格结算，这部分费用为：报价*K%*Q 这部分费用由购电方承担 但购电方购到的电量为(1-K%)Q，分摊到每个单位得到最终网损电价公式 对
31、售电方申报电价、电量均进行折算（后详） 当电网结构发生重大变化时，各市场主体可对输电网损耗率提出修订建议。,第三章 市场交易环保折价,非环保机组报价在折算时加上国家核定的环保价格 即非环保机组的报价参与排序时，在原始报价上要比环保机组多加上一个环保价格1.5分,第三章 市场交易可竞争电量,竞争机组年利用5500小时计算所得电量的15为全年的可竞争电量，约112亿千瓦时 年度可竞争电量占40%，约45亿千瓦时 月度可竞争电量占60%，约67亿千瓦时 年度、月度可竞争电量按典型负荷曲线分解到峰平谷，得到各时段的可竞争电量 年度和月度可竞争电量由交易中心在开市前发布,第三章 市场交易年度合约交易,包
32、括： 年度竞争交易 年度非竞争交易 组织： 南方电力交易中心负责组织年度竞争交易 年度非竞争交易按照原有方式组织 每年10月开始组织下一年度的年度合约交易，12月底前参照购售电合同范本签订年度交易合同 竞争电厂年度购售电合同由购电方负责在合同签订后10个工作日内将交易合同文本副本同时报南方电力交易中心、南方电力调度中心备案。,第三章 市场交易非竞争电量,各省（区）根据本省（区）全年电量需求预测总量，扣除本省（区）内竞争机组的总竞争电量，按原有方式合理确定各省（区）内所有发电机组的年度利用小时数，所确定的电量由发电企业与所在省（区）电网公司按照原有方式签订年度购售电合同。,第三章 市场交易非竞争
33、电量,包括： 非竞争机组的电量 西电东送合同电量 竞争机组非竞争电量 竞争机组的非竞争电量在报价前按典型负荷曲线分解 竞争电厂年度非竞争合约电量分解到月，按照公平原则，电力调度交易机构统一考虑机组运行特性、检修计划、所在电网的电源结构和负荷特性，确定每月峰、平、谷三个时段的电量。未签订购售电合同的，按原有方式制定调度计划 。,第三章 市场交易西电东送,根据西电东送规划确定的送电规模，按照实际需要和有关规定，统筹考虑西电东送计划电量和市场竞争电量，兼顾东西部地区经济社会协调发展，确定西电东送各省（区）的年度送受电计划电量，签订西电东送年度计划购售电合同。,第三章 市场交易,日前市场,实时平 衡市
34、场,月度竞争 交易,年度竞争交易,电量竞争市场,第三章 市场交易竞争申报,市场主体应通过技术支持系统申报，以申报截止前最后一次有效申报为准 对申报的要求： 申报计量结算点的电量和电价； 分峰、平、谷三段，电量以1000兆瓦时为单位，取整不留小数点 电价以人民币元/兆瓦时为单位，是含税价格，为1元/兆瓦时的整数倍,第三章 市场交易竞争申报,对售电方还要求： 以机组为单位，同一系统接入点的同一类型机组可以合并申报 申报电价加价折算后不得高于最高限价。高于最高限价时，技术支持系统将自动将折算后的报价修正为最高限价 机组可用情况及其最大出力 对购电方还要求： 各时段分别申报，每个时段最多可报四组价量
35、申报价格不得低于最低限价，低于最低限价时，技术支持系统将自动修正为最低限价,第三章 市场交易年度竞争交易,流程： 11月22日10：00，南方电力交易中心通过技术支持系统发布市场信息 11月24日上午10：0011：40市场主体进行第一轮竞争申报 技术支持系统对申报数据进行确认: 对于符合要求的数据立即回复确认，对不符要求的即刻回复要求修改数据的信息；市场主体在发出申报数据5分钟后，仍未收到回复，应立即联系交易中心，交易中心应立即查找原因，并予答复 11月24日11：40，第一轮交易申报结束，技术支持系统以各主体的最后一次有效申报为最终申报,第三章 市场交易年度竞争交易,流程（续） 11月24
36、日11：4012：00，计算无约束交易结果 11月24日14：0016：00对第一轮竞争的结果进行阻塞管理11月24日16：00各市场主体可以通过技术支持系统查询各自第一轮竞争结果： 所申报的每笔无约束成交电价 所申报的每笔无约束成交电量 所申报的每笔有约束成交电价 所申报的每笔有约束成交电量,第三章 市场交易年度竞争交易,流程（续） 11月26日10：0011：40，各市场主体进行第二轮申报 技术支持系统对申报数据进行确认 11月26日11：4012：00，计算无电网安全约束的竞争结果11月26日14：0016：00对第二轮竞争的结果进行阻塞管理 11月27日11月29日,南方电力调度中心对
37、年度交易结果进行安全校核 11月30日16：00前，交易中心按第三十三条规定公布交易结果，并报电监局备案,第三章 市场交易年度竞争交易,无约束成交计算过程 报价： 计算购、售电方价差： （1）同一省内购、售电方价差： 机组折算价原始报价+环保折价（非环保机组） 价差=本省购电报价-机组折算价 （2）异省购、售电方价差： 机组折算价 原始报价+输电价格（含送出省内和省间）+网损价格（含送出省内和省间）+环保折价（非环保机组） 价差=异省购电报价-折算后的机组报价,第三章 市场交易无约束结果计算 价差计算示意图,购电方 申报价格,售电方 申报价格,输电价格,输电损耗 价格,环保价格,价差,折算后售
38、 电方申报价格,价格,社会福利,第三章 市场交易无约束结果计算 价差排序示意图,价差大于0，可成交,价差小于0，不可成交,价差,第三章 市场交易年度竞争交易,成交电价 为各成交对中购方报价和售方折算后报价的算术均值 如购方报价50，售方报价折算后46，则该笔交易的成交价为48 购电方的结算价： 如与环保机组成交，则购电方以成交价格结算 如与非环保机组成交，则购电方以成交价格减去环保价格结算,南方市场电价形成,优化目标：社会福利最大化总剩余是衡量社会福利的一个指标。,第三章 市场交易年度竞争交易,售电方的结算价格 ： 如与同省（区）购电方成交如与异省（区）购电方成交 与为非环保机组，售方结算价中
39、扣减环保折价,第三章 市场交易年度竞争交易,公布各机组的年度中标电量后，中标机组可以申报中标电量分解建议 南方电力交易中心根据各中标机组电量分解建议表并参考非竞争电量分解原则将年度峰、平、谷三个时段中标电量分解到月，并于每年12月20日前向各市场主体及电力调度机构公布,第三章 市场交易月度竞争交易,根据第三十一条规定公布的当月开市时间，月度竞争交易时间安排如下 ： 第一日10：00以前，交易中心公布月度竞争交易信息 第二日10：0012：00，为市场主体申报时间；第二日14：0016：00，计算无约束交易结果 第三日14：00第四日12：00，南方电力调度中心和交易中心进行月度交易的安全校核和
40、阻塞管理，形成有约束的最终交易结果 第四日16：00以前，交易中心按第三十三条规定通过技术支持系统向各市场主体、电力调度机构公布交易结果，并报南方电监局备案,第三章 市场交易月度竞争交易,申报要求、成交方法、成交价格确定方法、结算价格确定方法同年度竞争交易 如所有价差不小于零购、售电每笔都已成交完毕，或成交电量已达到月度竞争交易该时段的可竞争电量，则该时段的月度竞争交易成交结束,第三章 市场交易月度竞争交易,月度竞争交易交易出现的不成交电量，计入下一个月可竞争电量 但当月的不成交电量照常调用，按以下原则：取月度交易不成交部分折算后的价差绝对值，按照由低到高的顺序依次满足，价差相等时，按照就近平
41、衡的原则安排,第三章 市场交易月度竞争交易,月度竞争交易完成后，南方电力交易中心向市场主体公布各自的月度竞争交易结果，并编制竞争电量的月度计划，送达电力调度机构 相应电力调度交易机构根据竞争电厂的非竞争电量合同、竞争电量的月度计划，编制竞争电厂全月发电计划及西电东送计划。,第三章 市场交易阻塞管理,西电东送输电通道阻塞时，按照月度竞争交易、年度竞争合同、西电东送年度计划合同的顺序调整 省（区）内输电通道出现阻塞时，按照月度竞争交易、年度非竞争合同、年度竞争合同的顺序调整 同一类非竞争交易，按照价格从高到低的原则进行调减；若为同一类非竞争交易且价格相同，优先保证环保电厂；若环保情况也相同，按照电
42、量比例分配通道容量,第三章 市场交易阻塞管理,竞争交易按价差从小到大进行削减，若价差相同，先削减非环保机组的电量；若环保情况也相同，按该价差对应的无约束成交电量比例分配通道容量 调减后，按照未成交电量的价差从大到小的顺序调增，直至达到月度可竞争电量或价差不小于零的交易各笔交易调增完毕，且能通过阻塞管理为止 调增部分电量结算价格确定方法同年度、月度竞争交易,第三章 市场交易大用户购电和省间富余电量,大用户直购电按电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法的规定开展，具体实施细则另行制定 省（区）间富余电量交易办法另行制定。办法制定出台之前，南方电力交易中心可参照月度竞争交易方式组织临时交易,第三章
43、市场交易日调度计划,建立日前交易市场之前，各级电力调度机构依据现有调度规程，根据月度计划和电力系统实际情况安排制定日调度计划 日调度计划作为日运行曲线考核的依据 前一日9：0017：00编制日调度计划，17：00下达 由于购（售）电主体自身原因影响其月度计划完成时，其他市场主体和电力调度交易机构无义务承诺调整完成受影响电量,第三章 市场交易系统实时平衡,各级电力调度机构值班调度员依据电网调度管理规程及相关规定负责执行 实时平衡调整应以保证电网安全、稳定、优质可靠供电和优化利用资源为原则 实时平衡调整的电量影响日调度计划执行时，不考核非责任方 购（售）电主体自身原因影响其日调度计划完成时，其他市
44、场主体和电力调度交易机构无义务承诺调整完成受影响电量 值班调度员应完整记录实时平衡调整情况。实时平衡市场建立以后按照新规则执行,第五章 计量和结算结算原则,结算遵循先考核、后结算的原则 参与南方电力市场交易的各市场主体，其电量清算和电费结算由南方电力交易中心统一组织进行；各市场主体依据交易中心出具的结算凭据进行 以月为电量清算和电费结算周期,第五章 计量和结算结算职责,交易中心负责计算各市场主体应收、应支电费、输电费用及输电损耗费用，于每月抄表后8个工作日内向参与竞争的市场主体出具结算凭据 交易中心结合南方电力市场平衡资金的管理办法，考虑结算月的市场价格波动情况，在开具的结算凭据中明确交易各方
45、及平衡帐户应支及应收金额。市场主体根据结算凭据开具增值税发票和收据,第五章 计量和结算结算职责,超高压输电公司为跨省（区）的结算方，根据结算凭据负责跨省（区）的电费结算与支付 各省（区）电网公司为本省（区）的结算方，根据结算凭据负责本省（区）内的电费结算与支付（包括本省（区）发电企业参与的跨省（区）交易电费）,第五章 计量和结算结算顺序,年度竞争交易电量 年度非竞争交易电量 月度竞争交易电量 其它非竞争电量,第五章 计量和结算计量,市场主体应根据市场运行需要，安装计量装置；计量装置原则上安装在产权分界点，产权分界点无法安装计量装置的，考虑相应的变（线）损 技术支持系统中，计量装置应符合相关计量
46、规程的规定，并由有资质的单位定期校核,第五章 计量和结算计量,关口电量以计量遥测系统(TMR)所采集的数据为结算依据。有关方对计量结果有异议时，以计量装置现场计量数据为准 从月底最后一日24：00计量遥测系统(TMR)采集的数据，减去上月月底最后一日24：00计量遥测系统(TMR)采集的数据，为该市场主体本月上网（或落地）计量电量，经各方确认后为上网（或落地）实际电量,第五章 计量和结算分割电量,交易中心负责对市场主体当月实际发生的购（或售）电量依据月度计划进行分割 按照结算顺序分割年度竞争交易电量、年度非竞争交易电量、月度竞争交易电量、其它非竞争电量,第五章 计量和结算分割电量,如果实际发生
47、的购（或售）电量少于月度计划电量中年度竞争交易电量、年度非竞争交易电量在当月的分解电量与月度竞争交易电量之和，年度非竞争交易电量、年度竞争交易电量在当月的分解电量与月度竞争交易电量按偏差比例分摊少购（或售）电量 应建立对南方电力市场主体执行交易情况的考核制度，具体考核办法另行制定,第五章 计量和结算结算流程,跨省（区）电量交易电费的支付流程 购电方在收到结算凭据和跨省（区）结算方开具的增值税发票原件后，10个工作日内支付付电费的50，支付第一笔之后10个工作日内付清剩余电费 跨省（区）结算方收到第一笔跨省（区）交易电费后，3个工作日内支付有关售电省（区）结算方上网电费的50。收到其余跨省（区）
48、交易电费后3个工作日内将剩余上网电费支付给有关售电省（区）结算方,第五章 计量和结算结算流程,省（区）内电量交易电费支付流程 按照原有方式支付 结算方在收到交易中心的结算凭据和发电企业开具的增值税发票原件后，分两次付清上网电费：收到上述原件后的5个工作日内支付发电企业电费的50，收到上述原件后的15个工作日内付清剩余电费 省（区）结算方在收到跨省（区）结算方支付的第一笔跨省（区）售电电费后，5个工作日内支付发电企业售省（区）外电费的50；收到其余跨省（区）售电电费后，5个工作日内再支付发电企业售省（区）外剩余电费,第五章 计量和结算结算流程,违约及争议电量在次月电费结算中一并清算付 费方未按期
49、支付电费的，每日应向收费方支付未付金额0.2（万分之二）的滞纳金,第六章 市场干预及中止市场干预,出现以下情况时，交易中心和调度中心进行干预： 系统发生重大事故 系统调频、调峰容量及无功容量无法满足安全稳定运行要求 技术支持系统发生故障，导致交易无法正常进行 监管机构做出干预市场决定 交易中心或调度中心及时通知电力监管机构、各市场主体和其他电力调度交易机构 调度交易机构应详细记录干预的起因、起止时间、范围、对象、手段和后果,第六章 市场干预及中止市场干预,干预手段 暂停市场交易 推迟市场交易 调整某个交易结果 发布拉限电、修改调度计划、投入或退出发电机组、调整设备检修计划等调度命令 南方电力交易中心或南方电力调度中心可以提出其他干预手段，报南方电监局批准实施,第六章 市场干预及中止市场干预,干预期间发生的电量，有交易价格的，按照交易价格进行结算；没有交易价格的，由电力调度交易机构报南方电监局决定 市场干预期间，非责任原因导致市场利益受到损害，交易中心和调度中心应尽可能给予补偿 电监局对交易中心和调度中心的市场干预行为进行监管,
