2017年云南电力市场化交易实施方案解读资料

单击此处编辑母版标题样式,单击此处编辑母版文本样式,第二级,第三级,第四级,第五级,*,单击此处编辑母版标题样式,单击此处编辑母版文本样式,第二级,第三级,第四级,第五级,*,*,2023年云南电力市场化交易实施方案解读,云南华电镇雄发电,市场营销部,2023年04月18日,名目,一、交易主体,二、市场交易,三、结算,四、其他事项,一、交易主体,售电主体,购电主体,优先电厂：,市场化电厂：,竞争性购电主体：,非竞争性购电主体：,限制条件：符合准入条件且在电力交易中心注册的用户一旦选择某个售电公司，三个月内不能进展更改，不能退出市场。电费未按时缴清的用户、保证金和电费未按时缴清的售电公司，不得参与市场交易。,竞争性售电主体，须在电力交易中心进展注册，参与 市场化交易。由风电场、光伏电厂、火电厂、2023 年1月1日及以后投运由总调调度、省调调度、省地共调电厂。新投电厂按上述原则划分电厂类别。,非竞争性售电主体，暂不参与市场化交易；由地调/县调调度的并网运行公用中小水电及其他类型电厂、2023年1月1日前已投产的并网运行公用水电厂以该电厂第一台机组投运时间为准，下同和跨境电厂；,满足符合市场准入条件、参与市场化交易用户、在电力交易中心已进展注册等条件，参与市场化交易；,指一产用电，三产中的重要公用事业、公益性效劳行业用户、以及居民生活用户等优先购电用户和符合市场准入条件但未参与市场交易的用户，非竞争性购电主体的用电量统称为优先购电量，由电网企业统一代理购电，暂不参与市场化交易。,售电主体发电量分类,优先发电量,市场化发电量,风电、光伏 电厂,优先发电量,赐予部,分基数,电量,依据市场需求安排电量,依据市场需求及季节安排 电量,1,、优先电厂的发电量；,2、滇东、昆明、宣威、曲靖、阳宗海、巡检司电厂；,3、风电场和光伏电厂保居 民政策补贴电量；,4、镇雄、威信政策性电量。,优先发电量之外的全部发电量，通过市场化方式进展交易、结算。,1、汛期风电、光伏电厂全部上网电量为优先电量；,2、枯平期风电、光伏电厂依据上年度当月全网风电、光伏电厂平均利用小时数的1/4 折算的上网电量为优先电量，全年统筹平衡，剩余上网电量参与市场化交易。,二、市场交易,总体原则：省内需求优先、外送消纳次之。,一数据申报,购、售电主体申报电量的最小单位为0.1万千瓦时，申报电价的最小单位为0.001元/千瓦时;,合约转让交易中，电厂各月申报电量的最小单位为0.0001万千瓦时，申报电价的最小单位为0.00001 元/千瓦时。,除年度和月度双边协商交易外，为保证有序竞争，考虑2023年供需关系，设置申报最低限价和最高限价，最低限价暂定为O.13元/千瓦时，最高限价暂定为O.42元/千瓦时。,火电厂增加申报最小开机电量单台机组依据最低技术出力运行7天电量。,二年度多年交易火电厂不参与,1、交易方式：双边协商、每年12月份开放、交易主体双方可签订一年或多年双边交易合同。,2、交易主体：竞争性用户，竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂。,三优先电量月度平衡,优先发电量优先购电量，偏差局部由框架协议内西电东送电量进展平衡；,优先发电量优先购电量，偏差局部由交易中心组织省内优先购电量挂牌交易。,四框架协议内西电东送电量安排,框架协议内西电东送安排电量需进展事后调整。与实际电量比较存在偏差的，对电厂安排准备进展调整。,五月度交易,1、交易方式：双边协商、集中撮合、挂牌等方式进展。,2、依次交易：,省内优先购电量,挂牌交易,省内电量市场双边协商交易,省内电量市场集中撮合交易,框架协议外西电东送电量挂牌交易,省内电量市场挂牌交易,电网企业统一代理购电；竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂；挂牌价格,0.235,元,/,千瓦时,竞争性用户；竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂,竞争性购电主体；竞争性售电主体中的水电厂、风电场、,光伏电厂,分三步进展；我们参与第三步用户挂牌，电厂摘牌市场化交易,前面三种交易方式均可参与，优先满足省内月度电量交易,六日前电量交易,1、交易规章：市场化电厂中的水电厂、风电场、光伏电厂首先成交；假设有电量缺额，再由市场化电厂中的火电进展成交，非保障系统安全的火电先成交，成交之后仍有电量缺额，由保障系统安全的火电机组成交。,2、交易主体：竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂和当前已开机运行的火电厂。,七月度合约转让交易,1、交易规章：市场化电厂间存在少发和超发的电厂间开展。,2、交易方式：,合约协商转让交易,同一发电集团合约转让交易,市场化电厂间超发电量的与少发电量的自愿协商进展合约转让交易，优先转让自身缘由少发电量；价格双方协商确定。,隶属于同一发电集团的少发电量和超发电量进展合约转让交易，优先转让自身缘由少,发电量；价格为自身各类电量的加权平均价,八清洁能源交易机制,1、非输电堵塞区域风电场和光伏电厂，在不造成水电厂未按交易准备(包括市场交易合约电量、优先发电量及其他安排电量)安排发电产生弃水的状况下其发电量全额收购。,2、输电堵塞区域风电场和光伏电厂的发电量，统筹优先收购同一区域内优先发电量后的剩余通道力气、同一区域内市场化电厂市场化交易电量、风电场和光伏电厂发电力气，遵循公正、充分利用电力外送通道送电力气原则消纳。,3、调度机构在实际调度过程中考虑保障系统安全、优先吸纳清洁能源、削减系统弃水等因素，安排火电厂、有调整力气的水电厂等电厂少发，承受清洁能源交易机制对电厂间的不平衡电量进展转让。,清洁能源交易机制主要通过月度平衡机制实现。,九月度平衡机制,月度合约转让交易完毕后，对市场化电厂剩余少发电量(保障系统安全和平抑负荷波动需要)和市场化电厂的剩余超发电量进展不平衡电量转让交易(不包含年度、月度双边,协商的合约偏差电量)。,当少发电量小于超发电量时，按超发电量的比例安排各超发电厂的成交电量。,当少发电量大于等于超发电量时，按少发电量的比例安排各少发电厂的成交,电量。,不平衡电量转让交易,上、下调效劳,成交价为加权平均价的90%,上调效劳：电力交易中心公布月度集中撮合交易中发电侧的最低成交价和平均成交价。,下调效劳：电厂少发电量由调度机构进展事后认定，因系统缘由产生的少发电量计入下调效劳，因自身缘由产生的少发电量不计入下调效劳。电厂事后合约转让交易完毕后，剩余下调效劳电量依据交易平衡账户资金盈余状况，按月进展补偿，补,偿金额不超过O.03 元/千瓦时。,十月度长期备用市场,全年火电补偿总金额初步按20亿元确定。,1、大朝山电厂2023 年共分摊4389万元，按月平均提取;,2、2023年以前投产的110kV及以上电压等级并网不参与市场化的总调调度、省调调度、省地共调水电厂(除大朝山、漫湾、以礼河电厂)上网电量依据O.02 元/千瓦时分摊，大朝山、漫湾、以礼河电厂作为居民生活电能替代电量的保障型电源，依据云政办发(2023)73号文件有关规定执行;,3、市场化水电厂、风电场、光伏电厂上网电量(除调试电量)按0.01元/千瓦时分摊;,4、市场化用户交易结算电量不再提取资金，估量削减长期备用资金池6亿元左右。,三、结算,一总体原则,按日核算，月结月清。,二购电主体结算,三竞争性售电主体结算,(1)结算原则,竞争性售电主体按厂为单位进展结算。日前交易电量及偏差电量在发电日完毕后进展结算。月度发电完毕后首先进展年度双边合同分月电量和双边协商成交电量结算，其次进展月度交易电量结算和负偏差电量结算，最终进展优先发电量结算、月度正偏差电量结算。,(2)竞争性售电主体的结算步骤,1)日前交易电量结算和偏差电量结算,a)计算合约电量电费,依据电厂各日的成交电量和成交价格，计算日前电量交易的总成交电量Qd 及加权平均价格Pd，电厂日前电量交易的合约电量电费Sd=Pd x Qd。,b)计算偏差电费,当电厂次日实际发电量小于日前电量交易成交电量时，未完成的交易电量视为偏差电量。在日前成交电量3%以内(含)的偏差电量按Pd 价格计算偏差电费;超过3%的偏差电量，由于电厂自身缘由按Pd”=(Pd+O.03)元/千瓦时的价格计算偏差电费，由于系统需要少发电量(下调效劳电量)暂按Pd“=Pd 元/千瓦时的价格计算偏差电费，下调效劳电量依据交易平衡账户资金盈余状况，按月补偿。,当电厂次日实际发电量大于日前电量交易成交电量时，超出的电量计入月度交易发电量，无偏差电量结算费用。,c)计算日前电量交易实际电费收益,电厂日前电量交易实际电费收益Srd=Sd+Sd”十Sd“。,表,3-1,电厂目前电量交易结算表,2)年度双边合同分月电量、月度双边协商交易成交电量结算,电厂月度发电量Qr 扣减日前增量交易累计结算电量Qrd 为月度交易发电量Qrt。即:Q时工Qr-Qrdo 汇总电厂年度双边合同分月电量、月度双边协商交易成交电量的合同(两合并简称双边协商合同),电厂第i 个双边协商合同电量为Qgi，合同总量Qg。,电厂安排给第i 个合同的月度交易用电量Qrti=Qrt X Qgi/Qg，对应成交用户电量为U此i。,电厂第i 个双边协商合同结算电量Qghi=min Q时，Qgi,U此i 0 Qghi 按双边合同商定价格结算。当Qghi“，Qrti，Qgi,Qrti-Qghi 按月度集中撮合交易最低成交价的0.9 倍结算;当Qghi Qgi Q叫，Qgi-Qghi 按月度集中撮合交易最低成交价的0.9 倍结算。,电厂双边协商合同结算电量Qgh=L:Qghi,表3-2 双边协商合同电量结算表,3)月度集中交易电量结算和负偏差电量结算,电厂月度集中交易包括:省内优先购电量挂牌交易、省内市场电量集中撮合交易、省内市场电量挂牌交易、框架协议外西电东送电量交易、月度合约转让交易、不平衡电量转让交易电厂月度集中交易实际发电量Qrm=minQrt-Qgh，,Qrt-Qg。,a)计算月度集中交易合约电费Sm。,表3子一3 电厂月度交易合约结算表,四月度长期备用结算,1、火电长期备用资金来源,1结算平衡机制的剩余资金;,2电厂、竞争性用户共同担当的火电长期备用资金。,2、火电长期备用结算范围,1火电机组竞争到市场化电量，其市场化电量的等效容量(简称市场化电量等效容量)，不进展长期备用结算，其中等效容量=电量/(当月天数x24)。,2其余容量进展长期备用结算，每台火电机组月度长期备用结算容量=(装机容量一保安全装机容量一市场化电量等效容量)。,3、结算方式,11-10月，暂按每月火电长期备用提取资金确定月度长期备用容量总金额，11-12月，依据前期火电长期备用费用支付状况统筹确定。,2月度长期备用容量计算单价=月度长期备用容量总金额/月度火电机组长期奋用结算总容量。,3每台火电机组长期备用结算费用=每台火电机组长期备用结算容量x 月度长期备用容量结算单价。,(五)电费支付方式,电力交易中心负责向竞争性购、售电主体出具结算依据，竞争性购、售电主体按此结算依据进展电费结算、支付。,(六)票据开具方式,电网公司依据电力交易中心出具的结算单向直接参与交易用户和售电公司代理用户收取电费，开具电费发票。售电公司与用户之间的费用依据电力交易中心出具的结算单进展费用结算和支付。,四、其他事项,(一)交易校核,交易校核主要包括申报数据校核、网络约束校核和梯级水量匹配校核。,(二)信息披露,电力交易中心对云南电力市场交易各环节的重要信息进展公布和披露。,1、交易信息披露,2、结算信息披露,(三)偏差电量责任认定,(1)日电量责任认定：调度机构记录日交易电量少发缘由，在月度结算时进展认定。,(2)月电量责任认定：主要依据来水状况而定。,(四)结算平衡机制,为确保2023 市场化交易顺当实施，兼顾发、供、用三方合理利益，特建立市场化交易结算平衡机制。,实施范围：月度计提平衡资金；优先用于弥补系统缘由造成市场化电厂的少发电量；因保障系统安全需要超发的电量与上调效劳报价之间的差额电费由结算平衡机制处理；火电长期备用资金等其他政府明确的用途。,(五交易时间表,表4-1 各类交易的开展时间,(,六,),电厂分类,表,