吉林电力用户与发电企业直接交易规则复习课程

合集下载

电力用户与发电企业直接交易试点基本规则(试行)

电力用户与发电企业直接交易试点基本规则(试行)

电力用户与发电企业直接交易试点基本规则(试行)第一章总则第一条为规范和推进电力用户与发电企业直接交易(以下简称直接交易)试点工作,依据《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》(电监市场[2009]20号)以及国家有关法律法规,制定本规则。

第二条直接交易是指符合准入条件的电力用户与发电企业按照自愿参与、自主协商的原则直接进行的购售电交易,电网企业按规定提供输电服务。

第三条直接交易应符合国家产业政策和宏观调控政策,坚持市场化原则,保证电力市场公平开放。

第二章准入与退出第四条参加直接交易的电力用户、发电企业,应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。

内部核算的电力用户、发电企业经法人单位授权,可参与试点。

电力用户和发电企业的具体准入条件,按国家相关规定执行。

第五条符合直接交易准入条件的电力用户和发电企业可向电力监管机构和政府有关部门提出申请,经按程序审核批准后取得直接交易主体资格。

第六条直接交易双方,在合同期内原则上不得退出直接交易,如需退出直接交易,由有关部门审核批准。

退出方给对方造成损失的,应予适当补偿,补偿方式可在合同中约定,或参照电监市场[2009]20号文件的精神协商确定。

第七条取得资格并参与直接交易的企业有下列行为之一的,取消其交易资格,并承担相应违约责任。

(一)违反国家电力或环保政策并受处罚的;(二)私自将所购电量转售给其他电力用户的;(三)拖欠直接交易及其它电费一个月以上的;(四)不服从电网调度命令的。

第三章交易方式第八条坚持市场化原则,交易主体自愿参与、自主选择交易方式。

第九条直接交易可以采取自由协商、交易洽谈会、信息平台等方式进行,通过自主协商达成交易意向,签订交易合同。

自由协商方式,由电力用户与发电企业自由寻找交易对象。

交易洽谈会方式,通过交易洽谈会形式,进行交易信息沟通,交易主体自由选择交易对象。

信息平台方式,由电力监管机构授权的第三方提供信息平台,电力用户和发电企业通过信息平台发布交易意向,寻找交易对象。

电力交易知识点总结

电力交易知识点总结

电力交易知识点总结首先,我们需要了解电力市场的主体。

电力市场的主体包括发电企业、供电企业、电力经销商、用户、电力交易所等。

发电企业是指具备发电资质的企业,可以通过自身的发电设施进行电力生产。

供电企业是指向终端用户提供电力的企业,它们通常从发电企业购买电力,并通过输配电网将电力输送到用户处。

电力经销商是指在市场中进行电力买卖交易的中介机构,它们可以通过从发电企业购买电力,再向供电企业或用户出售电力来获取利润。

用户是指最终使用电力的企业或个人,他们可以直接购买电力,也可以通过供电企业获取电力。

电力交易所是指一个电力市场化交易平台,它提供电力买卖交易的撮合和结算服务,为市场主体提供公平、公开的交易机会。

其次,我们要了解电力市场的类型。

电力市场主要包括日前市场、实时市场和长期市场。

日前市场是指对未来一段时间内的电力需求进行交易,通常交易的时间范围为一天到七天。

实时市场是指对当下电力需求进行交易,交易的时间范围为几个小时到一天。

长期市场是指对未来较长时间内的电力需求进行交易,通常交易的时间范围为一年以上。

不同类型的市场对于不同时间范围内的电力需求提供了相应的交易机会。

接着,我们需要了解电力交易的方式。

电力交易的方式主要包括竞争性谈判、双边交易和集中交易。

竞争性谈判是指市场主体通过开放的竞争性谈判的方式进行电力交易,价格由市场供求关系决定。

双边交易是指两个市场主体直接达成交易协议,确定电力的交易方式和价格。

集中交易是指市场主体通过电力交易所进行电力买卖交易,由电力交易所进行撮合和结算。

其次,我们需要了解电力定价的相关知识。

电力定价主要包括成本定价、市场定价和政府定价。

成本定价是指根据发电成本确定电力的销售价格,通常包括燃料成本、固定成本和变动成本等。

市场定价是指根据市场供求关系来确定电力的销售价格,通常通过竞争性谈判或电力交易所进行。

政府定价是指政府通过法规和政策来确定电力的销售价格,以维护市场秩序和公共利益。

电力市场理论与技术大用户直购电交易

电力市场理论与技术大用户直购电交易
电力市场理论与技术-大 用户直购电交易
PPT文档演模板
2020/11/27
电力市场理论与技术大用户直购电交 易
内容
1、大用户直购电交易概述 2、国内外大用户直购电改革 3、重点问题及解决思路建议 4、总体建议
PPT文档演模板
电力市场理论与技术大用户直购电交 易
1、大用户直购电交易概述
1.1 内容 1.2 意义 1.3 目的
大用户与售电商(发电商)两种合同订 立方式:
(1)与售电商订立单一合同,合同中包 含电网连接条款;
(2)与售电商订立不含电网连接条款的 售电合同,并直接与电网公司订立电网 连接协议。
PPT文档演模板
电力市场理论与技术大用户直购电交 易
2.1.6 合同余缺电量的处理
• 各国电力系统运行机构负责系统的统一 调度,保证系统实时平衡。
2.1 国外大用户直购电经验 2.2 我国大用户直购电情况
PPT文档演模板
电力市场理论与技术大用户直购电交 易
2.1 国外大用户直购电经验
2.1.1 法律法规的准备 2.1.2 用户选择权放开的进程 2.1.3 较为完善的电价体系 2.1.4 大用户直接交易的方式 2.1.5 大用户直接交易的相关交易机制 2.1.6 合同余缺电量的处理 2.1.7 建立信用风险防范措施
电力市场理论与技术大用户直购电交 易
1.2 意义
(1)有利于促进多个市场买方主体的形成
• 增加竞争市场买方主体,构建多买方—— 多卖方的竞争市场格局。
• 通过双边协商交易、集中竞价交易等多种 交易模式,增加市场竞争有效性,促进竞 争性电力市场建设。
(2)有利于促进合理价格形成机制的建立
• 促进输配电价格的合理化和明晰化。

电力交易规则及流程

电力交易规则及流程
限制依据,该输配电设备上其他用户的使用情况、约束时段等。 • (五)直接交易电量执行、电量清算、电费结算等情况。
• 第四条 直接交易相关电费结算暂维持原有方式不变。电网企业与电力用户结算购电电 费并开具发票,与发电企业结算交易电费,与售电公司结算售电代理服务费。电网企 业应优先结算直接交易相关电量、电费。
大需求容量、最大生产能力、年用电量、电费欠缴情况、产品电力单耗、用电负荷率 等。 • (二)直接交易需求信息。 • (三)直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等信息。
• 第二条 售电公司应披露以下信息: • (一)营业执照、法人代表、股权结构、资产证明、交易员信息、从业人员、经营场所
和设备、信用情况等基本信息。 • (二)代理电力用户及其直接交易需求信息。 • (三)直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等信息。
• 第二条 直接交易指符合条件的电力用户、售电公司与发电企业,按照自愿 参与、自主协商的原则直接进行购售电交易,电网企业按照有关规定提供输 配电服务。
• 第三条 本规则适用于国网重庆市电力公司(以下简称“市电力公司”)供电 范围内的直接交易。地方电网企业供电范围内的直接交易可参照本规则执行。 市经济信息委牵头负责全市电力直接交易工作。
• 第五条 市场成员发生争议,可双方协商、提请调解、申请仲裁及提起司法诉讼。
流程
1 电力用户参与市场工作流程 2 直接交易准入流程 3 用户与售电公司签定合同流程
1、电力用户参与市场工作流程
参与 市场 化交 易
准入
பைடு நூலகம்• 市经信委 • 工作内容:准入条件,
准入流程,资料清单
退出
交易流程
• 售电公司、 供电企业
• 第四条 直接交易市场成员包括电力用户、发电企业、售电公司、电网企业。 经审核符合条件、在市电力交易机构注册的电力用户、发电企业、售电公司、 电网企业为直接交易市场主体。

电力经济学基础2电力市场模式及交易方式课件

电力经济学基础2电力市场模式及交易方式课件
电力经济学基础2电力市场模式及交易方式课件
电力市场的主体
❖ 服务性主体 ❖ 交易主体
电力经济学基础2电力市场模式及交易方式课件
服务性主体
❖ 概念:
为了保证电力市场的公平公开、健康有序的正常运营, 需要存在的中立的、不以盈利为目的的非利益主体。
❖ 包括:
电力交易机构、电力调度机构、电力监管机构
电力经济学基础2电力市场模式及交易方式课件
电力经济学基础2电力市场模式及交易方式课件
电力工业的传统组织结构
❖ 垂直一体化垄断的原因
▪ 电力工业要一体化经营的最重要的原因是为了保证发 电和输电的协调。 • 为了保证系统运行的安全性和可靠性,要求发电和 输电必须保持调度上的协调。当属于一家公司时, 发电厂的管理者将会无条件的服从于系统调度机构, 否则将会产生高昂的交易成本,也就是说当发输电 不属于同一家公司时,便不能靠命令和控制解决发 输电的协调问题,而是要靠合同。合同的制定很复 杂,此外合同谈判、执行以及诉讼都将产生费用。 • 在发输电系统的发展上,一体化的运营更有利于发 输电系统的统一规划。
电力市场运营模式
❖ 电力市场运营模式的划分标准 ❖ 不同划分标准下电力市场运营模式的介绍
电力经济学基础2电力市场模式及交易方式课件
电力市场运营模式
❖ 按市场开放程度划分
▪ 垄断模式 ▪ 单一买方模式 ▪ 批发竞争模式 ▪ 零售竞争模式
❖ 按是否集中竞价划分
▪ 电力库模式 ▪ 双边交易模式 ▪ 混合模式
刻关注市场动向并灵活调整
建设计划。
技术进步造成 即使发明了新技术用户仍 使用陈旧技术的发电商的资
的企业竞争力 需继续为老旧技术付费 产将会贬值,因此将激励企
下降风险

电力市场交易体系规则培训PPT

电力市场交易体系规则培训PPT
短期负荷预测(10:00)
电厂数据申报(12:00)
预调度计划的制定(16:00)
预调度计划结果发布与查询 (16:00以后)
(3)日前市场典型竞价模式(分时竞价)
将一天24小时划分为48/96个时段,每个时段半小时 /15分钟
每个时段的未平衡负荷为该时段的竞争负荷 发电厂为每个时段的竞争负荷提交一条报价曲线 交易中心根据发电厂的报价,考虑机组约束条件和
年前
月前
日前
提前几个时段 交易后1周-1月
5.1 电量市场
交易标的为电力/电量 一般设置如下市场:
★年合约电量市场 ★月合约电量市场 ★日前电量市场 ★实时电量市场(即时交易) ★发电权市场
日前和实时市场统称为现货市场
5.1.1 合约电量市场
(1)合约市场的特点与意义
★提前较长时间交易 ★使电力市场中的生产具有计划性和连续性
♦ 实时市场不一定每个时段都组织 •当计划出力与实际负荷偏差比较小,如小于3%, 可由AGC和备用平衡
♦ 市场类型多 •实时竞价、过发电管理、阻塞管理
♦ 实时性高 •实时市场交易周期短,离实际执行时间短 •要求交易算法计算速度快
♦ 可行性要求高
实时市场竞价模型的特点
根据实时市场的特点,实时市场竞价模型与合约 市场、日前市场有较大差别。 实时市场竞价的目标: 1)经济性
价格(元/MW.h)
出力变化(MW)
0
升出力上限
实时竞价的数学模型
I
f min Ci (Pi ) * Pi i 1
i是机组编号,I为参与实时市场的机组数。Pi
为机组在上调市场中以预调度计划为基础向上的调整 量。Ci (Pi ) 为机组出力调整了时所对应的报价。

电力系统电力市场交易管理规程

电力系统电力市场交易管理规程

电力系统电力市场交易管理规程引言:随着能源需求的不断增长和能源结构的调整,电力市场交易逐渐成为电力行业发展的重要组成部分。

为了规范电力市场交易行为,保障市场健康运行,制定电力市场交易管理规程势在必行。

本文将从市场主体准入、交易行为规范、市场监管等多个方面展开论述,旨在提供一个全面且有效的管理规程。

一、市场主体准入1.资格审核及注册市场主体应符合电力行业相关法律法规及政策要求,须经过资格审核,并办理相关注册手续,方可参与电力市场交易。

审核资格包括但不限于:发电企业、输电企业、配电企业、售电企业等,确保市场主体的合法合规性与健康稳定运营。

2.信用评估对市场主体进行信用评估,建立信用档案,评估指标包括但不限于资金实力、技术能力、经营状况等。

评估结果将纳入市场监管部门的信用管理体系,作为市场交易准入和监督管理的重要依据。

3.市场主体退出机制对市场主体存在诚信或违规行为的情况,建立相应的市场主体退出机制。

例如,违反交易规则、严重失信、不合法经营等情况,一旦被认定,将采取相应措施,暂停或撤销其参与电力市场交易的资格。

二、交易行为规范1.交易双方权利义务明确交易双方的权利和义务,及时履行合同,确保合同约定的交易量、交易价格等事项得到充分保障。

同时,对交易中的不合理行为进行规范,杜绝虚假交易、恶意炒作等违规行为的发生。

2.市场价格形成建立合理的电力市场价格形成机制,利用供需关系与市场竞争原理,通过信息透明、公开竞价等方式,确保电力市场价格的公正、合理和稳定。

并及时发布市场价格信息,供市场主体参考与决策。

3.风险管理与交易结算建立完善的风险管理与交易结算机制,对交易过程中的各类风险进行评估、控制与防范,并确保交易结算的及时和准确。

同时,加强与金融机构的合作,提供相应的融资支持与保障。

三、市场监管1.监管部门职责明确电力市场监管部门的职责,加强市场监管力度。

监管部门应加强对市场主体的监督检查,对交易行为进行跟踪追踪,及时发现和处理违规行为,维护市场秩序与交易公正。

电力市场化交易实施方案培训资料

电力市场化交易实施方案培训资料

电力市场化交易实施方案培训资料(本文共1340字)一、电力市场化交易概述:二、电力市场化交易的重要性:1.促进电力需求和供给的平衡,实现电力市场稳定运行;2.提高电力资源配置效率,激发发电企业的竞争活力;3.促进电力市场参与主体的公正竞争,降低用电成本;4.推动电力市场的发展,完善电力市场制度。

三、电力市场化交易的特点:1.自主选择:电力市场参与主体可以根据自身需求、供应能力、经济成本等因素自主选择购电方式和购售对象;2.灵活多样:电力市场提供多种购电方式,包括竞价、双边协商、挂牌等多种交易方式,满足不同参与主体的需求;3.公开透明:电力市场交易过程公开透明,参与主体可以清楚了解市场行情和交易信息,提高交易效率和公正度;4.高效稳定:电力市场通过供需平衡、价格信号等机制实现高效稳定的交易,提供可靠的电力供应;5.风险管理:电力市场为参与主体提供风险管理工具,如电力期货市场,帮助企业降低市场风险。

四、电力市场化交易的主要参与主体:1.发电企业:负责电力的生产和供应,可以选择不同的交易方式和购售对象;2.售电公司:负责电力的销售和客户服务,可以通过电力市场获得供电资源;3.用户:负责电力的需求和购买,可以通过电力市场选择供电对象和购电方式。

五、电力市场化交易实施方案:1.建立电力市场:由政府主导建立电力市场,制定市场准入规则、交易规则、监管机制等;2.建设交易平台:建立电力市场交易平台,提供交易撮合、信息发布、合同管理等功能,保证交易的高效公正;3.制定交易规则:确定电力市场交易的基本规则,包括交易对象、交易方式、交易程序、交易时间等,保障参与主体的权益;5.加强监管机制:建立健全的电力市场监管机制,加强对市场参与主体的监督和管理,维护市场的公正竞争;6.培育市场参与主体:通过培训和政策扶持,推动发电企业、售电公司和用户等参与主体积极参与电力市场交易;7.完善市场环境:优化电力市场环境,包括电力体制、电力调度和配送等相关政策,提高市场交易效率和可靠性。

大用户与发电企业直接交易输配电服务合同(示范文本)(试行)(GF-2019-0514)

大用户与发电企业直接交易输配电服务合同(示范文本)(试行)(GF-2019-0514)

大用户与发电企业直接交易输配电服务合同(示范文本)(试行)(GF-2019-0514)国家电力监管委员会制定国家工商行政管理总局二○○九年七月使用说明一、《大用户与发电企业直接交易输配电服务合同(示范文本)》(试行)(以下简称《示范文本》)适用于按规定经有关部门批准可参与大用户与发电企业直接交易的大用户、发电企业和电网企业三方之间签订的输配电服务合同。

二、《示范文本》主要供合同三方签订长期(一年及以上)输配电服务合同时使用。

三、《示范文本》所列数字、百分比、期间均为参考值。

合同三方可根据具体情况,在公平、合理和协商一致的基础上对参考值进行适当调整,对有关章节或条款进行补充、细化或完善,增加或减少定义、附件等_。

法律、法规或者国家有关部门有规定的,按照规定执行。

四、《示范文本》仅处理与购售电及输配电有关的商务问题,所有关于电网、发电厂、大用户运行的安全和技术问题纳入并网调度协议和供用电合同。

五、如国家法律、法规发生变化或者政府有关部门、监管机构出台有关规定、规则,合同三方应按照法律、法规、规定和规则予以调整和修改。

目录第1章定义和解释第2章三方陈述第3章三方的权利和义务第4章过网电量和负荷第5章供电方式第6章输配电价和辅助服务第7章电能计量第8章电量结算、电费结算和支付第9章合同变更和转让第10章合同违约和解除第11章不可抗力第12章争议的解决第13章适用法律第14章合同生效和期限第15章其他附件一:年度过网直接交易电量分月计划(甲方侧)附件二:过网直接交易电量计量关口表位置(合同编号:_________)本输配电服务合同(以下简称本合同)由下列三方签署:(1)_________________公司(以下简称甲方),系一家具有法人资格/经法人单位授权的_________企业,企业所在地为____________,在_________工商行政管理局登记注册,税务登记号:_____________,住所:________________,法定代表人/授权代理人:________。

【新整理】供电营业规则-培训课件

【新整理】供电营业规则-培训课件
热烈欢迎大家参加
国网新员工培训
国网技术学院——张俊玲
2019年3月17日星期日 国网技术学院--张俊玲 -1-
国网技术学院《供电营业规则》培训
《供电营业规则》
前电力工业部1996年10月8日发布施行
2019年3月17日星期日
国网技术学院--张俊玲
-2-
国网技术学院《供电营业规则》培训

经全国人大常委会通过: 1996年4月1日起开始施行《中华人民共和国电力法》; 随后经国务院批准发布了《中华人民共和国电力供应与使用条例》; 中华人民共和国电力工业部令发布了五个配套管理办法和规则。 这五个办法是:
国网技术学院--张俊玲 - 13 -
国网技术学院《供电营业规则》培训

第七条 供电企业对申请用电的用户提供的供电方式,应从供用电的安全、经
济、合理和便于管理出发,依据国家的有关政策和规定、电网的规划、用电 需求以及当地供电条件等因素,进行技术经济比较,与用户协商确定。

第八条 用户单相用电设备总容量不足10千瓦的可采用低压220伏供电。但有单


1.低压供电:单相为220伏,三相为380伏;
2.高压供电:为10、35(63)、110、220千伏。 除发电厂直配电压可采用3千伏或6千伏外,其他等级的电压逐步过 渡到上列额定电压。 用户需要的电压等级不在上列范围时,应自行采取变压措施解决。用 户需要的电压等级在110千伏及以上时,其受电装置应作为终端变电站 设计,方案需经省电网经营企业审批。

第十二条 对基建工地、农田水利、市政建设等非永久性用 电,可供给临时电源。临时用电期限除经供电企业准许 外,一般不得超过六个月,逾期不办理延期或永久性正式 用电手续的,供电企业应终止供电。使用临时电源的用户 不得向外转供电,也不得转让给其他用户,供电企业也不 受理其变更用电事宜。如需改为正式用电,应按新装用电 办理。因抢险救灾需要紧急用电时,供电企业应迅速组织 力量,架设临时电源供电。架设临时电源所需的工程费用 和应付的电费,由地方人民政府有关部门负责从救灾经费 中拨付。

《发电企业大客户直供营销》大纲

《发电企业大客户直供营销》大纲

电力体制改革的六个步骤包括: 第一步“顶端设计、总体决策”。
第二步“政企分开、公权独立”。
第三步“强化竞争、分拆巨头”。 第四步“产需互动、对称放开”
第五步“三维并举、经略市场”
第六步“做实基层、多网融合”:
3、输配分开的影响 今年政府工作报告明确提出“推进电力行业改革”;国务院批转《 关于2012年深化经济体制改革重点工作的意见》称,今年将“深化电力 体制改革,稳步开展输配分开试点”。按照国务院分工,电改任务仍交 由国家发改委、国家电监会、国家能源局等部门负责,发改委牵头。 输配电体制改革有三种可选模式 第一种模式是售电独立,先将电网内部的营销职能独立出来,暂不 实行输配分开,形成输配一体化、售电环节独立的体制。 第二种模式是配售一体。配电售电业务暂由一家企业经营,形成所 谓的独立配售电企业,输电业务独立后单独管理。 第三种模式是一种更为简便的模式,即大用户开放。
有四大问题应引起重视 问题一:地方投资钱从哪里来? 问题二:如何抑制寻租冲动? 问题三:是否出于政绩考虑? 问题四:造成新的产能过剩?
二、当前经济的主要问题 1、宏观调控陷入两难选择 2、高房价依然是制约经济发展的主要障碍 3、出口乏力 4、基础设施建设五年之后在东、中部地区将会出现饱和 5、三大红利的减少 6、内需的扩大受制于深层次的制度变革 7、垄断行业获取垄断利润,提高了整个社会的运行成本 8、经济对比和资源环境的约束 9、环境与发展的矛盾
4、电力配售的影响 放开二头,构建多买方、多卖方的电力市场,让消费者和用户得 到质优价廉的电力产品,这是电力体制改革的终极目标。要实现真正 意义上的配售分离,存在五大难题: (1)电网平台问题。 (2)电价改革问题。电厂就是一个生产电能的机房,那么电网就是 一个中转传输站,售电点就是供应商,电表就是一个载体(类似于手 机的功能),用户只要任选各个发电厂的用电卡就可以了,这样的话 ,售电公司和用电客户都可以直接向电厂购电,按现在的技术条件, 这个市场是应该可以建立起来的,关键在于政府能不能放开对电价的 行政垄断。 (3)权力转移问题。 (4)法律制度问题。 (5)计量管理问题。

直购电及电改PPT

直购电及电改PPT
市场营销中心
电力直接交易与电改
目录
1
电力直接交易的产生与发展
2
省内电力直接交易的开展
3
电力直接交易的规则 电力市场的未来
4
电力直接交易的产生与发展
国务院5号文: 2002年2月10日出台了国务院关于印发电力体制改革方案 的通知<国发(2002)5号>
厂网分离:
至2002年底,国家电网公司、中国南方电网有限公司、中 国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中 国国电集团公司、中国电力投资集团公司相继成立。
9号文总体思路
总体思路:“三放开、一独立、三强化”
9号文指出: “深化电力体制改革的重点和路径是:在进一步 完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上,按照管住中间、 放开两头的体制架构,有序放开输配以外的竞争性环节电价, 有序向社会资本开放配售电业务,有序放开公益性和调节性以 外的发用电计划;推进交易机构相对独立,规范运行;继续深 化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究;进一步强 化政府监管,进一步强化电力统筹规划,进一步强化电力安全 高效运行和可靠供应。”
1. 匹配规则:低价机组与高价用户优先成交; 报价相同时,按照装机容量与申报电量等 比例分配,节能发电调度原则取消。 2. 因不匹配而产生剩余电量,取消用户直购 电交易资格。 • 规则改变体现了公平竞争,对用户进行了 有效约束,对发电企业特别是30万机组比 较有利。
省电力交易中心交易平台
双边交易流程 申报
省电力用户与发电企业直接交易规则》(皖能源电力〔 2014〕188 号)文件,发电企业和电力用户条件进一步放 宽,我公司具备了准入条件。
省内电力直接交易的开展
• 2015年省能源局核定直接交易电量189亿千瓦时。 其中,双边交易电量161亿千瓦时,扣除相应的发 电机组容量230万千瓦;集中交易电量28亿千瓦 时。 • 电力用户78家,发电企业20家。 • 双边交易双方合同早前已经签订,现在正准备签 三方合同。 • 集中交易近日将进行。

电力交易培训PPT课件

电力交易培训PPT课件
及时向发电企业和售电公司支付电费
第8页/共24页
市场主体
电力交易机构
负责电力市场运营管理,电力平台建设,运营与维护
负责电力市场交易成员注册、注销、变更手续
编制下达交易计划,组织电力市场直接交易,并监督、 考核和评估,组织签订交易合同
负责电力直接交易市场结算工作,向市场成员出具结 算凭据
第9页/共24页
第16页/共24页
目录
1
市场主体
2
交易方式
3
交易价格
4
交易结算
第17页/共24页
交易结算
直接交易购电费=直接交易电量电费+电网输配电费+输配损耗电 费+基本电价电费+政府性基金及附加
直接电量电费=直接交易电量×直接交易价格
电网输配电费=直接交易电量×电网输配电价
输配电损耗电费=直接交易电量×(直接交易价格×输配电损耗率) /(1-输配电损耗率)
企业自备电厂,水力发电企业 暂不参加交易
独立法人资格,财务独立核算, 信用良好,独立承担民事责任的 经济实体
10千伏以上电压等级,且符合国 家产业政策,环保排放要求
拥有自备电厂的用户具备完备的 有关文件,并承担相关基金费用
不符合国家政策淘汰类企业;违 规建设企业;拖欠电费,存在不 良记录的企业不得参与
目录
1
市场主体
2
交易方式
3
交易价格
4
交易结算
第10页/共24页
交易方式
直接交易
双边交易 集中竞价
第11页/共24页
中长期 年度 月度 年度
交易方式
双边交易
电量和电价交易 双方协商确定
交易中心审核 安全校验 签订合同

电力市场讲义(第四章)

电力市场讲义(第四章)

第四章 电力市场技术支持系统
我国发电侧电力市场技术支持系统 在电力市场的环境下,电网运营管理机构不仅是电网 安全调度中心,还是电能交易中心和电费结算中心. 为了使电网运营管理机构能够顺利执行自己的职能, 必须建立相应的运营系统(技术支持系统),给调度 管理人员和市场交易人员提供必须的计算分析工具以 及财务,信息管理手段.同时,所有的市场参与者, 包括发电厂和用户都可以充分利用运营系统所具有的 功能制订运营决策,以完成各项经营指标.电力市场 运营系统是保证电力市场顺利进行的物质基础,因此, 它应满足下述基本要求:
第四章 电力市场技术支持系统
我国发电侧电力市场技术支持系统 二.EMS系统 系统
电力市场下的EMS 电力市场下的EMS
* EMS应向即时信息系统提供分时钟级的实时数据,如:系统频率, 应向即时信息系统提供分时钟级的实时数据, 系统频率, 应向即时信息系统提供分时钟级的实时数据 总出力,总负荷,发电厂及变电所运行工况(机组出力,线路潮 总出力,总负荷,发电厂及变电所运行工况(机组出力, 母线电压,开关状态).将次日负荷预测(如在EMS中)和 ).将次日负荷预测 流,母线电压,开关状态).将次日负荷预测(如在 中 上日调度运行日报传给即时信息系统. 上日调度运行日报传给即时信息系统. * 将EMS的部分功能交由交易管理系统实现. 的部分功能交由交易管理系统实现. 的部分功能交由交易管理系统实现 电力市场下的负荷预测水平要求提高; 电力市场下的负荷预测水平要求提高; 电力市场下的发电计划类软件的目标函数发生了变化; 电力市场下的发电计划类软件的目标函数发生了变化;
第四章 电力市场技术支持系统
典型电力市场技术支持系统
电力市场技术支持系统是一套自动化系统,它 采用IT技术,根据电力市场的模式,实现电力 市场的规则,以支持电力市场的运营,既保证 市场竞争的公平,公正和公开,又保证电力系 统的安全,稳定,优质和经济运行.
  1. 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性,平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
  2. 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
  3. 3、如文档侵犯您的权益,请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间:9:00-18:30)。

吉林省电力用户与发电企业直接交易规则(暂行)第一章总则第一条为规范吉林省电力直接交易行为,维护电力用户与发电企业的合法权益,保障电力市场建设稳定健康有序。

根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)及其配套文件、《国家发改委国家能源局电力中长期交易基本规则(暂行)》(发改能源〔2016〕2784号)、《吉林省政府办公厅关于推进电能清洁供暖的实施意见》(吉政办发〔2017〕49号)等有关法律、法规、文件的规定,制定本规则。

第二条本规则适用于吉林省境内的电力用户与发电企业开展的直接交易。

直接交易坚持平等自愿原则,通过发用电双方自主协商或集中报价撮合的方式,以期达到各自认同的合理价位。

第三条本规则所指的电力用户,为符合国家《产业结构指导目录》要求、环保达标的工业用户,以及电能清洁供暖用户;本规则所指发电企业,为吉林省境内符合国家基本建设审批程序、取得电力业务许可证的20万千瓦及以上火电企业和不受电网约束的风电企业;本规则所指交易中心,为吉林省电力交易中心有限公司;本规则指电网企业,为国网吉林省电力有限公司和吉林省地方水电有限公司。

第四条市场准入电力用户:每年年初,省能源局结合全省电力市场情况,会同有关部门确定当年度电力用户用电量准入门槛,符合条件电力用户自愿进行申报,省能源局根据年度市场交易规模和电力用户上报情况核定电力用户基数电量并向社会公开。

发电企业:省能源局依据发电企业自愿申报情况,发电企业上年度环保、能耗等达标情况,会同有关部门确定发电企业名单并向社会公开。

第二章注册、变更及退出第五条注册原则与条件(一)电力用户与发电企业取得省能源局公布的市场主体资格后,须到交易中心注册,才能开展直接交易。

(二)电力用户和发电企业应向交易中心提交注册材料电力用户提交的材料包括:企业基础信息,交易员信息、生产规模、年用电量范围等企业生产信息,电压等级、报装容量、年用电负荷、用电负荷率等企业用电技术信息。

发电企业提交的材料包括:企业基础信息、交易员信息、发电业务许可证、机组详细技术参数。

第六条变更原则与条件(一)已注册的电力用户和发电企业发生新建、扩建、兼并、重组、合并、分立等导致其股权、经营权、营业范围发生变化时,需报请省能源局审批,并重新向交易中心申请注册。

(二)未导致股权、经营权、营业范围发生变化的电力用户和发电企业发生扩建和更名,需要通过交易中心运营系统变更注册,交易中心将以上变更情况报省能源局备案。

第七条退出原则与条件(一)发生以下情况时发、用电方可申请退出市场:1.外部形势发生变化或自身条件发生变化,已不满足准入条件;2.不愿意继续参与市场交易的。

(二)电力用户、发电企业退出市场需向省能源局提出申请,并提供以下资料:1.退出市场的原因;2.合同履行情况和未完成合同的处理办法;3.与其他市场成员的债权和债务关系。

(三)电力用户、发电企业获得批准退出后,交易中心负责为其办理市场主体注销手续,并向其它发、用电方进行公告。

第三章电力直接交易模式第八条直接交易市场采用自主协商交易模式和集中报价撮合交易模式,自主协商交易模式交易周期为年度、季度、月度,集中报价撮合交易模式交易周期为月度。

目前,固定在每月的第三周(遇法定假日顺延),周二到周五共4个工作日,每天上午9:00开市,下午17:00结束。

特殊情况下,省能源局经商有关方面同意,可临时增加交易。

火电企业交易电量在年度发电调控目标之外由市场交易形成,风电企业交易电量(包含送华北和省内交易电量)为当月上网电量超出基数电量部分。

受客观因素影响,若市场交易电量无法完成,允许发电企业进行电量转移。

第四章电力直接交易组织第九条所有交易均在交易中心交易平台上统一开展。

目前采用通过CFCA数字证书认证的方式在互联网上进行网络申报。

发电企业、电力用户要在前一年度11月30日前向交易中心提供本单位变化的交易员的报价授权书,交易中心负责存档。

第十条自主协商交易流程(一)交易电价的申报在交易申报时间内,发电企业先申报电价(含环保电价),交易平台按其电价自动附加与其协商的电力用户所对应的输配电价、政府基金及附加后传至电力用户,电力用户(电能清洁供暖用户除外)再对其进行核实确认。

电能清洁供暖用户原则上只参与自主协商交易,按照购销差不变的方式与发电企业自主协商确定交易价格,向交易中心申报审核。

申报电价单位为元/兆瓦时,数据精确到小数点后二位,不符合申报要求的视为无效申报数据。

(二)交易电量信息申报在交易申报时间内,发电企业先申报电量(用户侧的电量),电力用户再对其进行核实确认。

申报电量原则上以100万千瓦时为单位,不符合申报要求的视为无效申报数据。

交易电量及交易电价核实确认无问题后,认为直接交易成交。

(三)交易中心发布的信息,内容包括:双边交易总量:电力用户的直接交易电量是中标电量,发电企业的直接交易电量是中标电量/(1-线损率),线损率暂定为7.5%;协商电价;电网主要通道极限;其他应向电力用户、发电企业披露的信息。

(四)成交结果确定与发布1.交易中心根据双方自主协商电量电价编制交易方案,提交电网企业调度机构进行安全校核,并形成成交结果。

2.当安全校核不能满足全部交易电量时按照电网约束条件对交易申报顺序进行裁减。

3.交易中心发布成交结果,安全校核未通过部分,应向市场成员方发布原因。

第十一条集中报价撮合交易流程(一)交易公告交易中心每月末前12个工作日向准入的电力用户和发电企业发布交易公告,主要包括:1.交易起止时间;2.交易申报起止时间;3.电力用户目录电度电价(不含基本电费);电力用户用电增量需求4.各电压等级的输配电价;5.发电企业基本电量电价、发电剩余能力等;6.电网输电阻塞等情况;7.其它相关要求和说明。

(二)交易申报1.所有交易均在交易中心交易平台上统一开展。

2.目前采用通过CFCA数字证书认证的方式在互联网上进行网络申报。

3.每30分钟进行一轮交易,其中前20分钟为申报阶段,后10分钟为交易计算、安全校核和成交情况发布阶段。

每轮交易结束均发布成交电量、价格的明细,同时发布未成交的电量、交易价格,但不发布报价单位等信息。

每轮信息发布后,需有关市场成员重新申报,进行下一轮交易,直到交易开放期结束为止。

4.在交易申报时间内,电力用户按其分段申报电价,系统自动扣除对应的输配电价、政府基金及附加后(折算到发电上网口径)从高到低排序,发电企业按其分段申报电价(含环保电价)从低到高排序。

申报电量原则上以100万千瓦时为单位进行多段报价,申报电价单位为元/兆瓦时,数据精确到小数点后二位。

不符合申报要求的视为无效申报数据。

5.撮合配对(1)按照电力用户和发电企业申报价格的排序,计算电力用户折算到发电上网口径的申报电价(剔除输配电价、政府基金及附加后)与发电企业申报电价之间的价差。

(2)双方按照价差从大到小顺序匹配成交,直至价差为零。

成交价格为扣除输配电价、政府基金及附加后的电力用户申报电价与发电企业申报电价的平均价格,即:成交价格=(电力用户申报电价-输配电价-政府基金及附加+发电企业含环保电价的申报电价)/2。

(3)每轮交易中,如多个发电企业报价相同时,环保机组优先成交;条件仍相同时,按各方申报电量的比例,经加权计算后分配交易量。

(4)每轮交易中,如多个电力用户报价相同时,按各电力用户申报电量的比例,经加权计算后分配交易量。

(5)发电企业的直接交易电量是中标电量/(1-线损率),线损率暂定为7.5%。

按直接交易的成交结果,相应调整发电企业的月度发电计划。

6.电网企业的调度机构负责进行电网安全校核,交易中心及时发布成交电量和成交价格等信息,并在交易日结束后,发布当月的总成交情况。

第五章电力直接交易合同第十二条合同签订(一)直接交易结果最终通过电力用户、发电企业和电网企业三方共同签订直购电交易合同的方式确认,三方合同应将权责、涉及电网企业的内容和交易计划、结算所需要的内容全部纳入进去;(二)年度、季度自主协商交易和月度集中撮合交易完成5个工作日内,交易中心应统一组织签订三方直接交易合同。

交易合同完成签订后,交易中心负责报省能源局备案。

第十三条交易执行(一)发电企业的直接交易电量应统一纳入到省内电力电量平衡。

(二)交易中心根据直接交易结果编制发电企业月度上网电量计划。

(三)电力用户应按交易结果组织用电,保证月度用电增量满足交易结果要求。

第六章电力直接交易结算第十四条电力用户和发电企业原则上均按照自然月份计量用电量和上网电量,不具备条件时可暂时保持现有计量抄表方式不变。

各市场主体暂时保持与电网企业的电费结算和支付方式不变,电网企业向电力用户统一开具发票并结算收取电费,发电企业向电网企业开具发票并由电网公司统一结算支付购电费。

第十五条发电企业如无法完成本合同规定的市场交易电量,经省能源局审查同意后,可进行发电权交易。

如发电权交易不成功,则优先结算市场交易电量,同时相应减少基本电量结算。

第十六条直接交易电量相关电费采用月度结算,年度清算方式进行,要严格偏差考核。

年度清算时,当直接交易完成电量与直接交易合同电量偏差不超过±10%时,直接交易各方不存在违约责任。

若电力用户当月完成的实际交易电量(月度用电量-月度基数电量)低于月度合同电量的90%,差值部分(月度合同电量×90%-实际交易电量)为未完成交易电量。

对应发电企业仍按照月度合同电量的90%进行结算,并相应抵减发电企业的月度基本发电量指标。

抵减电量=用户违约电量/(1-7.5%)。

设立违约平衡账户,由于违约产生的结余资金计入平衡账户,以年为周期,按照容量均分给省内参与市场的发电企业。

若全年实际交易电量能够达到年度合同电量的90%以上,按年度滚动平衡,月度偏差考核造成的资金损失退还给相应发电企业。

若电力用户实际完成电量低于年度合同电量的90%,次年基数电量提高30%;实际完成电量低于年度合同电量的70%,如无特殊原因,三年内不允许参与市场交易。

第七章电力直接交易价格监督与管理第十七条电力直接交易的成交价格由市场主体通过自主协商等市场化方式形成,第三方不得干预。

第十八条电力直接交易采用输配电价方式进行,即发电上网电价(含环保电价)+输配电价+相关政府性基金及附加=用户电价,输配电价按照国家核定的电价标准执行。

在电能清洁供暖专项输配电价出台前,电能清洁供暖用户仍采取电网购销价差的方式不变,即电能清洁供暖电价=现行电网销售电价-电能清洁供暖用户与发电企业协商的降价额度。

相关政府性基金及附加按国家有关规定执行。

第十九条电力直接交易(非电能清洁供暖)产生的网损电量由电网公司按标杆电价收购。

电能清洁供暖直接交易产生的网损电量由电网公司按照发电企业成交价格收购。

相关文档
最新文档