大云網電力新聞電改政策正文

山西省電力中長期交易規(guī)則（暫行）（修改稿）

2017-02-13 19:34:39 北極星售電網　點擊量：評論 (0)

山西省電力中長期交易規(guī)則（暫行）（修改稿）第一章總則略第二章市場成員第六條市場成員包括各類發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電網企業(yè)、電力用戶、交易機構、調度機構和獨立輔助服務提供者等。以下略。第三章市場準入與

（二）權重系數設置的目的是鼓勵和提高大容量、環(huán)保機組的中標電量比例，促進節(jié)能減排。權重系數的規(guī)定如下：

1、容量系數：13.5萬級機組容量系數為1.0，30萬級機組容量系數為1.2，60萬級機組容量系數為1.4，100萬級機組容量系數為1.8。（外送支持機組容量系數=容量系數×1.1；視外送方向不同，外送支持機組另行確定）

2、脫硫系數=1.1。

3、脫硝系數=1.1。

4、除塵系數=1.1

5、空冷系數：非空冷機組系數為1，空冷機組系數為1.1。

6、資源綜合利用系數：正常燃煤機組系數為1，燃燒低熱值煤機組系數1.1。

7、新投產發(fā)電機組，脫硫、脫硝設施正常投運的，當年按100%計算系數，一年以后根據上年脫硫、脫硝設施實際投運率確定系數。

8、超低排放系數：未進行超低排放改造的機組系數為1,超低排放改造完成且獲得環(huán)保認證的機組系數為1.1。

（三）發(fā)電企業(yè)應在交易前向交易機構申報上年脫硫、脫硝、除塵、超低排放設施投運率，并提供由地方環(huán)保部門出具的有關文件，經交易機構認定后作為計算依據。

第八十一條售電價格扣減度電輸電費后，與發(fā)電企業(yè)報價之差的收益在電網企業(yè)與發(fā)電企業(yè)之間按一定比例進行分配（目前度電暫按2:8比例分配，后期根據情況調整），電網企業(yè)收取的度電輸電費（度電輸電價格+度電收益分成）目前暫按不超過30元/兆瓦時執(zhí)行（待跨省跨區(qū)單位輸電費核定后按其執(zhí)行）。

通過掛牌方式確定價格的，電網企業(yè)不參與收益分配。

第八十二條交易合同（協議）執(zhí)行與結算先后次序為：跨省跨區(qū)事故應急支援交易、年度跨省跨區(qū)電能交易、月度跨省跨區(qū)電能交易、月內短期或臨時跨省跨區(qū)電能交易。當實際跨省跨區(qū)電能交易供需發(fā)生變化，需對交易合同進行調整時，合同調整的次序與上述相反。

第八章安全校核與交易執(zhí)行

略。

第九章合同電量偏差處理

第九十四條偏差處理方式包括以下四種方式：

（一）預掛牌月平衡偏差方式。月度交易結束后（如果不需要開展月度交易，可以直接開展預掛牌），通過預掛牌方式確定次月上調機組調用排序（按照增發(fā)價格由低到高排序）和下調機組調用排序（按照補償價格由低到高排序）。

（二）預掛牌日平衡偏差方式。月度交易結束后，通過預掛牌方式確定次月上調機組調用排序（按照增發(fā)價格由低到高排序）和下調機組調用排序（按照補償價格由低到高排序）。實時運行過程中，當系統(tǒng)實際用電需求與系統(tǒng)日前計劃存在偏差時，按照價格優(yōu)先原則調用相應機組增發(fā)電量或減發(fā)電量，保障系統(tǒng)實時平衡。機組各日的增發(fā)電量或減發(fā)電量進行累加（互抵），得到月度的凈增發(fā)電量或凈減發(fā)電量，按照其月度預掛牌價格進行結算。其余機組原則上按日前制定的計劃曲線發(fā)電。

（三）等比例調整方式。月度交易結束后，在實時調電過程中，調度機構按照“公開、公平、公正”要求，每日跟蹤各發(fā)電企業(yè)總合同執(zhí)行率，以同類型機組總合同執(zhí)行率基本相當為目標，安排次日發(fā)電計劃。發(fā)電企業(yè)超發(fā)、少發(fā)電量按照各自月度計劃合同和市場合同電量比例劃分，超發(fā)電量按照其全部合同的加權平均價格進行結算，少發(fā)電量對相應合同進行扣減且后期不予追補。用戶承擔超用、少用偏差責任并且支付偏差考核費用，偏差考核費用按照發(fā)電企業(yè)電量或者電費比例返還給發(fā)電企業(yè)。采用本方式導致的發(fā)電企業(yè)合同執(zhí)行不平衡的，可以開展事后合同電量轉讓交易。

（四）滾動調整方式。此方式適用于發(fā)電計劃放開比例較低地區(qū)。發(fā)電側優(yōu)先發(fā)電和基數電量按月滾動調整，用戶側合同電量可以月結月清，也可以按月滾動調整。采用本方式導致的發(fā)電企業(yè)優(yōu)先發(fā)電和基數電量合同執(zhí)行不平衡的，可以開展事后合同電量轉讓交易。

第九十五條目前，山西交易機構中長期合同偏差主要通過在發(fā)電側采用預掛牌月平衡方式進行處理（即優(yōu)先發(fā)電、基數電量合同優(yōu)先結算）。

第九十六條調度機構應當結合當月用電需求情況，在每月第1周內向交易機構提供輸電通道、安全要求、民生供熱等一種或多種約束條件的同時，公布當月上下調的總需求電量。

交易機構在每月第2周第2個工作日組織發(fā)電企業(yè)申報不同約束條件下相應的上下調價格和電量，發(fā)電企業(yè)必須提供上下調價格。目前暫定上下調價格的限額為上網電價的120%和60%（今后可根據電力供需形勢和燃料價格適時調整）。

調度機構進行相應安全校核后，交易機構形成本月上下調價格和機組最大可調發(fā)電量并公布。調度機構根據發(fā)電機組事先申報的上下調價格和電量，在考慮電網安全約束和申報機組最大可調發(fā)電量情況下，基于價格優(yōu)先的次序原則進行調用，直至滿足電網實際需求。

第九十七條調度機構應結合當月電力需求和發(fā)電企業(yè)的整體合同完成率情況，在滿足電網安全約束的前提下，于當月最后7日，基于預掛牌確定的機組排序，優(yōu)先安排增發(fā)價格較低的機組增發(fā)電量或補償價格較低的機組減發(fā)電量，其余機組按照合同電量安排發(fā)電計劃。

第九十八條月度上下調電量當月有效、當月執(zhí)行，不跨月滾動。上調電量不占用機組優(yōu)先發(fā)電、基礎電量和市場化交易合同，下調電量按照機組月度集中競價交易電量、月度雙邊交易電量、年度雙邊交易分月電量、基數電量分月計劃、優(yōu)先發(fā)電分月計劃的順序依次扣減。

第十章輔助服務

第九十九條輔助服務分為基本輔助服務和有償輔助服務。基本輔助服務包括一次調頻、基本調峰和基本無功調節(jié)；有償輔助服務包括自動發(fā)電控制（AGC）、有償調峰、有償無功調節(jié)、自動電壓控制（AVC）、旋轉備用、黑啟動。

鼓勵儲能設備、需求側參與提供輔助服務，允許第三方參與提供輔助服務。

第一百條按照“補償成本、合理收益”的基本原則，按照輔助服務效果確定輔助服務計量公式，對提供有償輔助服務的并網發(fā)電廠、電力用戶、獨立輔助服務提供者進行補償。

第一百零一條逐步放開輔助服務市場化交易品種，采用競爭方式確定輔助服務提供主體。調度機構根據系統(tǒng)運行需要，確定調峰、調頻、備用等服務總需求量，各主體通過競價的方式提供輔助服務。

輔助服務提供主體較多的地區(qū)，逐步探索采用競價方式統(tǒng)一購買系統(tǒng)所需的無功補償和黑啟動服務。

未開展市場化交易的上述輔助服務交易品種，仍按照《華北地區(qū)并網機組運行考核管理細則》、《華北區(qū)域并網運行機組輔助服務管理實施細則》及山西省“兩個細則”的有關規(guī)定執(zhí)行。

第一百零二條電力用戶參與提供輔助服務需滿足各類輔助服務的技術要求，并與發(fā)電企業(yè)按統(tǒng)一標準（開展競價的品種按照市場價格）進行補償。電力用戶輔助服務費用隨電力用戶電費一并結算。

第一百零三條用電側未實行峰谷電價的地區(qū)，根據電力用戶自身負荷曲線和全網用電負荷曲線，計算電力用戶對電網調峰的貢獻度。電力用戶峰谷差率小于全網峰谷差率時調峰貢獻度為正，電力用戶峰谷差率大于全網峰谷差率時調峰貢獻度為負。與貢獻度為正的電力用戶簽訂市場化交易合同的電廠，免除相應市場化交易電量調峰補償費用的分攤。

電力市場化交易雙方發(fā)用電曲線一致的，對應電量不分攤調峰輔助服務補償費用；剔除市場化交易曲線后的剩余發(fā)電曲線，對應電量分攤調峰輔助服務補償費用。

第一百零四條加強需求側管理。在負荷控制系統(tǒng)、用電信息采集系統(tǒng)基礎上，推廣用電用能在線監(jiān)測和需求側響應，積極培育電能服務，參與市場競爭，逐步形成需求側機動調峰能力，保障輕微缺電情況下的電力供需平衡。

第一百零五條跨省跨區(qū)交易涉及的點對網發(fā)電企業(yè)納入受端地區(qū)輔助服務管理范圍，并根據提供的輔助服務情況獲得或者支付補償費用。

跨省跨區(qū)交易曲線調峰能力未達到受端電網基本調峰要求的，按照受端電網基本調峰考核條款執(zhí)行；達到有償調峰要求的，按照受端電網有償調峰補償條款（開展競價的品種按照市場價格）給予補償。

第一百零六條按照國家要求，加快山西省電力輔助服務市場化建設試點工作，分批次、分品種有序推進輔助服務市場化。調度機構應會同交易機構抓緊開發(fā)輔助服務市場化交易平臺（模塊），與電力交易平臺相互貫通，數據共享，確保滿足輔助服務市場化運營需要。

上一頁 1 2 3 4 5 6 7 8 下一頁