华东电力市场月度竞价实施细则.doc

附件：华东电力市场月度竞价实施细则国家电力监管委员会二四年四月附件：11概述12通则13市场主体注册24模拟运行时间安排25申报电量限额的确定36报价57市场出清78月度竞价数据的处理8术语释义9华东电力市场主体注册表11华东区域电力市场网损处理办法191 总则192 技术细则193 管理细则212004年年度网损计算说明221 参考点选择222 典型方式选择223本年度综合网损因子计算中夏季高峰方式、夏季低谷方式、冬季高峰方式和冬季低谷方式得出的网损因子按照14/48：10/48：14/48：10/48进行加权平均。224 2004年年度网损计算结果仅适用于2004年年内华东电力市场模拟运行期间。22省（市）电力公司月度数据申报表23月度市场出清算法数学模型24华东电力市场月度竞价实施细则1 概述（a） 本细则名称为华东电力市场月度竞价实施操作细则。（b） 本细则依据华东电力市场运营规则（电监市场200413号）编制。（c） 本细则适用于华东电力市场月度模拟运行阶段。（d） 本细则中使用的专业术语和有关名词解释参见附件1。2 通则（a） 所有A类发电企业竞价机组、其他机组均必须进行市场注册，A类机组均必须参加月度模拟竞价。（b） 华东电力市场月度模拟竞价通过华东电力调度交易中心的交易系统进行。（c） 月度竞价模拟期实施高峰时段和低谷时段：高峰时段为8:0022:00（不含22:00），低谷时段为22:00次日8:00（不含8:00）。（d） 模拟期发、购双方月度竞价市场执行市场限价（含增值税），最高限价暂定为按华东电网竞价机组平均上网电价的1.25倍执行，即：高峰时段482.0元/MWh；低谷时段321.0元/MWh。市场模拟运行结束后，再根据华东电网的实际，并参考模拟期的竞价情况，按有关规定重新研究核定市场限价。（e） 市场主体可到查询华东电力市场运营规则以及有关华东电力市场模拟运行的通知和公告。（f） 参加月度竞价模拟运行的市场主体不得非法窃取他人的用户名和密码，不得非法利用他人身份进行交易或查看他人的私有信息。3 市场主体注册（a） 市场主体注册信息见附件2，并由所在省（市）市场运营机构核定。（b） 注册时间自2004年4月26日8:00起，到2004年4月30日下达时间点17:00截止。（c） 成功注册的市场主体获得华东电力市场交易用户卡，本卡记载各个市场主体的用户名和密码。4 模拟运行时间安排（a） 第一次模拟运行（1） 2004年4月30日17:00之前：华东电力调度交易中心向各市场主体下达开展6月份模拟月度竞价的通知；（2） 2004年5月10日17:00之前：省（市）电力公司向华东电力调度交易中心按附件4格式申报有关数据，主要包括6月份高峰时段和低谷时段各竞价机组的年度合同电量安排数据、竞价机组的预计发电负荷率、上年6月省（市）实际用电量、6月份用电增长率预测值等；同时提交所有A类机组与单机装机容量300MW及以上B类机组的机炉检修计划和电气检修计划。（3） 2004年5月112日17:00之前：公布竞价机组6月份的申报限额、省（市）电力公司6月份的申报限额、省（市）际联络线月度竞价可用交换电量限额；（4） 2004年5月1512日17:00之前：开始进行发电报价、购电报价；（5） 2004年5月15日17：00：为上网侧电量报价；（6） 报价截止；（7） 22004年5月18日17:00之前：市场出清，公布竞价结果。（b） 第二次及以后模拟运行（1） 每月D10日17:00之前：省（市）电力公司向华东电力调度交易中心分别申报次月高峰时段和低谷时段各竞价机组的年度合同电量安排数据、竞价机组的预计发电负荷率、非竞价机组年度合同电量安排数据、华东统配电量、区外来电电量、次月用电量增长率预测值、需求侧管理指标电量、本省（市）上年同期高峰时段和低谷时段实际用电量（详见附件4）；所有A类机组与单机装机容量300MW及以上B类机组的机炉检修计划和电气检修计划；（2） 每月D8日17:00之前：公布次月高峰时段和低谷时段各竞价机组的发电申报下限、各省（市）电力公司的申报上限、省（市）际联络线月度竞价可用交换电量限额；（3） 每月D3日17:00之前：进行发电报价、购电报价为上网侧电量报价；（4） 每月D日17:00之前：市场出清，公布竞价结果。5 申报电量限额的确定（a） 省（市）电力调度交易结算中心确定本省（市）次月各竞价机组的峰、谷发电申报下限，并在D-10日17:00之前上报华东电力调度交易中心。（b） D-8日17:00之前，华东电力调度交易中心通过信息发布系统发布次月各竞价机组的发电申报下限。发电申报下限是私有信息，各发电企业只可查询本企业下属机组次月的发电申报下限。（c） D-8日17:00之前，华东电力调度交易中心通过信息发布系统发布次月各省（市）电力公司购电申报上限。（d） 各竞价机组的高峰时段、低谷时段申报发电下限分别按以下公式计算：厂用电率由各机组所在省电网公司核定确定；安徽、福建是根据省经贸委确定依据厂用电综合率；发电计划排在发电侧，全省综合负荷含厂用电（1） 发电申报下限（高峰时段）=机组按预计发电负荷率测算的次月关口计量点报价数据上网可发电量（高峰时段）机组年度合同次月上网电量（高峰时段）85%年度电量15%；（2） 发电申报下限（低谷时段）=机组按预计发电负荷率测算的次月上网可发电量（低谷时段）机组年度合同次月上网电量（低谷时段）85%。（e） 华东电力调度交易中心按以下公式计算确定各省（市）电力公司购电申报上限：年度电量15%（1） 购电申报上限（高峰时段）选择1：去年的平均加权平均选择2：今年官方加权平均选择3：今年加权平均选择4：今年预计=省（市）上年次月实际用电量（高峰时段）省（市）用电量增长率次月省（市）需求侧管理指标电量（高峰时段）次月省（市）年度跨省双边合同电量（高峰时段）次月省（市）非竞价机组年度合同分月电量（高峰时段）次月省（市）竞价机组年度合同分月电量（高峰时段）85%次月省（市）华东统配电量（高峰时段）次月省（市）区外来电电量（高峰时段）；（2） 购电申报上限（低谷时段）省（市）上年次月实际用电量（低谷时段）省（市）用电量增长率次月省（市）需求侧管理指标电量含备用（低谷时段）次月省（市）年度跨省双边合同电量（低谷时段）次月省（市）非竞价机组年度合同分月电量（低谷时段）次月省（市）竞价机组年度合同分月电量（低谷时段）85% 次月省（市）华东统配电量（低谷时段）次月省（市）区外来电电量（低谷时段）。6 报价（a） 在D-3日从8:00至17:00期间，各市场主体通过与华东电力调度交易中心交易系统联网的终端设备进行报价。（b） 发电报价（1） 发电报价以机组为单位；（2） 每台机组按高峰、低谷时段分别申报1个段电价，1个段电量，段电量以兆瓦时为单位并不小于零，段电价以元/兆瓦时为单位（含增值税）；（3） 报价数据不保留小数点，如有小数点四舍五入；（4） 各机组申报的段电价除以对应本机组的网损系数后，不得超过最高限价，高于最高限价的报价视为无效报价；（5） 各机组申报的段电量，不得低于该竞价机组的发电申报下限，低于发电申报下限的报价视为无效报价；（6） 各机组申报的高峰时段段电量应为（114次月天数）兆瓦时的整数倍，低谷时段段电量应为（110次月天数）兆瓦时的整数倍。（c） 购电报价（1） 省（市）电力公司按高峰、低谷时段分别申报4个段电量，4个段电价；段电量以兆瓦时为单位并不小于零，段电价以元/兆瓦时为单位（含增值税）；（2） 报价数据不保留小数点段电价差价为10元/兆瓦时。；（3） 省（市）电力公司申报的段电价应单调递减，最小段电价差价为10元/MWh，否则视为无效报价；（4） 省（市）电力公司申报的最高段电价不得超过最高限价，第一段电量应小于或等于购电申报上限的50，四段电量之和应小于或等于购电申报上限；（5） 省（市）电力公司申报的高峰时段段电量应为（114次月天数）兆瓦时的整数倍，低谷时段段电量应为（110次月天数）兆瓦时的整数倍。（d） 报价确认和修改（1） 市场主体必须按本细则规定的要求，对其申报的数据进行有效性检查，提交有效报价数据；（2） 华东电力调度交易中心接收到有效报价后，通过交易系统返回已被技术支持系统接受的确认信息，被技术支持系统接受的报价数据内容；（3） 华东电力调度交易中心接受到的报价如果不满足要求，则视为无效的报价；（4） 对于无效的报价，华东电力调度交易中心立即向发电企业反馈，并指出报价无效原因；（5） 市场成员可在报价时间范围内修改报价。报价时间截止后，高于最高限价的发电报价按最高限价处理；低于发电申报电量下限的发电报价按申报电量下限处理；高于购电申报电量上限的购电报价按申报电量上限处理；高于购电限价的购电报价按最高限价处理。7 市场出清（a） 高峰时段、低谷时段分别出清。（b） 华东电力调度交易中心将按网损折算后的发电报价和购电报价统一排序，形成全网累计的发电报价曲线和购电报价曲线，其中月度购电报价曲线按电价降序排列，月度发电报价曲线按电价升序排列。（c） 月度竞价开标日（D日），华东电力调度交易中心的交易系统运行市场出清算法，计算确定各竞价机组和省（市）电力公司的无约束中标电量、有约束中标电量。（d） 市场出清算法的输入数据包括：购电报价、经网损系数折算后的发电报价、各省（市）联络线的最大净输出电量和最大净输入电量。（e） 市场出清算法的输出数据包括：各竞价机组和省（市）电力公司的无约束中标电量、有约束中标电量。（f） 市场出清算法计算无约束市场出清、有约束市场出清两种结果。有约束市场出清考虑省（市）联络线的最大净输出电量，最大净输入电量约束。无约束市场出清不考虑任何网络约束。（g） 市场出清算法采用标准数学规划方法求解，计算结果可以用标准数学规划软件校验，市场出清算法对应的数学模型见附件5。（h） 市场出清价确定（1） 市场出清价按峰、低谷时段分别确定；（2） 若电网没有堵塞，则取无约束中标的最高发电报价为市场统一出清价；（3） 若无约束市场出清结果导致省（市）际联络线送/受电量超过可用交换电量限额，则分省确定电价；（4） 若有约束计算结果导致高于无约束市场出清价的机组被调用，则这些机组称为约束上机组，其中标电价为其报价；（5） 若有约束计算结果使净送出省市的送出电量小于无约束计算结果，则该省市内中标机组中最高报价机组的价格为该省市有约束市场出清价。8 月度竞价数据的处理（a） 华东电力调度交易中心根据月度模拟竞价结果，将各省（市）模拟月度竞价净送出（或净受进）电量纳入次月生产计划，按照峰、低谷时段划分，分解到各个时段，下达各省（市）电力调度交易结算中心。（b） 采用物理合同的省（市），省（市）电力调度交易中心将参与月度模拟竞价各机组中标电量纳入次月生产计划，下达各发电企业。（c） 月度差价合约处理按月度差价合约双方商定的条款进行。（d） 发电企业差价合约电费由省（市）电力公司与发电企业结算。附件1：术语释义1. D日，指月度竞价开标日。如2004年5月18日是2004年6月月度竞价的D日。D-1日，指D日之前第1天，D-2日，指D日之前第2天。2. 报价日：指月度竞价的报价日，D-3日。3. 元：指人民币元。4. 工作日：指除法定节假日以外的公历日。5. 年度合同上网电量：指省（市）电力公司与发电企业在年度合同中约定购买的电量。6. 发电申报下限：指竞价机组通过竞价向月度市场的上网电量不得少于该数值。7. 购电申报上限：指各省（市）电力公司从月度市场中购买的电量不得高于该数值。8. 月度竞价可用交换电量限额：指月度市场中省（市）际联络线交换的电量不得高于该数值。9. 增长率预测值：指省（市）前五个月用电量同期增长率最大值。10. 机组发电负荷率预计发电负荷率；各省根据实际情况确定：指机组可用小时减去机组降低出力等效停运小时与机组的统计期间小时的比例。11. 区外来电电量：指向华东电网以外区外主体购买的电量。12. 需求侧管理指标电量：指供不应求时，省（市）电网公司通过需求侧管理措施减少的电量。13. 私有信息：指只有特定的市场主体及电力调度交易机构才有权访问的私有数据和信息，属于保密信息。14. 公开信息：指市场主体和公众均可以得到的数据和信息。15. 市场出清：指根据报价，考虑网损系数和电网安全约束，确定中标电量、市场价格。16. 无约束：指不考虑电网安全约束。17. 有约束：指考虑电网安全约束。18. 中标电量：如非特殊申明，指有约束中标电量。 27 附件2：华东电力市场主体注册表注 册 说 明 为了确保华东电力市场的稳定高效运营，根据华东电力市场规则第三章第五小节的有关市场成员注册规定，结合华东电力市场的实际情况，在充分考虑发电企业和电网公司合理要求的基础上，特制定华东电力市场成员注册表。 本注册表同时适用于发电企业和电网公司。为了完成整个注册过程，发电企业必须如实填写表R1、表R2、表R3、表R4和表R5，并签署责任申明；电网公司必须如实填写表R1、表R4和表R5，并签署责任申明。如果发电企业拥有的机组超过一台，可自行复制表R2和表R3后按机组填写。 注意，各表所列项目均需填写，不得留有空白，如无内容，可写“无”。表中所填数据一律使用阿拉伯数字，并采用标准的国际单位。例如，机组最大出力的单位为MW，时间的单位为h或min等。表R1 企业基本信息类别及名称内容备注一般信息：企业全称企业代码所属发电集团/电网公司所在省市法人代表通信地址邮政编码电话传真Email网址许可证信息：许可证编号生效日期失效日期主要联系人：姓名职务通信地址邮政编码联系电话手机传真Email报价员：姓名职务通信地址邮政编码联系电话手机传真Email表R2 竞价机组基本参数类别及名称参数备注机组编号装机容量发电机型号生产厂家主变型号生产厂家锅炉型号生产厂家汽轮机型号生产厂家厂用电率额定功率因数功率因数（最大有功出力）最大有功出力最小有功出力最大进相无功出力（额定功率因数）最大进相无功出力（最小有功出力）最高机端电压限制最低机端电压限制电网频率适应范围最小允许运行时间最小允许停机时间日允许停机次数冷态开机到并网时间冷态开机到满载时间热态开机到并网时间热态开机到满载时间上年发电小时数有无一次调频装置一次调频动作死区一次调频转速不等率功率调节限幅上年平均一次调频投运时间有无AGC调整装置AGC调整上限AGC调整下限AGC向上调整速率AGC向下调整速率上年平均AGC投运时间发电机断路器额定短路开断电流升压站断路器额定短路开断电流升压站一次设备动稳定能力升压站一次设备热稳定能力升压站一次设备最高运行电压升压站一次设备最大运行电流表R3 发电机及励磁系统设备参数发电机参数 机组编号投运时间转动惯量额定功率功率因数额定电压额定电流XdXdXdXqXqTd0空载额定励磁电压空载额定励磁电流额定励磁电压额定励磁电流强行励磁励磁电流强行励磁励磁电压强励时间主变电抗主变容量主变额定电压比交（直）流励磁机和静止励磁参数 交直流励磁机型号容量主励磁机额定电压主励磁机额定电流励磁方式频率相数Td0XdXdXdXqX2付励磁机型号付励磁机容量(kW)付励磁机空载电压付励磁机额定电流付励磁机额定电压付励磁机频率付励磁机励磁方式付励变压器容量付励变压器一次电压付励变压器二次电压机端变压器容量kVA机端变压器一次电压机端变压器二次电压机端变压器UK(%)机端变压器接线方式机端变压器冷却方式功率柜参数 型号制造厂家并联柜数每柜输出额定电压每柜输出额定电流每柜停冷却器允许电流每柜停冷却器允许时间元件型号并联元件数串联元件数元件反峰电压元件额定电流快熔额定电流冷却方式表R4 报价系统、监控系统基本信息类别及名称内容备注报价终端设备型号报价终端IP地址报价终端专用拨号电话号码报价终端与其他系统的互联接口RTU型号及规约RTU信息上传方式监控系统厂家及型号监控系统网络结构监控系统安全防护措施计量系统厂家及型号计费电表型号及精度计费电表年检单位表R5 企业财务信息和股权结构类别及名称数据备注财务信息：上年发电(售电)量上网平均电价上年发电(售电)收入上年其他收入上年负债上年利润固定资产净值现金流量净额资产负债率资产收益率股权结构：序号第一股东股份第二股东股份第三股东股份机组编号机组编号机组编号机组编号机组编号机组编号机组编号机组编号机组编号股权变更情况说明责 任 申 明 本人郑重申明，已经阅读华东电力市场规则中的有关注册规定，将遵守华东电力市场的各项规章制度，并保证以上所填数据的真实有效，愿意承担由于所填数据不实造成的全部后果。在必要的情况下，有义务向华东电力调度交易中心提供附加的相关数据。 企业代表： 职 务： 日 期：附件3：华东区域电力市场网损处理办法1 总则1.1总则根据华东区域电力市场原则，网损将以网损因子的形式，作为体现各市场主体在电网中位置不同的影响的因素，在市场竞价排序和结算过程中作为附加因子考虑。1.2适用范围本办法及根据本办法颁布的网损因子适用于华东区域电力市场区域竞价市场范围，原统配计划、区外来电、双边交易等市场行为的网损处理暂不属本网损处理办法管理范围。1.3 各方职责1.3.1 华东调度交易中心负责网损技术细则和管理细则的制定以及网损因子计算条件的确定、网损因子计算和发布等网损相关具体工作的实施；1.3.2各省市调度交易运行机构在华东调度交易中心领导下负责本省市电网范围内的网损计算相关配合工作的实施。1.4 本办法最终解释权属华东调度交易中心。2 技术细则2.1 网损计算方法总原则华东区域电力市场网损计算方法选择以国内外通用、技术成熟、原理合理、物理意义明确、计算操作简单、监督检查方便为总原则。2.2 网损计算方法总述华东区域电力市场网损计算方法采用通用的网损微增率方法原则。为体现网损结果适用期内电网结构以及运行方式变化的影响，在计算中选择网损结果适用期内可能出现的多个典型运行方式计算网损因子，以其加权平均值，即综合网损因子作为网损因子最终结果。2.3 网损因子定义2.3.1 参与区域电力市场竞价的第机组对全网的网损系数（）定义为以全网参考点为参考，该机组并网参考点增加单位出力造成的全网增加的网损量；2.3.2 参与区域电力市场竞价的第机组对全网的网损因子（GLFi）定义为：GLFi1；2.3.3 参与区域电力市场购电的第省市对全网的网损系数（）定义为以全网参考点为参考，该省市参考点增加单位出力造成的全网增加的网损量；2.3.4参与区域电力市场竞价的第省市对全网的网损因子（RLFj）定义为：RLFj1；2.3.5参与区域电力市场竞价的第机组对第省市的网损因子（PLFi）定义为：PLFiGLFi / RLFj；2.4 综合网损因子处理2.4.1综合网损因子定义为选择网损结果适用期内可能出现的多个典型运行方式计算得到的网损因子的加权平均值；2.4.2 综合网损因子计算以网损因子GLFi 、RLFj作为原始数据；2.4.3 综合网损因子计算时，对各典型方式下的网损因子进行加权平均应考虑各方式出现时间概率，如原则上高峰和低谷方式下计算得到的网损因子权重比例按照高峰和低谷时间比例；2.4.4综合网损因子计算结果为第机组对全网综合网损因子GLFi、第省市参考点对全网综合网损因子RLFj和第机组对第省市的综合网损因子PLFi。2.5 网损计算初始条件选择原则2.5.1 全网参考点以优先选择全网网络拓扑中心和潮流交换中心枢纽变电站500kV侧为原则；2.5.2各省市参考点应在省市接入华东主网的省际交换500kV变电站中选择，在选择时应优先选择省际联络线较多或潮流交换枢纽变电站；2.5.3 典型方式的选择以尽可能选择适用期内可能出现典型运行方式为原则，选择时必须包括高峰和低谷方式，若适用期内发生电网结构重大变化，则应包括变化发生前后运行方式；2.5.4根据通用的网损微增率法对负网损的处理办法，在进行各综合网损因子计算时对GLFi、PLFi、RLFj中大于1.0的取1.0处理。2.6 网损因子的使用2.6.1 在市场机组竞价排序时，使用机组对全网综合网损因子GLFi对机组报价进行修正；2.6.2在华东和省市进行结算时，使用该省市参考点对全网综合网损因子RLFj进行修正；2.6.3省市电网和接入该省市电网的机组进行结算时，使用机组对省市的综合网损因子PLFi进行修正。3 管理细则3.1 网损因子计算流程3.1.1 网损因子计算发布原则上按年度进行；3.1.2 在每年12月第一周第一个工作日，由华东电力调度交易中心发布当年网损计算计算条件，包括次年全网及各省市电网参考点设置，选取的典型方式及各方式权重说明，并向各市场参与主体发布；3.1.3 每年12月第二周第一个工作日，各市场主体上报对当年网损计算条件的反馈；3.1.4 每年12月第四周第一个工作日，由华东电力调度交易中心发布次年网损因子结果；3.1.5 次年1月1日网损因子结果生效。3.2 华东电力调度交易中心负责网损因子计算条件及网损因子计算结果的发布。计算结果发布时包括：当年全网及各省市电网参考点设置，选取的典型方式及各方式权重说明，参与电力市场各机组对全网综合网损因子、各省市参考点对全网综合网损因子和机组对省市的综合网损因子。3.3 网损因子的修改3.3.1 网损结果一经生效原则上不得修正；3.3.2 市场主体可以启动争端解决机制要求对网损结果进行复核。3.4 监管机制3.4.1 华东区域电力市场网损计算和发布受华东电力市场监管机构监管；3.4.2 监管机构可以要求华东电力调度交易中心提供当年网损计算原始数据组织复核。3.4.3 省（市）参考点网损因子表及竞价机组网损因子表由华东电力调度交易中心在网站上公布。 2004年年度网损计算说明1 参考点