京津唐电力直接交易组织流程

1、京津唐电力直接交易组织流程2018年7月电力直接交易背景京津唐电网概况京津唐直接交易流程相关建衣京津唐电力直接交易开展情况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（9号文）电力体制改革配套文件/关于推进输配电价改革的实施意见/关于推进电力市场建设的实施意见/关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见/关于有序放开发用电计划的实施意见/关于推进售电侧改革的实施意见关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见时段地区交易形式用户数成交电量（亿干瓦时）11-12月北京双边代理12411-12月天津双边241511-12月冀北双边9522合计11961注1:国网北京电力代理北京远郊区非居民用户

2、。逐竣就时段地区交易形式用户数成交电量（亿干瓦时）25月北京挂牌76.753月北京挂牌2.54742月天津双边5853.17742月冀北双边22790.64合计285223.1注1:国网北京电力代理北京远郊区非居民用户；2:国网北京电力代理北京煤改电居民用户。时段地区交易形式用户数成交电量（亿干瓦时）牛6月天津双边5836.64牛6月冀北双边21967.65合计277104.29市场交易主体明显增加电力用户119家277家发电单位20万干瓦以上机组,50家发电企业售电公司首次参加交易,143家379家准入有效节约用户购电成本2016年，节约用电成本约4.3亿元,其中国网北京电力代理远郊区非居民

3、用户，节约用电成本约1.69亿元2017年，节约用电成本约11.92亿元,其中国网北京电力代理远郊区非居民用户及煤改电用户交易，节约用电成本约5.56亿元。2电力直接交易背景京津唐电网概况京津唐直接交易流程相关建衣电力系统特点到各用户。将自然界的一次能源通过发电动力装置转化成电能，同时经输电、变电和配电将电能供应瞬间完成电能生产与消费发电输电变电配电用电.电能的特点是传输速度快（光速）电力系统是人类创造的最复杂系统，现代社会对电力依赖程度非常高，历次大面积停电均对社会、经济、安全等方面带来灾难性影响。电力行业是技术密集型产业，需要用复杂先进的轄技术囲亍调度运行电力行1业是投资密集型行业,电网技

4、术装备多，投资量大受交流电网传输特性、历史成因、资源禀赋等方面影响，交流电网往往不受行1政区划分限制，实施跨省跨区规划、建设、运营和调度管理发电和用电需保持实时平衡（频率保持50Hz）华北电网位置覆盖京、津、冀、晋、鲁、蒙六个行政区，供电面积171万平方公里世界最大的交流同步电网之一华北电网结构华北电网历年日负荷曲线最高负荷2.17亿干瓦，全国第二华北电网规模山东电网负荷7204装机8847京津唐电网负荷6284/、装机7765蒙西电网负荷2636装机6427山西电网负荷2756装机7750河北南网负荷3553装机3349全网装机容量3.41亿干瓦，全国第京津唐电网的特殊性京津唐电网由北京、天

5、津、冀北五市所在电网以及山西、内蒙、东北辽宁地区点网电厂组成。建国以来，始终坚持“华北保京津唐、京津唐保北京“的原则,统T&划、统一建设、统一调度、统一运营,以保障首都安全可靠供电为目标规划、建设、运营京津唐电网。北京是京津唐电网的核2区域，70%以上的电力从京津唐电网受入。从历史沿革来讲，华北电网是以京津唐电网为核心，以保障北京安全可靠供电为目标，与周边电网逐步相联,优化统筹京津唐周边电力资源,从而形成的统-的交流同步电网。京津唐电网是全国唯一跨行政区的省级电网北京安全稳定可靠供电是最大的政治使命北京地区电漉吉构单一且装机容量较小，仅占最高负荷的30%左右且调节能力严重不足，然而北京电网作为

6、典型的城市型电网，负荷峰谷差大，季节性明显。因此，北京电网仅靠自身发电机组难以调节且无法抵御电网事故的冲击。京津冀北及周边地区资源与负荷分布不平衡，需要统一进行协调管理冀北地区新能源发展迅猛，需要京津唐全网进行消纳京津唐电网统一调度、统一管理的优势京津唐电网规模60002015201630002月3月4月6片8片9月10月12(乍5唱2017京津唐电网最大负荷6284万干瓦在全国省级电网负荷规模中仅次于广东、江苏、山东、浙江四省排名第五位京津唐电网的历史使命京津唐电网倉安照交流电网运行规律、电网发展规律一体化建设和运行的跨行政区的省级电网京津唐电网是保证北京首都安全可靠供电的坚强后盾京津唐电网

7、为促进环渤海湾京津冀北经济发展发挥了不可替代的重要作用京津唐电网的负荷特性夏季高峰冬季高峰京津唐电网的负荷特性春季、秋季负荷小，夏季、冬季负荷大，节假日（春节、五一、中秋、十一节日负荷特性明显）负荷小。安排发输变电设备在低负荷时段进行检修，因此有春检、秋检、节检的说法。年度最大负荷一般出现在夏季，年度最小负荷出现在正月初二、初三。夏季、冬季负荷受天气、气温、湿度影响大。特别是夏季降水、气温变化大,负荷波动较频繁、幅度也较大，夏季负荷曲线锯齿特点明显。京津唐电网的负荷特性京津唐电网典型日负荷曲线春季夏李秋季冬李0123456789101112131415161718192021222355005

8、0004500400035003000京津唐电网夏季降雨前后负荷2011-8-92011-8-10日上午较热z最大负荷4807万千瓦z下午雷阵雨,01234567891011121314151617181920212223而后晚峰负荷随气温明显下降。2011-8-1150004800460044004200400038003600340032003000交易规则与依据电力直接交易背景京津唐电网概况3京津唐直接交易流程相关建衣京津唐电网电力中长期交易暂行规则（华北监能市场201刀543号）京津唐电网电力中长期交易偏差处理与考核管理暂行办法（华北监能市场（2018）86号）赧圈II宓翳严8年电力氓

9、易工作的通工作方案的通知河北省发展和改革委员会关于印发冀北电网2018年电力哥妾交易A交易组织/北京电力交易中心、首都电力交易中心、天津电力交易中心、冀北电力交易中心/华北电力调控分中心、北京电力调控中心、天津电力调控中心、冀北电力调控中心A交易品种/直接交易（年度、月度）、跨省跨区交易（优先）、合同电量转让交易（避险机制）、辅助服务补偿机制（现行）。A交易模式/电力批发交易和电力零售交易。价格机制/取消价差传导模式，统一采用输配电价模式。/省级输配电价。/华北电网输电价格。A市场参数/每年11月底前公布。/取消限价系数P。/调整网内容量剔除系数T1。将原容量剔除系数从0.5降低至0.3,减少

10、参与交易对计划电量的影响，进一步调动发电企业参与交易的积极性。/增设外送容量剔除系数T2=0.05o参与外送交易的发电企业，仍需承担区内容量保障义务，为减轻发电企业负担，设置较小的外送容量剔除系数。/发电机组电量上限系数K=1.3O（C类机组不设定电量上限）A偏差处理与考核/主体：交易单元。/偏差处理：交易电量计划分解调整、合同电量转让交易；合同电量转让暂开放发电狈|J,可通过自主协商或挂牌的方式；时间要求每日18日前。/偏差考核：负偏差考核，免考范围5%,发电侧可滚动。/考核标准：年度双边协商交易电厂侧加权平均成交价格的20%o/正偏差处理：发电计入年度计划，用户执行目录电价。/免考申请：提

11、交免考佐证材料，省（市）电力运行主管部门认定。/发电年度计划容量扣减。TA售电公云市场成员准入发电企业：京津唐电网依法取得电力业务许可证（发电类），符合国家产业政策、国家规定的环保设施正常投运目达到环保标准要求的省级电网及以上统调发电企业和其他经地方政府审查公示准入的发电企业。电力用户：经地方政府电力主管部门准入并公示无问题的电力用户。s）售电公司：符合售电公司准入与退出管理办法和地方政府有关规走,按照一承诺.一注册一公示.三备案的流程注册合格的售电公司，可参与允许售电公司入市地区的市场化交易。交易规模、会同地方政府电力主管部门、省电力公司、电力用户,预测交易周期各电力用户用电量,汇总后提交北

12、京电力交易中心。汇总省电力交易中心提供的电力用户用电窗页测，按照政府部门确定的省内、省外交易规模比例，确定各省交易电量规模及与省内、省外交易电量规模。交易上限电厂侧直接交易电量上限匚为保证市场平稳过渡，对各电厂削妾交易电量设置上限;区内电厂直接交易电量上限二电厂容量/区内准入电厂总容量X区内直接交易电量规模xK;区外电厂盲接交易电量上限二电厂容量/区外准入电厂总容量X区夕卜直接交易电量规模xK;K为电量上限系数，目前取值L3;若电厂申报創妾交易电量合计超出其上限，则按照交易确认时间优先的原则进行削减（交易确认时间相同按申报电量等比例出清）。售电公司直接交易电量上同一投资主体（含关联企业）所属的

13、售电公司，参与冀北地区盲接交易电量总量不应超过冀北地区直接交易电量规模的8%若售电公司参与交易电量超出规模上限，则按照交易确认时间优先的原则进行削减（交易确认时间相同按申报电量等比例出清）。扣除电厂年度计划电量剔除年度计划发电容量匚年度计划电量分配剔除容量二电厂胃接交易上网电量/（1电厂上年度综合厂用电率）/上年度该电厂平均利用小时数xT；T为容量剔除系数，目前取值0.3。利用小时口径为计划电量、直接交易电量,不含替代交易电量等其他交易类型对应利用小时。交易价格发电企业直接交易上网电价为双边协商的直接交易价格。用户直接交易购电价格由盲接交易价格、用户所在省、级电网输配电价（含网损）、华北电网输

14、电价格（两部制）、购售电服务价格（仅对通过售电公司代理的用户）、政府性基金及附加组成。省级电网输配电价（含网损）参见国家发改委批复的输配电价文件,华北电网输电价格参见国家电网公司发布的输电价格公告。Z政府基金及附加具体标樹安国家有关政策执行。对于两部制电价用户,基本电价仍按现行规定标潤丸行。3交易价格A国家发展改革委关于核定区域电网2018-2019年输电价格的通知（发改价格2018224号）/北京地区用户承担华北电网容量电价：51元/兆瓦时;华北电网电量电价10元/兆瓦时，华北电网综合线损率2.72%oA国家发展改革委关于北京电网2017-2019年输配电价的通知（发改价格20162836号

15、）附件2017-2019年北京电网输配电价表项目电度电价（元/千瓦时）基本电价不満1千伏】T0千伏35千伏110千伏220千伏最大需忆（元/千瓦月）变压器容址（元/千伏安月）傲工商业及其他用电0.46740.45050.42630.37950.3395大工业用电0.19560.17510.15080.14934832i表中电价含增值税.线损及交叉补贴,不含政府性基金及附加.歩与电力山场化交易的电力用户输配电价水平按上农价格执厅并按规定征收政府性腿金及附加.政府性垂金及附加的典体彷收标准以比行朮谄件电价表中如收标准为准II：他电力用户继埃执行現打口求fff售电价政策.仁20172019网北京方电

16、力公司综合线揃率按688计算.实际运行中线损率趙过6.88%帝來的风厭由国相北京市电力公司章抓低J6.H8W來的收益山W网北京市电力公同和电力用户#分乍50%用户侧电价二直接交易电价（电厂上网电价）+北京电网输配电价（含线损及交叉补贴）+华北电网容量电价+华北电网电量电价+华北电网线损折价+政府基金及附加。其中，华北电网线损折价二直接交易电价X华北电网综合线损率/（1-华北电网综合线损率）。举例：假设北京某用户为220kV大工业用户，则对应北京电网输配电价（含线损及交叉补贴）为149.3元/兆瓦时，若与某京外电厂协商直接交易电价为330元/兆瓦时，则用户侧电价为：用户侧电价（不含政府基金附加）

17、=330+149.3+51+10+330*2.72%/（1-2.72%）=549.53元/兆瓦时。对于通过售电公司购电的电力用户，用户侧电价在上述公式外，还需叠加购售电服务价格。交易方式售电公司代理用户市场主体自主协商（双边）发电企业电力用户代理用户交易出清市场主体申报双边交易意向发电企业申报交易意向交易平台电力用户售电公司确认交易意向用户或售电公司与所属省电力公司调度电厂交易意向在省交易平台申报确认,与其他电厂交易意向在北京交易平台申报确认。交易意向包括双方交易单元、交易价格、交易电量、分月电量计划。交易意向一经确认，不得变更。第一阶段发电企业和电力用户（售电公司）分别按照上述要求申报和确认

18、；北京电力交易中住充一;匚总区内和区夕卜交易意向,按照天津、冀北区内、区夕卜交易电量规模上限，按照交易确认时间优先的原则出清形成第一阶段无约束交易结果，交易确认时间相同则按申报电量等比例出清；电力交易中心发布第一阶段无约束交易结果，同时公布区内或区外剩余交易电量。意向申报前,发电企业和电力用户（售电公司）根据第一阶段区内或区夕卜剩余的交易电量，开展第二轮双边协商,并在第二阶段申报和确认达成的交易意向，只能申报第一阶段还有剩余交易电量的交易意向；第二阶段无约束出清原则与第一阶段相同;电力交易中心汇总两个阶段无约束交易结果，提交调度机构安全校核。安全校核交易意向安全校核交易意向调度机构对受约束交易意向进行裁减,直至满足安全约束条件发布结果公开信息私有信息交易结果发布市场成交总电量双边成交名单及电量双边成交电价信息合同签订交易组织前