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华中电力市场建设方案(征求修订意见稿)
2006年元月22日
依据《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》(国发[2002]5号)精神,按照国家电力监管委员会《关于开展华中电力市场建设工作的通知》(电监市场[2005]8号)要求,为推进华中电力市场建设,结合华中区域电力发展实际,提出华中电力市场建设方案。
一、华中电力系统概况
华中电网覆盖湖北、河南、湖南、江西、四川、重庆六省(市),以湖北为中心,通过500千伏跨省线路东连江西、西接重庆和四川,南北分别与湖南、河南贯通,是我国最早实现省间500千伏互联的区域电网。华中电力系统供电面积约138万平方公里,占全国国土面积的13.5%,供电服务人口3亿8千多万,约占全国总人口的30%,是全国供电人口最多的区域电力系统。
(一)现状
截至2005年底,华中地区统调装机总容量为81848兆瓦(含三峡9800兆瓦),其中水电34875兆瓦,占统调装机总容量43%;火电46973兆瓦,占统调装机总容量57%。2005年华中地区全社会用电量4490亿千瓦时,同比增长11.89%;统调用电量3442亿千瓦时,同比增长14.10%;统调最大负荷5959万千瓦,同比增长15.17%。
华中地区有500千伏线路92条,总长11409千米;500千伏变电站(包括升压站、换流站、开关站)46座,500千伏变压器97台,总容量为63865兆伏安;220千伏线路总长43955千米
随着三峡电厂和500千伏输变电工程的建设投产,以及全国联网规划的实施,华中电网先后与华东、南方、华北、西北电网相联,逐步成为“西电东送,南北互供,全国联网”的枢纽。
(二)主要特点
华中地区能源资源分布极不均衡,区域内94%以上的水能资源分布在四川、湖南和湖北三省,82%的煤炭资源分布在河南省。资源分布特点决定了电源结构差异性,具备水火互补优势。
由于各省(市)用电构成、南北气候条件、东西地理时差等因素影响,华中各省(市)年最高用电负荷出现的时段不一致,日最高负荷出现的时间也不相同,省间错峰效益显著。
华中各省(市)经济增长速度、人均国民生产总值、物价水平基本相当。华中电网鄂渝、鄂豫之间输电能力相对需求比较薄弱,电网结构有待优化和完善,区域内各省(市)购售电价格水平也存在一定差异。
(三)跨区跨省电能交易情况
“八五”和“九五”期间,原华中四省(湖北、河南、湖南、江西)之间有一定的计划电量交换,2001年开始计划外交易。2002年跨区跨省交易电量58.08亿千瓦时,占统调用电量的3.5%; 2003年,四川、重庆纳入华中电网后,跨区跨省交易电量136.67亿千瓦时,占统调用电量的5.3%;2004年跨区跨省交易电量134.10亿千瓦时,占统调用电量的4.4%;2005年跨区跨省交易电量207.23亿千瓦时,占统调用电量的6.0%。跨区跨省电能交易,有力地缓解了华中各省(市)电力供应紧张局面,减少了拉闸限电,促进了资源优化配置。
(四)电力供需形势
华中地区电力供需形势总体经历是:1996年以前,长达二十年之久一直处于供不应求状况; 1996年下半年开始,供求矛盾趋于缓和,1997年-2000年从局部地区、局部时段直至整个区域逐步显现供过于求的局面;2001-2003年供求基本平衡,季节性、时段性电力供应开始紧张;由于缺煤少水,2004年六省(市)均处于严重缺电局面,拉闸限电时间长、范围广;2005年全网供需基本平衡,但季节性、地区性、时段性缺电依然存在,其中1、2月份由于缺煤少水,拉限电量比较多,而夏季仅尖峰时段出现短时电力不足,有少量让峰限电。
预计2006年及以后,华中地区电力供需形势逐步趋向供大于求的局面。
二、华中电力市场建设的指导思想和原则
(一)指导思想
遵循社会主义市场经济发展规律和电力系统运行规律,依据国家电力体制改革方案的总体部署,按照国家电力监管委员会关于建立区域电力市场的总体要求,借鉴国内外电力市场建设的成功经验,紧密结合华中电网的实际,平稳起步,逐步推进,建成在电力监管机构监管下的统一开放、竞争有序、公平高效的电力市场。
(二)基本原则
1、确保安全、可靠供电。保证电力系统的安全稳定运行,最大限度地满足电力用户的用电需求,积极稳妥地建设华中电力市场。
2、总体设计、平稳起步。统一规划市场布局,统一制定市场规则,统一规范市场技术标准。按照电力体制改革进程,紧密结合华中电力工业实际,科学制定市场建设的长远目标和阶段目标,根据电力市场不同的发展阶段,确立相应的市场模式和运营方式,平稳起步,逐步推进。
3、统筹兼顾、协调发展。妥善处理好电力市场与政府、电力企业、电力用户之间的关系,促进华中地区电力和经济社会协调发展。
4、促进区域资源优化、公平配置。贯彻和执行国家有关能源和环保政策,通过市场机制,
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