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        《四川省2019年省內電力市場化交易實施方案》的通知
        作者: 720電工網 發布于: 1年前


        各市(州)經濟和信息化主管部門、發展改革委(能源局),國家 電網公司西南分部、國網四川省電力公司、四川電力交易中心, 有關發電企業、售電公司、電力用戶:

        為深入貫徹落實黨的十九大精神和《中共中央國務院關于進 一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔20159號)以及省 委十一屆三次全會精神,深化供給側結構性改革,實現高質量發 展,推進能源生產和消費革命,積極穩妥推進電力市場建設,結合我省電力體制改革工作推進安排,經濟和信息化廳牽頭制定了 《四川省2019年省內電力市場化交易實施方案》?,F予以印發,


        四川省2019年省內電力市場化交易

        實施方案

        為深入貫徹落實黨的十九大精神和《中共中央國務院關于進 一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔20159號)以及省 委十一屆三次全會會議精神,深化供給側結構性改革,實現高質 量發展,推進能源生產和消費革命,構建清潔低碳、安全高效的 能源體系,積極穩妥推進電力市場建設,結合《四川省人民政府 關于深化四川電力體制改革的實施意見》(川府發〔201826號) 工作安排,特制定本方案。

        —、市場主體范圍

        (一)用電企業準入范圍。

        1. 四川省已核定輸配電價的供電區域內符合國家產業政策、 環保政策和節能減排政策的專變工業用戶,以及此外年購網電量 超過500萬千瓦時的一般工商業及其他專變用戶,按《四川省經 濟和信息化廳關于開展新增省內電力市場化交易用戶預注冊工作 的通知》(川經信電力〔201846號)要求,直接在四川電力交 易中心注冊即可進入市場。

        2. 全省范圍內擁有燃煤自備電廠的工業用電企業,在具備 條件的情況下可自愿參與自備替代交易。

        3. 201711日以后新建工業電鍋爐電窯爐和改造的工 業燃煤(油、柴、氣)鍋爐窯爐等電能替代項目,以及醫院、學 校、養老院新建電鍋爐和改造的燃煤(油、柴、氣)鍋爐等電能 替代項目,且單獨裝表計量的用戶。

        4. 2019年新投產的符合準入條件電力用戶,可根據用電類 別按程序進入市場,并參與本年度后續時期的交易。

        5. 未納入全省輸配電價核定范圍的地方電網企業,供電范圍 內的大工業用電量可按年建售電量中全部大工業用電量比例參加 交易,但一年內大工業用電量不得再執行建售電價,該地方電網 企業不得由售電公司代理參與交易。省屬及其他地方電網(輸) 配電價核定后,其網內符合準入條件的電力用戶可直接與發電企 業交易或通過售電公司代理參與交易。

        6. 按照《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的 若干意見》(中發〔20159號)配套文件《關于有序放開發用電 計劃的實施意見》規定:一產用電,三產中的重要公用事業、公 益性服務行業用電,以及居民生活用電優先購電。重要公用事業、 公益性服務包括黨政軍機關、學校、醫院、公共交通、金融、通 信、郵政、供水、供氣等涉及社會活動基本需求,或提供公共產 品和服務的部門和單位。因此,上述電力用戶暫不進入市場。

        7. 未與所在電網建立直接的供用電合同關系、未簽訂正式供 用電合同的用戶以及其所在電網與主網無直接結算關系的地方電 網內的用戶不納入2019年市場化交易范圍。

        (二)發電企業準入范圍。

        1. 西南網調調度電廠留川部分,2018年底之前并入四川主 網的統調統分水電企業、火電企業、風電和太陽能發電企業以及 天然氣分布式能源以熱(冷)定電余電上網部分。

        2. 風電和太陽能(光伏扶貧項目除外)主要參與豐水期居民 電能替代交易,可與相關企業按火電性質開展直接交易。

        3. 2019年新投水、火電和新能源發電機組及天然氣分布式 能源以熱定電余電上網部分,不得參與年度直接交易。但自投產 之日起,可參與月(周)增量交易,承接各類合同電量轉讓。其 中新投產的新能源機組自投產之日起應參與居民電能替代交易。

        (三)售電公司準入范圍。

        在四川電力交易中心完成市場注冊的售電公司。

        二、市場交易品種

        本市場化方案包括鋁電合作、跨省聯動、戰略長協、常規直 購、富余電量、低谷棄水、留存電量和關停補償交易。

        (一)鋁電合作交易。

        1. 參與范圍。2018年已參加鋁電長期戰略合作的省內電解 鋁企業。鋁電長期戰略合作交易包括鋁電直接交易、鋁電市場留 存交易。

        2. 交易電量。用電企業納入市場放開范疇的電量應全部參與 市場化交易,按照全水電配置,并結合直接交易、留存電量政策, 合理確定電解鋁企業鋁電直接交易電量、市場留存電量,具體方 案由省政府相關部門明確。發電企業參與鋁電直接交易的水電電


        量在計劃外單列。符合我省直接交易條件的水電企業均可參加。

        3. 交易方式。以年度交易為主,月(周)交易作為補充。年 度、月(周)交易采取雙邊協商方式進行,或通過掛牌交易形成。

        4. 交易電價。實行政府指導最低限價,發電企業與電解鋁企 業簽約電價不低于最低限價。

        5. 獎勵電量。年度交易結束后,經濟和信息化廳根據鋁電合 作交易簽約情況,結合年度戰略長協簽約價格水平,合理測算相 應電廠的獎勵電量,獎勵電量與電解鋁企業實際用電量掛鉤,實 行跨年滾動平衡調整。獎勵電量作為優先計劃,在豐水期(6-10 月)安排,獎勵電量優先執行,并不承擔相應的分攤以及返還費 用。

        (二)跨省聯動交易。

        1. 參與范圍。

        自愿參與的電能替代項目,經濟和信息化廳、省發展改革委 會同相關部門確定的可以參與跨省購電的重點優勢企業。

        2. 交易電量。

        用電企業納入市場放開范疇的電量應全部參與市場化交易。 發電企業參與跨省聯動交易的水電電量在計劃外單列。

        3. 交易方式。

        參與跨省聯動交易的用電企業實施全水電交易,可與省內水 電企業簽訂全年全水電交易合同。參與跨省聯動交易的水電企業, 可按照與其對應用電企業簽訂的枯水期交易電量額度的一定比例 獲得豐水期外送電量獎勵指標(其中電能替代項目按其枯水期全 部交易電量作為外送電獎勵指標)。

        跨省聯動以年度交易為主,月(周)交易作為補充,年度、 月(周)交易均采取雙邊協商方式進行。

        4. 交易電價。

        跨省聯動省內水電交易電量不限價,具體事項由經濟和信息 化廳另行明確。

        (三)戰略長協交易。

        1. 參與范圍。

        燃煤自備電廠停發替代企業,電能替代項目;原省經濟和信 息化委等四部門《印發〈關于進一步推進我省電力直接交易市場 化的指導意見〉的通知》(川經信電力〔2017361號)、原省經 濟和信息化委《關于組織收集直購電交易長期戰略協議的通知》 (川經信電力函〔2017858號)中確定的重點扶持企業;年用 電量達到2000萬千瓦時的大數據中心,2019年省政府新確定的 重點企業,新型電池、電解氫項目,具體名單由經濟和信息化廳、 省發展改革委會同相關部門確定。

        2. 交易電量。

        用電企業納入市場放開范疇的電量應全部參與市場化交易, 其中鋼鐵氯堿用電企業交易電量按照水火7:3的比例配置,其余 用電企業實施全水電交易。

        發電企業參與戰略長協直接交易的水電電量在計劃外單列。


        3. 交易方式。

        火電電量由交易平臺按月自動配置。水電電量以年度交易為 主,月(周)交易作為補充,年度、月(周)交易均采取雙邊協 商方式進行。

        年度交易未成交部分可采取平臺集中掛牌方式交易,供需比 不作限制。

        4. 交易電價。

        火電部分電價為當月火電優先計劃的加權電價,由四川電力 交易中心于每月底公布次月價格。如公告后政府調整火電優先計 劃,導致用于直購電交易的火電配置加權電價發生變化,產生的 偏差資金按四川電力交易指導意見,納入年度市場化交易不平衡 費用清算。

        水電部分電價不限價,由雙方自行協商。

        (四)常規直購交易。

        1. 參與范圍。

        未納入鋁電合作、跨省聯動、戰略長協直接交易的大工業用 戶,符合準入條件的一般工商業用戶。

        2. 交易電量。

        用電企業納入市場放開范疇的電量應全部參與市場化交易, 按照水火電量7:3的比例進行配置。

        發電企業參與常規直接交易的水電電量實行指標控制,在我 省年度電力電量計劃中進行明確,各水電企業年度交易電量上限 為其常規直接交易指標的1.1倍扣除留存電量。

        3. 交易方式。

        火電電量由交易平臺按月自動配置。為鼓勵綠色能源消費理 念,用電企業可自愿將火電電量置換為新能源,新能源配置比例 不低于用電企業月度交易電量的35%,新能源分月配置比例應保 持一致,采取雙邊協商方式交易。新能源發電企業參與市場后, 該部分交易電量中的豐水期電量仍應參與我省居民電能替代交 易。

        水電電量年度直接交易優先采取雙邊協商方式,未成交部分 采取復式競價撮合方式交易。

        月(周)交易全部采取復式競價撮合方式進行,供需比按照 1.2:1進行限制。

        4. 交易電價。

        火電部分電價為當月火電優先計劃的加權電價,由四川電力 交易中心于每月底公布次月價格。如公告后政府調整火電優先計 劃,導致用于直購電交易的火電配置加權電價發生變化,產生的 偏差資金按四川電力交易指導意見,納入年度市場化交易不平衡 費用清算。

        水電部分電價實行最低和最高限價,其中,年度雙邊交易全 年簽訂單一價格的,交易價格按原水電標桿上網電價0.288元/千 瓦時的上下浮動20%限價;年度雙邊交易簽訂分月價格的,交易 價格按0.288元/千瓦時執行豐枯浮動后上下浮動20%限價。年度


        集中競價按單一價格進行交易,水電價格按原水電標桿上網電價 0.288元/千瓦時的上下浮動20%限價。月(周)集中競價按分月 價格進行交易,水電價格按原水電標桿上網電價0.288元/千瓦時 執行豐枯浮動后上下浮動20%限價。

        (五)留存電量交易。

        1. 參與范圍。

        甘孜、阿壩、涼山三州民生用電;甘孜、阿壩、涼山三州和 雅安以及其“飛地園區”內符合國家產業政策,并納入2019年留存 電量實施范圍的大工業企業。具體名單由省政府相關部門認定。

        參與留存電量交易的發電企業為2018年底以前并入四川主 網的甘孜、阿壩、涼山、雅安統調統分水電企業。

        2. 留存電量實施方案由相關市(州)上報省發展改革委、經 濟和信息化廳批復,原則上應明確參與發電企業、電力用戶各水 期計劃,相關市(州)經濟和信息化主管部門和供電公司在水期 計劃范圍內確定分月計劃。發電企業參與留存電量交易的水電電 量納入常規直接交易指標進行控制。

        3. 四川電力交易中心根據政府計劃,按照最小配對方式對購 售方及電量進行配對,組織留存電量用戶和發電企業在交易平臺 進行交易確認,其中三州民生用電由屬地電網企業代理進行平臺 確認。發電側留存電量可在本州內發電企業之間進行轉讓,用戶 側留存電量經主管部門同意后,可通過交易平臺在本州內用戶(含 飛地園區用戶)之間進行調劑。

        (六) 富余電量交易。

        富余電量政策實施時間為20196-10月。

        1. 富余電量的確定。

        (1) 基數的確定。

        201810月底以前投產的工業用戶,以投產后2016-2018 年豐水期月均大工業用電量作為基數。

        2018111日及以后新投產或復產的工業用戶,以當月 實際大工業用電量的80%作為基數。其中,新投產的節能環保、 新一代信息技術、生物、高端裝備制造、新能源、新材料、新能 源汽車等戰略性新興產業企業以實際大工業用電量的60%作為基 數,該類用戶由市(州)經濟和信息化主管部門和供電公司共同 認定。

        基數電量及相關認定資料由國網四川省電力公司在年度交易 開始前統一提供給交易機構。

        (2) 增量的確定。

        用電企業在富余電量政策實施期間超過基數的部分為富余電 量。富余電量按月度進行計算,原則上用電企業每月申報電量應 超過]萬千瓦時。

        對未納入四川輸配電價核價范圍的地方電網企業,在優先結 算直接交易電量后再進行富余電量結算,所結算的市場化交易電 量不應超過下主網電量。.

        2. 交易方式。


        富余電量采取年度、月(周)復式競價撮合交易方式進行交 易,電量供需比按照1.2:1進行限制。

        根據實際需要,可開展受限斷面內富余電量專場交易,以鼓 勵斷面內新增負荷消納棄水電量,斷面內富余電量專場交易不限 價。

        3. 交易電價。

        富余電量到戶電價由交易價格、輸配電價和政府性基金及附 加組成,基本電費按國家電價政策收取。富余電量交易價格實施 最高和最低限價,限價范圍為0.10元/千瓦時上下浮動25%O

        (七)低谷棄水電量交易。

        低谷棄水電量政策實施時間為20196-10月。

        1. 參與范圍。

        已完成市場注冊但未參與常規直購電、鋁電合作、戰略長協、 跨省聯動、富余電量和留存電量交易的工業企業;電蓄冷空調項 目且單獨裝表計量的。 '

        2.交易電量。

        用電企業豐水期低谷時段實際用電量可參與低谷棄水電量交 易。低谷棄水電量實施全水電交易。

        3.交易方式。

        低谷棄水電量可采取年度雙邊協商和月(周)復式競價撮合 交易兩種方式進行交易。用電企業或售電公司可在年度交易時, 與發電企業簽訂低谷棄水電量雙邊協議。發電企業參與低谷棄水

        電量的水電電量在計劃外單列。

        月(周)低谷棄水電量交易全部采取復式競價撮合方式實施,

        電量供需比按照1.2:1進行限制。

        4. 交易電價。

        低谷棄水電量交易價格實施最高限價,限價范圍為不高于富 余電量交易最低限價。用電企業低谷時段棄水電量價格按照《四 川省發展和改革委員會關于明確大數據等相關用電輸配電價政 策的通知》(川發改價格〔2018416號)規定執行。其余電量 (高峰和平段)執行國家目錄電價,并執行豐枯、峰谷浮動?;?本電費按國家、省上電價政策收取。

        (八)關停補償交易。

        1. 政策依據。原省經濟和信息化委、省發展改革委、四川能 源監管辦、省能源局《關于印發四川省“十三五”期間關停統調統 分燃煤機組電量補償方案的通知》(川經信電力〔201813號)。

        2. 參與范圍。經濟和信息化廳在2019年年度電力生產計劃 中明確的關停燃煤機組;西南網調調度電廠留川部分,2018年底 之前并入四川主網的統調統分水電企業。交易價格。單位電量補償標準為0.08元/千瓦時(含6%增值稅)。


        ?交電量和國家批復電價向摘牌發電企業支付電費,其中補償資金按照代扣代付方式支付給關停補償燃煤電廠。

        三、有關要求

        (一) 發電企業相關要求。

        1. 發電企業應合理確定參與市場交易的能力,電力交易機構 將按相關規定對水電企業發電能力進行校核。

        2. 電力交易機構依據發電企業剩余能力對其分月交易電量進 行合規性校核后,提交調度機構進行安全校核。發電企業校核未 通過的電量,優先通過電廠雙邊協商進行合同電量轉讓,在規定 時間內未能完成轉讓的電量,通過平臺進行集中轉讓,集中轉讓 后依然沒有成交的電量,由電力交易機構通過交易平臺集中拍賣, 拍賣成交電價與原交易電價之間的價差,由原簽約電廠承擔。

        3. 各發電企業要積極參與市場交易,對串通報價等不正當競 爭行為,由相關部門依法對其進行調查處理并責令退出市場。

        (二) 電力用戶相關要求。

        1. 擬參加2019年交易的電力用戶,須在四川電力交易中心 完成注冊手續,注冊時須提交市(州)經濟和信息化主管部門出 具的電力用戶執行國家產業政策、環保政策和節能減排政策認定 依據,以及屬地供電企業提交的用電量、用電類別等認定依據。

        2. 電力用戶一旦參與市場交易,當年內不得退出市場。其中 年購網用電量500萬千瓦時以下的用戶必須通過售電公司代理, 參與零售市場交易。用戶選擇通過售電公司參與市場的,當年內 其全部市場化電量只能通過一家售電公司進行交易。年購網用電 量500萬千瓦時及以上的用戶可以選擇與一個或多個發電企業進 行直接交易。

        3. 自備電廠停發替代用戶的替代交易電量,須由市(州)經 濟和信息化主管部門、供電公司和用戶共同確定,并報國網四川 省電力公司核定后,提交四川電力交易中心。直接交易用戶參與 自備替代的,其核定自備替代交易電量之外的電量應參與直接交 易。

        4. 電能替代項目由市(州)政府相關部門和供電公司共同認 定,認定完成后項目實施主體自愿到四川電力交易中心注冊后納 入市場主體目錄,方可參加電能替代交易。

        5. 未納入四川輸配電價核價范圍的地方電網,供電范圍內用 電企業各月直接交易電量總和不得大于當月從主網下網電量。已 與國網四川省電力公司財務并表的控股公司不受此項條件約束。

        6. 參與市場化交易且與國網四川省電力公司存在電費結算關 系的用電企業(包括獨立地方電網)均應實現電量信息自動采集, 并將數據傳送至國網四川省電力公司用電采集主站。

        7. 參與市場化交易的用電企業不得拖欠電費,拖欠電費用戶 從次月起強制退出市場,三年內不得再進入市場,其市場化交易 電量由經濟和信息化廳商相關部門后安排處理。

        (三)售電公司相關要求。

        1.售電公司不可代理鋁電合作、留存電量用戶,不可代理關 停補償交易,暫不得代理未納入輸配電價核定范圍的建售區電網 企業及其網內電力用戶參與市場化交易。

        2. 售電公司不得代理發電企業售電,暫不得代理其他售電公 司購售電。

        3. 對于某一交易品種,售電公司與發電企業年度雙邊協商約 定的分月交易電量計劃與該售電公司參加年度集中交易申報的分 月交易電量之和,不得大于該交易品種售電公司與零售用戶簽定 的年度協議內分月交易電量計劃。

        4. 售電公司退市程序按《四川省售電公司管理辦法》要求 辦理,退市前應妥善處理好交易相關事宜。自愿退市的售電公司, 在申請退出之前應將所有已簽訂的購售電合同全部履行完畢或 轉讓給其他售電公司,并結清所有費用,妥善處理好其他相關事 宜。強制退市的售電公司,應按合同約定承擔相應違約責任,電 力交易機構受政府主管部門委托,對其與發電企業和電力用戶簽 訂的購售電合同予以整體掛牌轉讓、雙邊協商交易等市場化方式 處理。如市場化交易均未成交,電力交易機構和電力調度機構自 售電公司強制退市次月起,不再繼續執行其涉及的所有原購售電 合同,發電企業相關合同計劃作廢,電力用戶在通過其他售電公 司參與市場以前,其用電量按國家目錄銷售電價執行。

        (四)偏差調整及考核。

        交易電量偏差調整和考核按《2019年四川省電力交易指導意 見》實施。允許售電側批發用戶、售電公司之間開展合同電量轉 讓,為售電側防范偏差考核風險提供更多手段。經發用雙方同意, 可對年度雙邊協商交易后續月份的交易電量進行調減,并可同步 調整交易電價,以維護各方合理利益。

        按照《關于印發〈四川電力市場信息披露管理辦法>的通知》 (川監能市場〔2017130號)要求,發電企業、售電企業和批 發用戶應在年末向交易平臺報送次年分月發(用)電能力(需求) 預測、月末報送次月發(用)電能力(需求)預測信息。未報送 或報送不及時的,暫停其交易資格。

        四、 政策銜接注意事項

        (一) 參與直接交易的用電企業,如增量部分要參與富余電 量交易,須在年度交易時合理統籌平衡直接交易電量。

        (二) 留存電量用戶,如要參與直接交易和富余電量交易, 原則上應優先確定留存電量指標,然后根據剩余電量合理確定參 與直接交易和富余電量的空間。

        (三) 尚未納入全省輸配電價核定范圍的地方電網企業,按 規定參與直接交易、富余電量和低谷棄水電量交易形成的損益, 應全額傳導到符合條件的工業用戶。

        (四) 本實施方案中,售電公司參與市場交易與《四川省 售電公司參與電力市場交易指導意見(暫行)》的相關要求不一 致的條款,以本實施方案為準,其它按《四川省售電公司參與電 力市場交易指導意見(暫行)》執行。

        五、 組織實施及監督檢查

        (一)經濟和信息化廳牽頭負責直接交易、富余電量、低谷

        棄水電量等電力市場交易工作;省發展改革委牽頭負責電價政策 及留存電量政策有關工作;四川能源監管辦、省能源局負責做好 職責范圍內的相關工作;國網四川省電力公司、四川電力交易中 心負責具體組織實施。本方案相關政策以有部門具體行文為準。 市(州)各有關部門(單位)要嚴格把關,加強對企業執行國家 產業政策、環保政策和節能減排政策監督檢查,協調解決實施過 程中出現的矛盾和問題,及時將重大問題上報,對涉及產業政策、 環保政策和節能減排審查不嚴的部門,將進行追責。

        ,(二)國網四川省電力公司、四川電力交易中心應按月將實 施情況報經濟和信息化廳、省發展改革委、四川能源監管辦、省 能源局等部門。經濟和信息化廳根據進度完成情況,會同省級相 關部門對有關事項作調整。

        (三)涉價事宜按價格主管部門有關價格政策執行。其他事 項按照國家有關規定和《2019年四川電力交易指導意見》執行。

        《實施方案》印發后,國家出臺有關政策的,按照國家有關規定 執行。


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