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重磅!国家发 改委推进光伏参与市场化交易

发布时间:2018年07月19日 点击次数:3,205 次

近日,国家发展改革委、国家能源局下发《关于积 极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》(以下简称通知)。通知指出,为促进清洁能源消纳,支持电力用户与水电、风电、太阳能发电、核电等 清洁能源发电企业开展市场化交易。抓紧建 立清洁能源配额制,地方政 府承担配额制落实主体责任,电网企 业承担配额制实施的组织责任,参与市 场的电力用户与其他电力用户均应按要求承担配额的消纳责任,履行清 洁能源消纳义务。

通知明 确在确保 供电安全的前提下,完善和创新交易规则,推进规划内的风电、太阳能 发电等可再生能源在保障利用小时数之外参与直接交易、替代火 电发电权交易及跨省跨区现货交易试点等,通过积 极参与市场化交易,增加上网电量,促进消纳。各地要 结合实际合理确定可再生能源保障利用小时数,做好优 先发电保障和市场化消纳的衔接。

此外,有序开 展分布式发电市场化交易试点工作,参与交 易的应科学合理确定配电电价。

2018年放开煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业 电力用户发用电计划,全电量参与交易,并承担清洁能源配额。

政策原文如下:

发改运行〔2018〕1027号

各省、自治区、直辖市发展改革委、经信委(工信委、工信厅)、能源局、物价局,国家能 源局各派出能源监管机构,国家电网有限公司、中国南 方电网有限责任公司,中国华 能集团有限公司、中国大 唐集团有限公司、中国华 电集团有限公司、国家电 力投资集团有限公司、中国长 江三峡集团有限公司、国家能 源投资集团有限责任公司、国家开 发投资集团有限公司、中国核 工业集团有限公司、中国广 核集团有限公司、华润集团有限公司:

习近平 总书记在中央经济工作会议上强调指出,2018年要加 快电力市场建设,大幅提 高市场化交易比重。李克强 总理在政府工作报告中提出加快要素价格市场化改革。为全面 贯彻党的十九大和十九届二中、三中全会精神,以习近 平新时代中国特色社会主义思想为指导,认真落 实中央经济工作会议和政府工作报告各项部署,继续有 序放开发用电计划,加快推 进电力市场化交易,完善直接交易机制,深化电力体制改革,现就有 关事项通知如下。

一、提高市 场化交易电量规模

(一)各地要 总结电力市场化交易工作经验,结合实际,进一步 加快推进电力体制改革,加快放开发用电计划,加快放 开无议价能力用户以外的电力用户参与交易,扩大市场主体范围,构建多 方参与的电力市场,大幅提高市 场化交易电量规模,统筹协 调好扩大市场化交易规模和放开发用电计划。开展电 力现货市场试点地区,可根据 实际设计发用电计划改革路径。

(二)各地应结合实际,统筹发 用电侧放开节奏,做好供需总量平衡,进一步 明确放开各类发电企业、电力用 户和售电企业进入市场的时间,明确放开比例,制定具体工作方案,并进一 步完善和规范参与市场化交易的发电企业、电力用 户和售电企业等市场主体准入标准、准入程序和退出机制,向社会公布。

(三)各地要 取消市场主体参与跨省跨区电力市场化交易的限制,鼓励电 网企业根据供需状况、清洁能 源配额完成情况参与跨省跨区电力交易,首先鼓 励跨省跨区网对网、网对点的直接交易,对有条件的地区,有序支持点对网、点对点直接交易,促进资 源大范围优化配置和清洁能源消纳。北京、广州两 个电力交易中心要积极创造条件,完善规则,加强机制建设,搭建平台,组织开 展跨省跨区市场化交易。

(四)为促进清洁能源消纳,支持电力用户与水电、风电、太阳能发电、核电等 清洁能源发电企业开展市场化交易。抓紧建 立清洁能源配额制,地方政 府承担配额制落实主体责任,电网企 业承担配额制实施的组织责任,参与市 场的电力用户与其他电力用户均应按要求承担配额的消纳责任,履行清 洁能源消纳义务。

二、推进各 类发电企业进入市场

(一)加快放 开煤电机组参与电力直接交易,《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》(中发〔2015〕9号)文件颁 布实施后核准的煤电机组,原则上 不再安排发电计划,投产后 一律纳入市场化交易,鼓励支 持环保高效特别是超低排放机组通过电力直接交易和科学调度多发电。

(二)在统筹 考虑和妥善处理电价交叉补贴的前提下,有序放 开水电参与电力市场化交易。消纳不受限地区,根据水 电站多年平均或上年实际发电能力,综合考 虑外送和本地消纳,安排优先发电计划,在保障 优先发电优先购电的基础上,鼓励水 电积极参与电力市场化交易。水电比 重大或消纳受限地区,可根据 实际情况有序放开水电,扩大水 电参与市场化交易比例。进一步 完善优先发电优先购电制度,建立水 电等优质电源优先采购机制,提升对居民、农业等 优先购电用户的保障能力。

(三)在确保 供电安全的前提下,完善和创新交易规则,推进规划内的风电、太阳能 发电等可再生能源在保障利用小时数之外参与直接交易、替代火 电发电权交易及跨省跨区现货交易试点等,通过积 极参与市场化交易,增加上网电量,促进消纳。各地要 结合实际合理确定可再生能源保障利用小时数,做好优 先发电保障和市场化消纳的衔接。

(四)拥有燃 煤自备电厂的企业按照国家有关规定承担政府性基金及附加、政策性交叉补贴、普遍服务和社会责任,取得电力业务许可证,达到能效、环保要求,成为合格市场主体后,有序推 进其自发自用以外电量按交易规则参与交易。为促进 和鼓励资源综合利用,对企业 自发自用的余热、余压、余气发 电等资源综合利用机组,继续实 施减免系统备用费和政策性交叉补贴等相关支持政策。

(五)在保证安全的情况下,稳妥有 序推进核电机组进入市场,在保障 优先发电计划外,鼓励核 电机组通过参与交易实现多发。

(六)有序开 展分布式发电市场化交易试点工作,参与交 易的应科学合理确定配电电价。

(七)参与交易的发电企业,其项目的单位能耗、环保排放、并网安 全应达到国家和行业标准。不符合国家产业政策、节能节水指标未完成、污染物 排放未达到排放标准和总量控制要求、违规建设、未取得 电力业务许可证(依法豁免许可的除外)等发电企业不得参与。

三、放开符 合条件的用户进入市场

(一)在确保电网安全、妥善处 理交叉补贴和公平承担清洁能源配额的前提下,有序放 开用户电压等级及用电量限制,符合条件的10千伏及 以上电压等级用户均可参与交易。支持年用电量超过500万千瓦 时以上的用户与发电企业开展电力直接交易。2018年放开煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业 电力用户发用电计划,全电量参与交易,并承担清洁能源配额。

(二)支持高新技术、互联网、大数据、高端制 造业等高附加值的新兴产业以及各地明确的优势特色行业、技术含 量高的企业参与交易,可不受 电压等级及用电量限制。

(三)支持工业园区、产业园 区和经济技术开发区等整体参与交易,在园区 内完成电能信息采集的基础上,可以园区为单位,成立售电公司,整体参与市场化交易。园区整 体参与交易的偏差电量,可探索 建立在园区企业中余缺调剂和平衡的机制。

(四)条件允许地区,大工业 用户外的商业企业也可放开进入市场,可先行放开用电量大、用电稳定的零售、住宿和 餐饮服务行业企业(例如酒店、商场等),并逐步放开商务服务、对外贸易及加工、金融、房地产 等企业参与交易。

(五)在制定 完善保障措施的条件下,稳妥放开铁路、机场、市政照明、供水、供气、供热等 公共服务行业企业参与交易。

(六)结合电 力市场建设进度,鼓励和 允许优先购电的用户本着自愿原则,进入市场。

(七)各地可 以结合实际情况,自行确 定用户电压等级及用电量限制,扩大放开的范围,新增大 工业用户原则上通过参与交易保障供电。参与市 场交易的电力用户,其单位能耗、环保排放应达到标准。

四、积极培 育售电市场主体

(一)积极推 进售电企业参与交易,售电企 业履行相关程序后,可视同 大用户与发电企业开展电力直接交易,从发电 企业购买电量向用户销售,或通过 交易机构按规则参与各类交易。规范售 电公司经营行为,鼓励售 电公司依靠降低成本和提供增值服务参与竞争。

(二)鼓励供水、供气、供热等 公共服务行业和节能服务公司从事售电业务。鼓励电能服务商、负荷集成商、电力需 求侧管理服务商等扩大业务范围,帮助用 户开展电力市场化交易。

(三)积极支 持各类售电公司代理中小用户参与交易,帮助用 户了解用电曲线,探索建 立对售电企业的余缺调剂平衡和偏差考核机制,提高市场化意识,减少市场风险。

五、完善市场主体注册、公示、承诺、备案制度

(一)发电企业、电力用 户和售电企业等市场主体需在电力交易机构注册成为合格市场主体;交易机 构提供各类市场主体注册服务,编制注册流程、指南,对市场 主体进行注册培训。

(二)发电企业、电力用 户按要求和固定格式签署信用承诺书,向交易 机构提交注册材料,并对提 交材料的真实性、准确性、合规性和完备性负责,交易机 构收到企业提交的注册申请和注册材料后,原则上在7个工作 日内完成材料完整性核验,注册自动生效。售电企业按《售电公 司准入与退出管理办法》有关规定进行注册。

(三)发电企业、电力用 户和售电企业等市场主体完成注册程序后,纳入市场主体目录,获得交易资格。交易机 构按期将市场主体注册情况向能源监管机构、省级政 府有关部门和政府引入的全国性行业协会、信用服务机构备案,对市场 主体目录实施动态管理。

六、规范市 场主体交易行为

(一)电力企业、电力用 户和售电企业注册成为合格市场主体后,自愿在 电力交易平台按照批准和公布的交易规则参与各类交易,遵守有关规定,服从统 一调度管理和市场运营管理,接受政 府有关部门监管。市场主 体选择进入市场,在3年内不可退出,通过市 场竞争形成价格。各地区 有关部门要最大限度减少对微观事务的干预,充分尊 重和发挥企业的市场主体地位,不得干 预企业签订合同,不得强 制企业确定电量和电价,不得干扰合同履行,不得实行地方保护。

(二)发电企业与电力用户、售电企 业进行直接交易的,为保障公平竞争,电力交 易机构应开展对市场交易的审核,市场主 体要严格执行包含政府性基金及附加和政策性交叉补贴在内的输配电价,要切实 承担清洁能源配额,落实优先购电责任,有关情 况及时报告各地政府相关部门。

(三)电力用 户原则上应全电量参与电力市场,可自主 选择向发电企业直接购电或向售电企业购电。

(四)发电企业与电力用户、售电企 业进行直接交易的,应按市 场交易规则和电网企业签订三方购售电合同,明确相 应的权利义务关系、交易电量和价格、服务等事项,鼓励签订1年以上中长期合同,可由各 地组织集中签订,也可自行协商签订,签订的 合同由电力交易机构汇总和确认,由电力 调度机构进行安全校核。鼓励各 地根据实际情况规范直接交易合同,推荐交 易双方按统一合同样本签订中长期交易合同。

(五)电力交 易机构要加强自身能力建设,搭建公开透明、功能完善、按市场 化方式运行的电力交易平台,发挥市 场在能源资源优化配置中的决定性作用。要切实 发挥好电力交易机构在市场交易核查工作中的第三方监管作用,保证各 类主体市场交易行为有序规范。

七、完善市 场化交易电量价格形成机制

(一)促进输 配以外的发售电由市场形成价格,鼓励交 易双方签订中长期市场化交易合同,在自主自愿、平等协商的基础上,约定建立固定价格、“基准电价+浮动机制”、随电煤 价格并综合考虑各种市场因素调整等多种形式的市场价格形成机制,分散和降低市场风险。电力用户的用电价格,由三部分相加组成,包括与发电企业、售电企 业协商定价机制确定的价格、政府有 关部门明确的输配电价(含损耗)和政府性基金及附加。

(二)协商建立“基准电价+浮动机制”的市场化定价机制,基准电 价可以参考现行目录电价或电煤中长期合同燃料成本及上年度市场交易平均价格等,由发电 企业和电力用户、售电企 业自愿协商或市场竞价等方式形成。

在确定 基准电价的基础上,鼓励交 易双方在合同中约定价格浮动调整机制。鼓励建 立与电煤价格联动的市场交易电价浮动机制,引入规范科学、双方认 可的煤炭价格指数作参考,以上年 度煤炭平均价格和售电价格为基准,按一定 周期联动调整交易电价,电煤价 格浮动部分在交易双方按比例分配。具体浮 动调整方式由双方充分协商,在合同中予以明确,浮动调 整期限应与电煤中长期合同的期限挂钩。

(三)探索建 立随产品价格联动的交易电价调整机制。生产成 本中电费支出占比较高的行业,交易双 方可参考产品多年平均价格或上年度价格,协商确 定交易基准电价、基准电 价对应的产品价格、随产品 价格联动的电价调整机制等,当产品 价格上涨或下降超过一定区间或比例时,电价联动调整,由交易 双方共同承担产品价格波动的影响。

(四)交易双 方签订年度双边合同后,可探索 建立与月度集中竞价相衔接的价格浮动调整机制,根据月度竞价结果,由双方自主协商,对双边 合同价格进行调整确认。

(五)探索建 立高峰用电市场化机制。积极推 进电力现货市场建设,通过市 场化机制形成不同时段价格,补偿高峰电力成本;现货市场建立前,参与市 场化交易的电力用户应执行峰谷电价政策,合理体 现高峰用电的成本和价值差异。

(六)2018年放开煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业 电力用户发用电计划,全电量参与交易,通过市 场化交易满足用电需求,建立市 场化价格形成机制。具体实施方案见附件。

八、加强事中事后监管

(一)政府有 关部门要有针对性地制定和完善相关法规政策,加强制度建设,着力保 障电力市场健康运行。发电企业、电力用 户和售电企业要牢固树立法律意识、契约意识和信用意识,合同一 经签订必须严格履行。地方经 济运行部门会同有关部门和单位对电力市场化交易合同履行情况实行分月统计,发挥大数据平台作用,电力直 接交易相关信息纳入平台管理。能源监 管机构对市场主体履行合同和执行市场运行规则等情况进行监管。

(二)各相关 部门要建立健全交易合同纠纷协调仲裁机制,对市场 主体在合同履约过程中产生的纠纷及时进行裁决,营造公 平公正的市场环境,坚决避 免因合同纠纷造成用户可靠供电受到影响,妥善解 决因不可抗力因素造成合同难以执行等问题,避免市 场主体受到不公平待遇。

九、加快推 进电力市场主体信用建设

国家发展改革委、国家能 源局会同有关方面加快推进电力市场主体信用体系建设,针对不 同市场主体建立信用评价指标体系,引入全国性行业协会、信用服 务机构和电力交易机构,建立信用评价制度,开展电 力直接交易数据采集工作,实行市 场主体年度信息公示,实施守 信联合激励和失信联合惩戒机制,强化信用意识,限制有 不良信用记录的市场主体参与电力市场化交易。建立完善红名单、黑名单制度,对于遵法守信,信用评 价良好以上的市场主体,纳入红名单,研究给 予同等条件下市场交易优先等激励措施;对于违 反交易规则和有失信行为的市场主体,纳入不良信用记录,情节特 别严重或拒不整改的,经过公 示等有关程序后,纳入失信企业黑名单;强制退出的市场主体,直接纳 入失信企业黑名单。

 

 

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