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鑫泰周报 | 行业信息速递(2021.9.26.-2021.9.30)
来源:北京鑫泰能源
发布时间:2021-10-22

首个煤价联动电价上浮机制出台!湖南:正价差时可全额
9月27日,湖南省发改委印发《关于完善我省燃煤发电交易价格机制的通知》(湘发改运行(2021)747号),要求在确定电力市场交易基准价格的基础上,引入燃煤火电企业购煤价格作为参数,按一定周期联动调整交易价格上限,建立与煤炭价格联动的燃煤火电市场交易价格上限浮动机制。这也是国内首个实行煤价联动电价上浮机制,充分体现了电力的市场化特性。
在文件中显示,湖南实行基准价格及浮动机制,即在现行燃煤基准电价下,当到厂标煤电价不高于1300元/吨时,煤电市场化交易价格上限不进行上浮,成本变动由发电企业自行消化;当厂标煤单价高于1300元,每上涨50元/吨,燃煤火电交易价格上限上浮1.5分/千瓦时,上浮幅度最高不超过国家规定。
此外,文件显示,将实行传导机制。即当售电公司在批发市场的购电均价上浮时(均价差大于0)时,上浮价差全额传导至代理的电力用户,售电公司可按照不超过0.1分/千瓦时的标准收取代理服务费。即当正价差情况出现时,上浮价差全额传导给市场用户,售电公司可收取不超过0.1分/千瓦时代理服务费。

涨价45.3厘/千瓦时!广东2021年10月月竞顶格正价
广东2021年10月集中竞价交易结束,最终总成交电量为287028.62万千瓦时。供应方边际成交申报价差45.3厘/千瓦时,需求方边际成交申报价差45.3厘/千瓦时,统一出清价差为45.30厘/千瓦时。
申报情况如下:
供应方:共有53家参与报价,总申报电量为445267.3万千瓦时,其中41家成交,成交的供应方平均申报价差36.5406厘/千瓦时,其中最高成交申报价差为45.3厘/千瓦时,最低成交申报价差为-68厘/千瓦时。
需求方:共有156家参与报价,总申报电量为646018.06万千瓦时,其中39家成交,成交的电量为287028.62万千瓦时。需求方平均申报价差45.3厘/千瓦时,其中最高成交申报价差为45.3厘/千瓦时,最低成交申报价差为45.3厘/千瓦时。
根据广东2021年10月份集中竞争交易公告,10月集中竞价需求电量64.8亿千瓦时,发电侧集中竞争电量申报上限为71.5亿千瓦时,市场供需比为1.2。而本次交易供应方只申报了44.5亿千瓦时的电量,供不应求现象明显。今年三季度以来,电煤供应紧张,煤价持续高位运行,发电侧出现严重亏损现象,经营困难,因此生产意愿大大降低。广东9月24日发文,允许月度电力交易价差可正可负,其中上浮幅度不超过燃基准价10%,下浮幅度不超过燃煤基准价15%。即申报价差上限为45.3厘/千瓦时,下限为-68厘/千瓦时。本次10月月竞成交价差顶格成交,达到最高上限!

山东修订电力中长期交易规则!新增购电侧合同转让交易
日前山东省发改委、山东省能源局、山东能监办联合印发关于修订《山东省电力中长期交易规则》的通知,其中对交易结算流程、地方公用燃煤热电联产机组相关条款等进行了修订。其中原第一百五十四条(四)修订为:
市场用户、售电公司与发电企业电费构成批发用户的电费构成包括:电量电费、偏差考核费用、合同出让盈亏费用、退补费用、输配电费(含交叉补贴、线损)、 辅助服务费用、政府性基金与附加等。
零售用户的电费构成包括:电量电费、用户考核费用、退补费用、输配电费(含交叉补贴、线损)、辅助服务费用、政府性基金与附加等。
售电公司应得费用的构成包括:购售电价差费用、偏差考核费用、代理用户考核费用、异议用户暂停结算费用、合同出 让盈亏费用、退补费用。
发电企业的电费构成包括:电量电费、下调服务补偿费、 平均分摊的结算缺额或盈余资金、辅助服务费用。

浙江:从9月28日起启动2021年B级有序用电方案
浙江省发改委、浙江省能源局9月27日下发《关于启动有序用电方案的通知》,通知中称,为有效应对近期浙江外来电减少、发电用煤和天然气资源紧张出现的供电缺口,必须遏制不合理用电需求,切实保障民生、学校、医院、养老院等重要用户的民生用电、重点单位、重点企业生活生产用电,从9月28日起启动2021年B级有序用电方案,确保全省经济社会平稳有序。
通知提到,各地发改委要会同当地供电公司,在每日中午12点前,完成上午方案执行不到位用户的通知;对下午仍然超指标用电的用户,通过起步用户现场停电或负控终端远程跳闸等方式落实停电措施。

河南拟进一步完善分时电价机制有关事项:峰段电价以平段电价为基础上浮64%
日前河南省发改委发布关于公开征求《关于进一步完善分时电价机制有关事项的通知(征求意见稿)》意见的公告,称适当扩大分时电价执行范围,完善峰谷电价机制,实施季节性电价机制,恢复尖峰电价机制,继续执行现行居民峰谷分时电价政策,完善市场化用户执行方式。


日前国家能源局综合司公开征求对《关于能源领域深化“放管服”改革优化营商环境的实施意见(征求意见稿)》意见,其中提到创新推动能源低碳转型:


(一)促进新能源加速发展
简化新能源项目备案手续,无补贴新能源项目实施无条件备案。对于依法依规已履行行政许可手续的项目,不得针对项目开工建设、并网运行及竣工验收等环节增加或变相增加办理环节和申请材料。鼓励地方政府探索借鉴“标准地”改革方式,为新建能源项目先行完成一些基础性评价、审批等工作,为项目打好前期基础,提高能源项目开工效率。电网企业要支持实施清洁替代、自发自用的新能源发电项目并网。

(二)推进多能互补一体化发展
建立清洁能源基地多能源品种协同开发机制,统筹开发主体,建立完善多能互补一体化规划、一体化审批(或备案)、一体化建设流程,统筹多能互补项目与输电通道建设时序。

(三)推动分布式发电市场建设
完善分布式发电市场化交易机制,完善支持分布式发电市场化交易的价格政策,建立适应可再生能源微电网、存量小电网、增量配电网与大电网开展交易的体制机制,推动“隔墙售电”工作落地。

(四)建立健全能源低碳转型的长效机制
支持煤炭、油气等企业利用现有资源建设光伏等清洁能源发电项目,推动天然气发电与可再生能源融合发展项目落地,促进化石能源与可再生能源协同发展。适应以新能源为主体的新型电力系统建设,促进煤电与新能源发展更好的协同。进一步鼓励并优化能源企业与主要用户间的长期协议机制,保障能源稳定供应。

(五)探索包容审慎监管新方式
对综合能源服务、智慧能源、储能等新产业新业态,在严守安全、环保规范标准的基础上,探索“监管沙盒”的方式,鼓励开展政策和机制创新。建立与新兴市场主体间的良性沟通互动机制,在实践中探索寓监管于服务的有效方式。




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