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      部分省市2022年電力市場化交易政策速覽
      歐米勒電氣有限公司    2021-12-25 08:37:31    文字:【】【】【

      北京:電力市場化交易總電量規模擬安排780億千瓦時

      近日,北京市城市管理委員會發布關于對《北京市2022年電力市場化交易工作安排》公開征求意見的公告。公告明確,2022年,北京市電力市場化交易總電量規模擬安排780億千瓦時。

      市場參與方式。自2022年1月1日起,本市放開準入條件,執行大工業電價(工業電價)、一般工商業電價的電力用戶可選擇市場直接購電。申請參與市場化交易的電力用戶無需辦理準入,我委不再公布準入用戶名單。用戶直接向首都電力交易中心申請辦理注冊,鼓勵全部工商業用戶直接從電力市場購電。

      交易組織安排。北京市電力市場化交易工作由北京電力交易中心、首都電力交易中心共同組織開展。

      2022年北京按照年度、季度雙邊協商、月度集中競價開展分時段電力中長期交易。年度、季度交易按月申報,月度交易包括月度直接交易及用電側合同電量轉讓交易等。具體內容按照電力交易中心發布的交易公告執行。

      直接交易價格。電能量交易價格為通過電力市場直接交易形成的價格,即發電側價格。

      北京市場用戶的用電價格由電能量交易價格、輸配電價格、輔助服務費用、政府性基金及附加等構成。國網北京市電力公司為保障北京居民、農業用電價格穩定產生的新增損益(含偏差電費),按月由全體工商業用戶分攤或分享。

      發電企業直接報總量參與交易,交易價格執行單一報價,峰段、平段、谷段各時段電價一致。電力直接交易批發側用戶采用分時段報量、單一報價的模式,按照峰段、平段、谷段分別報量,以總量參與交易。

      結算方式。2022年北京地區電力市場化交易結算方式按照華北能源監管局《關于印發<京津唐電網電力中長期交易結算規則(試行)>的通知》(華北監能市場〔2020〕250號)文件執行。如遇政策調整,按照新政策執行。

      此外,2022年,北京市承擔消納責任的市場主體年度最低消納責任權重預期性指標為19.44%(非水18.75%),具體消納責任權重以國家能源局正式發布的約束性指標為準。鼓勵承擔消納責任的市場主體優先通過綠色電力交易完成責任權重。

      天津:電力市場化電力用戶直接交易總規模暫定為300億千瓦時左右

      日前,天津市工業和信息化局發布關于做好天津市2022年電力市場化交易工作的通知,通知中稱,2022年,天津地區電力市場化電力用戶直接交易總規模暫定為300億千瓦時左右,區外機組交易電量上限為當期交易電量總規模的30%,年度區外機組交易電量總規模上限為90億千瓦時。

      燃氣機組電量入市交易暫按同臺競價考慮。天津大唐國際盤山發電有限責任公司、天津國華盤山發電有限責任公司、天津國投津能發電有限公司等三家500千伏發電企業納入區內電量份額。電網企業代理購電交易與直接參與市場化交易執行相同的交易規則和區內外電量比例。電網企業代理購電產生的偏差暫不予考核。

      2022年,天津批發市場交易按照年度、月度、月內交易周期開展。年度交易規模不低于全年交易總規模的80%,年度交易須按月分解計劃申報,交易模式為雙邊協商交易、集中競價交易模式。月度、月內交易以增量直接交易、合同電量轉讓交易為主,交易模式為集中競價交易、掛牌交易模式。適時開展月內旬或周交易。

      未與售電公司綁定的零售用戶,其全部用電量暫按直接交易用戶超用電量結算方式開展結算,待保底電價相關政策出臺后按保底電價進行結算。

      新疆:市場交易規模約為1040億千瓦時

      日前,新疆發改委發布新疆維吾爾自治區2022年電力直接交易實施方案(征求意見稿),方案指出,預計2022年全年市場交易規模約為1040億千瓦時。10千伏及以上工商業用戶(含不具備法人資格的工商業用戶)原則上直接參與市場交易(直接向發電企業或售電公司購電),未直接從電力市場購電的工商業用戶由代購企業代理購電(含已在電力交易平臺注冊但未曾參與電力市場交易的用戶)。

      年用電量在500萬千瓦時及以上(南疆地區為300萬千瓦時及以上)且接入電壓等級在10千伏以上的工商業電力用戶為大用戶,其他用戶為中小用戶。大用戶可直接向發電企業購電,中小用戶原則上僅能向售電公司或者代購企業購電。大用戶在新疆電力交易平臺注冊前應前往地(州、市)電力交易行政主管部門履行申報手續。

      不符合國家產業政策的電力用戶不直接參與市場交易,產品和工藝屬于淘汰類和限制類的電力用戶嚴格執行現有差別電價政策。

      已直接參與市場交易在無正當理由情況下改由代理購電的用戶,擁有燃煤發電自備電廠、由代購企業代理購電的用戶,用電價格由代購企業代理購電價格的1.5倍、輸配電價、政府性基金及附加組成。已直接或由售電公司代理參與交易的高耗能企業,不得退出市場交易。

      擁有燃煤自備電廠的用戶應當按照國家規定承擔政府性基金及附加、政策性交叉補貼,未按規定承擔相關費用的燃煤自備電廠企業不得自行或由售電公司代理參與交易,由代購企業代理購電。

      寧夏:發電側除優先發電計劃以外電量全部進入市場

      日前,寧夏回族自治區發展改革委發布《關于組織開展2022年電力直接交易工作的通知》意見建議的函。

      交易電量。發電側除優先發電計劃以外電量全部進入市場。自治區重點扶持產業用戶基數外電量進入市場;其他用戶全部電量通過市場獲得。

      《通知》要求,每月20日組織開展次月月度電力直接交易。

      用戶與新能源企業交易,采用集中競價交易方式,以統一邊際價格出清。用戶與新能源月度交易規模不超過其近六個月最大月度用電量(自治區重點扶持產業用戶先扣除基數電量)的25%。新能源與用戶申報價格原則上均不超過基準電價。

      用戶與煤電企業交易。采用集中競價交易方式,以價差對撮合方式出清。按照高耗能用戶、非高耗能用戶的次序,分別與煤電企業開展兩輪集中競價交易。第一輪由區內統調公用燃煤電廠(不含銀東配套電源)參與,第二輪由區內統調燃煤電廠參與。

      《通知》明確用戶準入條件:

      10千伏及以上用戶原則上直接參與市場交易,鼓勵10千伏以下工商業用戶參與市場交易,入市后用戶可選擇自主或由售電公司代理參與交易,暫無法直接參與市場交易的用戶可由電網企業代理購電。

      已直接參與市場交易又退出的用戶,默認由電網企業代理購電。已直接參與市場交易的高耗能用戶不得退出市場。

      由電網企業代理購電的用戶,可在每季度最后15日前選擇下一季度起直接參與市場交易,用戶應在交易平臺進行注冊,注冊生效后方可參與交易。

      甘肅:支持電力用戶(售電公司)和發電企業以靈活可浮動的形式確定具體價格

      甘肅省發展和改革委員會、甘肅省工業和信息化廳等部門聯合發布《甘肅省2022年省內電力中長期交易實施細則》,細則指出已經選擇市場化交易的發電企業和電力用戶, 原則上不得自行退出市場。對符合正常退出條件的,依規辦理退出市場手續;對存在擾亂市場秩序、弄虛作假等違法違規行為的市場主體,經查實后強制退市;對無正當理由退市 (含強制退市)的市場主體,依規實施懲罰性措施。

      所有參加市場化交易的電力用戶均執行輸配電價順價模式。電力用戶的用電價格由電能量交易價格(直 接交易價格)、輸配電價格、政府性基金及附加、輔助服務費用等構成,輸配電價格、政府性基金及附加按照國家有關規定執行。售電公司代理開展交易的電力用戶,其電費還應包含該用戶與所委托售電公司確定的代理服務費用。

      所有市場主體均應分時段進行報量、報價,體現不同時段電力商品屬性。各時段申報電價的價差比例不得低于現行目錄分時電價的價差比例,即高峰時段申報價格 不低于平段申報價格的 150%、低谷時段申報價格不高于平段申報價格的 50%。在未形成有效峰谷價格時,可出臺分時段指 導價格或上下限價格。

      支持電力用戶(售電公司)和發電企業以靈活可浮動的形式確定具體價格,價格浮動方式由雙方事先約定。鼓勵市場主體參考行業上下游相關產品指數,協商建立“交易電價+上下浮動”動態調整機制,在相關產品價格變動達到一定幅度,可對交易電價進行相應浮動調整。相關機制可在電子合同中進行明確,也可通過補充協議等方式約定, 報交易中心備案后生效。

      陜西:鼓勵購售雙方在中長期合同簽訂中明確交易電價隨燃料成本變化合理浮動條款

      12月6日,陜西省發改委發布《陜西省2022年電力直接交易實施方案》。方案指出,深化燃煤發電上網電價改革。燃煤發電電量原則上全部進入電力市場,通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網電價,上下浮動范圍原則上均不超過20%,高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制。鼓勵購售雙方在中長期合同簽訂中明確交易電價隨燃料成本變化合理浮動條款,實行交易電價與煤炭價格掛鉤聯動,促進購售雙方長期穩定利益共享。

      實施原則為推進中長期市場連續運營、深化燃煤發電上網電價改革、穩妥推進分時段交易簽約以及提高用戶側合同轉移靈活性。

      市場化交易范圍

      供給側:有序推動燃煤發電企業全部上網電量進入電力市場,其中電網安全約束、民生保障電量按“保量競價”原則在市場化交易中優先出清。

      需求側:有序推動工商業用戶全面進入電力市場。

      計量結算與合同偏差處理

      市場化交易采用“月結月清、偏差結算”機制,交易中心依據合同分月電量和月度實際用電量進行月度結算,并對合同偏差電量按月進行清算。鼓勵市場主體積極簽訂中長期合同,年度及以上中長期合同簽約電量不低于前三年用電量平均值的80%,并通過后續月度、月內合同簽訂保障中長期合同簽約電量不低于前三年用電量平均值的90%。輸配電價格依據國家發展改革委核定的標準執行。政府性基金及附加按照國家有關規定執行。

      山西:持續增加電力交易規模至1500億千瓦時,擴大電力市場主體范圍

      日前山西省能源局發布《2022年電力市場交易組織方案》。方案明確持續增加電力交易規模:1500億千瓦時,較2021年增加約8%。繼續擴大電力市場主體范圍,包括發電企業、電力用戶、售電公司等。

      中長期交易分為普通用戶用電交易和戰略性新興產業用電交易。

      普通用戶用電交易中,年度、季度(多月)、月度、旬集中交易價格上下浮動原則上均不超過燃煤發電基準價的20%。高耗能企業不受20%限制。為體現分時價格信號,年度交易和季度交易總成交電量原則上不超過全年市場化普通用戶用電交易電量的60%。

      戰略性新型產業用電交易按年度(多月)、月度、旬為周期開展交易,在普通用戶用電交易之前組織,采用典型曲線。戰略性新興產業用電側(含售電公司)只能在參與戰略性新興產業用電交易的用電側市場主體間通過零價差轉讓合同處理偏差,發電側戰略性新興產業用電交易合約轉讓不限于參與戰略新興產業用電交易的發電企業。

      2022年1月起,電網企業通過參與場內集中交易(不含撮合交易)代理購電,主要采取掛牌交易方式,掛牌購電價格依據省發展改革委相關文件執行。

      除國家明確外送的新能源企業之外,其余新能源發電企業優先參與省內交易,僅當出現新能源消納困難時方可參與外送交易。省間綠電交易不受以上約束。

      現貨交易。2022年全年電力現貨市場原則上繼續全年連續結算試運行,力爭盡快實現正式運行。

      強化電力市場風險管控。建立電力市場交易風險防控機制,防止售電公司脫離發電企業和電力用戶單邊“賭市場”行為,探索將金融機構引入電力市場,對沖降低市場交易風險。

      河北:電力直接交易規模暫定為950億千瓦時

      河北省發改委日前發布關于印發河北南部電網2022年電力中長期交易工作方案的通知。通知中明確,2022年電力直接交易規模暫定為950億千瓦時。

      河北南部電網燃煤發電上網電量原則上全部進入電力市場,鼓勵工商業電力用戶直接參與市場交易。電網企業代理購電用戶電價由代理購電價格(含平均上網電價、輔助服務費用等)、輸配電價(含線損及政策性交叉補貼)、政府性基金及附加組成。

      鼓勵高比例簽約。電力用戶年度交易電量不低于前三年用電量平均值的80%,并通過后續月度、月內交易保證中長期交易電量不低于前三年平均用電量的90%。

      山東:2022年全省電力市場規模約3800億千瓦時

      山東省能源局近日發布《關于做好2022年全省電力市場交易有關工作的通知》,明確2022年全省電力市場規模約3800億千瓦時,包括直接參與市場交易和電網企業代理購電。

      《通知》明確,2022年1月起,電網企業通過參與場內集中交易方式(不含撮合交易)代理購電,代購電量全部以報量不報價方式、作為價格接受者參與市場出清,其中采取掛牌交易方式的,價格按當月月度集中競價交易加權平均價格確定。未參與市場交易的可再生能源(省內、省外)、核電、小水電、三余機組等電量,按價格由低到高優先匹配居民、農業用電等保障性電量。如存在電量缺口,由電網企業通過市場化方式采購予以保障。

      根據《通知》,發電側方面,符合市場準入條件的燃煤發電機組全部參與電力市場。燃煤發電機組、新能源、獨立輔助服務提供者等按照山東省電力市場交易規則參與電力市場交易。

      用戶側方面,全面放開工商業電力用戶參與電力市場交易。用戶可作為批發用戶直接參與市場交易,也可由售電公司代理、作為零售用戶直接參與市場交易;暫未直接參與市場的電力用戶,由國網山東省電力公司代理參與市場購電。高耗能企業參與市場交易的,交易電價不受上浮20%限制,國家另有規定的按國家規定執行。高耗能用戶已直接參與市場交易的,不得退出市場交易;尚未直接參與市場交易的,原則上要直接參與市場交易;暫不能直接參與市場交易的由電網企業代理購電,用電價格由電網企業代理購電價格的1.5倍、輸配電價、政府性基金及附加等組成。

      安徽:電網企業代理購電產生的偏差考核電費由用戶承擔

      日前安徽省能源局發布《關于印發2022年全省電力中長期交易實施方案的通知(皖能源電力〔2021〕62號)》,其中提到:2021年未參與市場交易的電力用戶,可以由電網企業 代理,電 網企業代理的電力用戶為代理購電用戶。一級用戶、二級用戶名下工商業電量原則上全部參與 市場交易,代理購電用戶名下工商業電量原則上全部由電網企業代理參與市場交易。因無正當理由退出電力市場、與多家售電公司同時簽訂代理合同等原因被暫停交易資格的電力用戶,一 年內不得申請參與市場交易,由電網公司代理購電,代理購電價格按照電網公司代理其他用戶購電價的1.5倍執行。

      各類市場交易在“基準價格+上下浮動”范圍內形成交易價格,上下浮動范圍不超過20%;高耗能企業與其他用戶在市場交易中分開組織交易,高耗能企業市場交易價格不受上浮 20%限制。

      市場主體合同偏差電量允許范圍為ˉ5%~+5%,超出部分偏差電量按現行燃煤發電基準價10%繳納偏差考核電費。偏差考核電費季結季清,按照發、用電側市場交易電量在同側等比例返還。

      售電公司產生的季度偏差考核電費,與其二級用戶各承擔50%。電網企業代理購電產生的偏差考核電費,由代理購電用戶承擔。

      江蘇:光伏發電按照全年不超過900小時、風電按照全年不超過1800小時電量參與年度市場交易

      11月19日,江蘇省發展改革委、江蘇能源監管辦公布了《關于開展2022年電力市場交易工作》的通知。

      《通知》明確,對于省內統調光伏、風電機組的綠色電力市場交易電量按照實際交易電價結算。帶補貼的統調光伏、風電機組參與市場交易部分的電量,不再領取可再生能源發電補貼或申請綠證,可不計入其全生命周期保障收購小時數。

      此外,該文件對符合條件參與市場交易的發電企業、電力用戶以及售電公司制定了相應的電力市場交易電量規定。

      燃煤機組:公用燃煤機組全部參與市場交易。10萬千瓦以上燃煤機組全年中長期市場交易電量上限(不含優先發電電量)暫按4000小時設置,其中年度交易電量不超過3500小時。10萬千瓦及以下燃煤機組視情況參與年度和月度交易。

      核電機組:江蘇核電有限公司全年市場交易電量不低于200億千瓦時,其中年度交易電量不低于160億千瓦時。

      燃氣機組:結合天然氣資源等情況參與月內掛牌等市場交易。

      電力用戶及售電公司:一類用戶年度交易電量應為其前三年用電量平均值的60%-75%,售電公司年度交易電量應為其所有簽約用戶前三年用電量平均值之和的60%-75%,否則不得參與2022年市場交易。

      一類用戶、售電公司暫按不超過實際用(售)電量的10%以當月電網企業代理購電價格結算。

      參與綠電交易的售電公司應當在與二類用戶簽訂的購售電合同或補充協議中,明確綠色電力交易電量、價格以及消納量歸屬等信息。(選擇與發電企業直接交易的用戶為一類用戶,選擇由售電公司代理交易的用戶為二類用戶)

      同時,文件還規定了市場交易價格浮動范圍為燃煤機組發電基準價上下浮動原則上不超過20%(0.3128 0.4692元/千瓦時),高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制。

      各市場主體簽訂年度中長期交易合同時,應當充分考慮電力供需平衡、燃料價格等因素,約定價格浮動機制。若售電公司與二類用戶簽訂多年購售電合同,可通過簽訂補充協議等方式,約定價格浮動機制。

      對于已參與市場交易、無正當理由改為電網企業代理購電的用戶,擁有燃煤發電自備電廠、由電網企業代理購電的用戶,以及未參與市場交易由電網企業代理購電的高耗能企業,用電價格為電網企業代理購電價格的1.5倍加上輸配電價、政府性基金及附加。

      偏差電量的考核與結算按照月結月清方式。

      江西:鼓勵統調光伏、風電機組自愿參與綠色電力市場

      12月17日,江西省能源局發布關于印發《江西省2022年電力市場化交易實施方案》的通知。詳情如下:

      發電企業:除保障居民、農業用電的電源外,原則上其他各類電源應參與電力市場化交易,確保發、用兩側可交易電量規模匹配?,F階段,暫由以下電源參與電力市場化交易,后續將根據國家和省工作要求、優發電源界定、電網代理購電規模等情況適時調整電源入市要求。

      1.燃煤機組∶符合國家基本建設程序并取得電力業務許可證(發電類)、納入省級及以上統一調度管理的火電機組。2022年新建成的統調火電機組在完成168小時試運行后可參與電力市場化交易,并盡快取得電力業務許可證(發電類)。為保障電力供需平衡與電網安全,30萬千瓦級及以上機組年度必發上網電量暫定不低于2000小時。

      2.統調可再生能源機組∶鼓勵統調光伏、風電機組自愿參與綠色電力市場。

      電力用戶:10千伏及以上工商業用戶原則上要直接參與市場化交易(直接向發電企業或售電公司購電),暫無法直接參與市場化交易的由電網企業代理購電;鼓勵其他工商業用戶直接參與市場化交易。

      售電公司:已完成注冊、承諾、公示和備案程序且符合要求的售電公司。

      綠色電力交易:組織完全市場化或自愿參與的統調風電、光伏發電企業探索常規化開展綠色電力交易,建立月度、月內交易模式。同時,探索統調風電、光伏企業上網電量"保量保價"部分簽訂廠網問購售電合同,納入電力中長期合同管理,建立合同偏差調整和考核機制。

      交易方式。綜合考慮分時電價、代理購電等政策對市場化交易的影響,2022年電力市場化交易設置過渡期,過渡期為1月1日起至分時電價政策出臺前。過渡期內,按照"年度+月度+月內"的交易周期開展常規交易和分時段交易。分時電價政策出臺后至分時段交易方案出臺前,所有市場化交易用戶應執行新的分時電價政策。待分時段交易方案制定后,按照本方案和分時段交易方案參與常規交易或分時段交易。統調風電、光伏企業廠網間購售電合同參照開展,暫不進行偏差結算。

      交易價格。燃煤發電市場交易價格執行“基準價+上下浮動”市場化機制,上下浮動范圍原則上不超過20%,高耗能企業市場交易電價不受20%限制。

      對于已參與市場交易、無正當理由情況改由電網企業代理購電的用戶,擁有燃煤發電自備電廠、由電網企業代理購電的用戶,以及未參與市場交易由電網企業代理購電的高耗能企業,用電價格為電網企業代理購電價格的1.5倍、輸配電價、政府性基金及附加組成。

      浙江:現貨市場交易電量占比不高于10%

      12月10日,省發改委、省能源局、浙江能監辦聯合發布了《2022年浙江省電力市場化交易方案》和2022年度江省電力市場化交易相關工作通知,浙江電力市場正式開始啟動。

      《方案》提到2022年浙江電力市場化交易規模根據全省工商業用戶年度總用電量規模確定。其中,中長期交易電量占比不低于90%,現貨市場交易電量占比不高于10%。

      工商業用戶須全電量參與市場交易。110千伏及以上用電電壓等級的工商業用戶應參與電力現貨市場交易,現貨交易電量不高于其前三年用電量平均值的10%,剩余交易電量為中長期交易電量。

      其他工商業用戶交易電量原則上全部為中長期交易電量。其中,年度交易電量原則上不低于其前三年用電量平均值的70%,其余交易電量通過月度交易或(和)現貨交易實現。

      鼓勵售電公司結合實際(具備分時計量等條件)代理工商業用戶參與現貨市場交易,現貨交易電量比例不高于代理用戶前三年總用電量平均值的10%。

      省內發電企業

      煤電:省統調煤電全年市場化交易電量暫按2600億千瓦時確定(根據年用電增長適時調整)。

      氣電:省統調氣電全年市場化交易電量上限暫按150億千瓦時確定(根據氣源、氣價等情況適時調整),各機組(發電企業)交易電量上下限按照年度交易工作通知確定。

      核電:中核集團秦山一期全年市場化交易電量占其年發電量的50%。三門核電全年市場化電量占其年發電量的10%。

      水電:烏溪江水電、三溪口水電、北海水力發電等省統調水電年發電量全部為市場交易電量。

      風電光伏:無補貼的風電和光伏發電參與綠電交易,鼓勵有補貼的風電和光伏發電企業(綜合補貼和綠電交易價格等因素)與電力用戶自主協商參與綠電交易。交易電量全部為中長期交易電量。

      省統調煤電、核電和水電的現貨交易電量比例原則上分別不高于10%。省統調氣電現貨交易電量比例原則上不高于30%,具體按照現貨結算試運行方案確定。

      省外來電參與浙江電力市場化交易,現貨交易電量原則上比例不高于10%。

      廣東:電力市場交易規模5500億,鼓勵發電企業和售電公司及批發大用戶多簽、簽實年度中長期合同

      12月3日,日前廣東省能源局發布《關于做好2022年電力市場年度交易工作的通知》,稱2022年電力市場規模約5500億千瓦時,電力市場年度交易規模3150億千瓦時,年度交易包括年度雙邊協商交易和年度掛牌交易,成交電量達到3150 億千瓦時結束年度交易。先開展年度雙邊協商交易,上限為3000億千瓦時;后開展年度掛牌交易,上限為年度規模上限3150億千瓦時扣除年度雙邊協商交易成交電量。在此基礎上若仍有剩余電量,市場主體可在年內每月提交后續月份的年度中長期合同。

      允許發電企業和售電公司、售電公司和零售用戶在2021年底和2022年內,分別按需簽訂后續月份不同周期(如年、半年、季度或多月等)的年度中長期合同、零售合同。在批發合同中宜增加一次能源價格聯動條款;在零售合同中不少于10%實際用電量比例的部分應采用市場價格聯動方式,鼓勵零售合同中增加一次能源價格聯動條款。在雙方協商一致的情況下,市場主體可每月調整價格。

      批發側年度合同為“絕對價格+曲線”模式,按照“基準價+上下浮動”原則,上限為0.554元/千瓦時,下限為0.3724元/千瓦時。零售側為分峰平谷的絕對價格零售合同,市場購電用戶價格由電能量價格、輸配電價、政府性基金及附加、輔助服務費用、市場分攤費用等組成。

      通知區分直接參與市場交易的電源(“市場交易電源”)和作為價格接受者、不直接參與市場交易的、電網企業代理購電的市場電源(“市場代購電源”)。

      燃煤電廠方面。省內燃煤電廠上網電量(含自備電廠上網電量)全部進入市場。其中,中調及以上燃煤電廠(含“點對點”送電的鯉魚江、橋口電廠)作為市場交易電源;地調燃煤電廠可選擇作為市場交易電源或市場代購電源;省內燃煤自備電廠上網電量進入市場,僅作為市場代購電源。燃氣電廠方面。中調及以上燃氣電廠上網電量全部進入市場,作為市場交易電源;地調燃氣電廠可選擇是否進入市場(進入后不允許退出),可選擇作為市場交易電源或市場代購電源。核電方面。嶺澳核電和陽江核電進入市場,直接參與市場交易。2022年起,適時選取可再生能源、儲能示范應用項目及可調節負荷等試點參與電能量市場交易。進入市場的燃煤、燃氣電廠不再安排基數電量。

      2022年1月1日起,南方(以廣東起步)電力現貨市場進入全年連續結算試運行。通知對變動成本補償機制、用戶側峰谷平衡機制、容量補償機制(適時考慮)、市場分攤機制、市場管控措施進行了明確。

      2022年持續開展日前需求響應交易,研究建立直控虛擬電廠容量競價、可中斷符合交易等交易品種,與日前需求響應交易、有序用電相銜接,在市場購電用戶和電網代購用戶資源中培育形成年度最大用電負荷5%左右的穩定調節能力。

      可再生能源參與綠電交易轉為絕對價格模式,具體安排另行通知。

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