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增量配电
山东省明确非电网企业存量配电项目配电区域划分有关事项
山东省内拥有配电网运营权的非电网企业存量配电项目运营主体在提交电力业务许可申请前,应当取得配电区域的划分协议书或意见。
山东能监办将按照“公平公正、经济合理、界限清晰、责任明确”的原则,依据配电网项目核准内容、电网实际覆盖范围,综合考虑电网结构、电网安全、供电能力、供电质量、供电经济性等因素依法确定配电区域。
山东省增量配电业务改革试点实施方案印发:确定6个区域开展增量配电业务改革试点
确定济南市高新区智能装备城等6个区域开展增量配电业务改革试点。
关于试点项目业主的确定,方案中提到,委托试点项目所在地的市级发展改革部门通过公开招标方式优选确定增量配电网项目业主。也可通过公开招标或竞争性选择等方式择优确定增量配电网项目股东,在各股东协商一致的基础上注册成立项目公司。项目业主应为独立法人,具有与配电网投资运营相应的业务资质和投资能力。
电力交易
《四川省售电公司参与电力市场交易指导意见(暂行)》印发
售电公司可以代理除趸售区电力用户外,其他所有已纳入四川省市场放开范围的电力用户参加市场化交易,趸售区电网企业作为一个整体用户参加市场化交易,售电公司暂不得代理趸售区电网企业及其网内电力用户参加市场化交易。
河北开展分布式发电市场化交易试点通知发布:冀北电网服务区域暂不参与
参与分布式光伏发电市场化交易的项目应满足:接网电压等级在35千伏及以下的项目,单体项目容量不超过20兆瓦;单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦,接网电压等级不超过110千伏且在该电压等级范围内就近消纳。
市场交易模式可以采用一种或多种模式。分布式光伏发电项目与电力用户进行电力直接交易,向电网企业支付“过网费”。分布式光伏发电项目单位委托电网企业代售电,电网企业对代售电量按综合售电价格,扣除“过网费”后将其售电收入转付给分布式光伏发电项目单位。电网企业按国家核定分布式光伏发电的标杆上网电价收购电量,但国家对电网企业的度电补贴要扣减配电网区域最高电压等级对应的输配电价。
冀北电网服务区域暂不参与试点。
浙江2018年度电力直接交易试点相关交易信息公布
一、发电企业可直接交易电量:享有优先发电权的发电企业,参与本次试点电量(省内发电企业为上网电量,省外发电企业为送浙江省落地电量,下同)计297.79亿千瓦时,其他发电企业参与本次试点电量限值计1435.11亿千瓦时。
二、发电企业申报价格:发电企业参与本次试点集中竞价的申报价格(省内发电企业为上网电价,省外发电企业为送浙江省落地电价)。
此外,还有湖北、甘肃、河南、黑龙江发布了碳排放、电力辅助服务、电能替代、能源发展规划等与售电相关的文件。
湖北省2017年碳排放权配额分配方案印发:344家企业纳入碳排放配额管理
湖北省发改委日前印发了《湖北省2017年碳排放权配额分配方案的通知》,根据对湖北省2014—2016年任一年综合能耗1万吨标准煤及以上的工业企业碳排放核查的结果,确定344家企业作为2017年纳入碳排放配额管理的企业(以下简称“纳入企业”),涉及电力、钢铁、水泥、化工等15个行业。
甘肃省电力辅助服务市场运营规则发布:网留非独立电厂、自发自用式分布式光伏、扶贫光伏暂不参与
于2018年4月1日起执行。电力辅助服务市场的市场主体为已取得发电业务许可证的省内发电企业(包括火电、水电、风电、光伏),以及经市场准入的电储能和可中断负荷电力用户。自备电厂可自愿参与电力辅助服务市场。网留非独立电厂暂不参与电力辅助服务市场。自发自用式分布式光伏、扶贫光伏暂不参与电力辅助服务市场。
《甘肃省电力辅助服务市场运营规则(试行)》中有偿调峰服务包含实时深度调峰交易、调停备用交易、可中断负荷交易、电储能交易。
实时深度调峰交易火电机组开机基准根据甘肃电网月度调度(交易)计划确定,火电机组在深度调峰交易期内平均负荷率小于有偿调峰补偿基准时获得补偿;平均负荷率大于有偿调峰补偿基准时参与分摊调峰补偿费用;平均负荷率等于调峰补偿基准时不参与补偿及分摊。
火电调停备用交易,火电月度机组组合中安排的停机备用或按调度指令超过 72 小时的停机备用,按 1 千元/万千瓦˙天进行补偿,补偿时间不超过 7 天。
可中断负荷交易,可中断负荷交易用户在平台开展集中交易,向调峰辅助服务平台申报交易时段、15 分钟用电电力曲线、意向价格等内容。市场初期,可中断负荷电力用户申报补偿价格的上限、下限分别为 0.2 元/千瓦时、0.1 元/千瓦时。
河南省电能替代工作实施方案(2016-2020)
文件要求,2020年,在能源终端消费环节形成年电能替代散烧煤、燃油消费总量650万吨标准煤的能力,带动电煤占煤炭消费比重提高约2.6个百分点、电能占终端能源消费比重提高2个百分点以上。
文件指出,结合电力体制改革,开展燃煤自备机组清洁替代试点,按照国家有关要求,支持拥有30万千瓦以下燃煤自备机组的企业积极参加电力直接交易。落实并适时完善峰谷分时电价政策,充分发挥价格信号引导电力消费、促进移峰填谷的作用,对拥有电蓄热采暖和电蓄冰制冷设备的用户,鼓励其在低谷时段蓄热蓄冰,提高“双蓄”设备运行经济性。
黑龙江省能源发展“十三五”规划:2020年市场化可交易电量达到总发电量的20%
规划中指出,黑龙江电力体制改革有待深入。黑龙江省售电侧市场竞争机制虽然初步建立,但发电企业与电力用户之间市场化交易有限市场配置资源决定性作用没有得到充分发挥。电价形成机制不完善,还没有完全形成科学灵活的价格调节机制,企业用电成本较高。
规划中提出,有序放开除公益性调节性以外的发用电计划,扩大市场化可交易电量规模,力争在2020年达到总发电量的20%。稳步推进售电侧改革,培育多元售电主体,通过试点示范,逐步向符合条件的市场主体放开增量配电业务中,鼓励以混合所有制方式发展增量配电业务。
(来源:北极星售电网 如需转载请联系授权并注明来源)
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【我们将按照国家构建新型电力系统的相关精神,持续深化电力市场改革,围绕“完善市场机制、统一规则体系、扩大市场范围”的远景目标,从完善市场规则、健全调控机制、强化风险防范、严格市场监管、培育新型主体等方面着手,推动电力市场向更加成熟、更加稳定、更加开放方向发展。】——山西省能源局总
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