深化电改:市场化交易手段不断创新 用户购电成本不断降低

2016-12-22 13:50:10 中国电力报 作者:马建胜  点击量: 评论 (0)
有序放开发用电计划,推进发用电计划改革,更多发挥市场机制的作用,逐步建立竞争有序、保障有力的电力运行机制,是《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)文件的基本要求。
有序放开发用电计划,推进发用电计划改革,更多发挥市场机制的作用,逐步建立竞争有序、保障有力的电力运行机制,是《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)文件的基本要求。
 
2016年以来,在保证电力安全可靠供应的前提下,我国电力工业通过有序缩减发用电计划、开展发电企业与用户直接交易,逐步扩大市场化电量的比例,加快电力电量平衡从以计划手段为主向以市场手段为主转变,为进一步建设完善的电力市场提供了一定空间。
 
政策引领 市场化交易手段不断创新
 
7月27日,国家能源局综合司发布了关于同意印发《京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则》的函,要求尽快启动京津唐电网电力直接交易相关工作,力争到2016年底电力直接交易规模达到全社会用电量的20%。要按照市场竞价、平等竞争的原则推进直接交易,并为京津冀电力市场开展现货交易做好准备。京津冀电力交易机构组建前,依托华北电力交易中心开展直接交易,要求华北电力交易中心加快交易平台建设,保障交易有序开展。
 
2016年7月,国家发展改革委、国家能源局发布了关于有序放开发用电计划工作的通知(征求意见稿),煤电机组发电量由非市场化电量和市场化交易两部分组成,非市场化电量利用小时数逐步过渡到完全落实优先发电、优先购电的刚性计划,协议(合同)由发电企业与电网公司签订。市场化交易电量逐步扩大规模,通过直接交易等市场化方式形成,发电企业与售电企业、用户签订发购电协议(合同)。
 
同时,不再安排新投产机组发电计划。对2017年3月15日后投产的煤电机组,各地除对优先购电对应电量安排计划外,不再安排其他发电计划。新投产煤电机组通过市场交易获得的发电量,不再执行上网标杆电价。
 
2016年10月底,国家发展改革委、国家能源局发布了《关于同意吉林省开展售电侧改革试点的复函》,提出3~5年内,除保留必要的公益性发用电计划之外,放开全部发用电计划。
 
竞价交易 资源优化配置效果不断显现
 
2016年3月,广东率先在全国进行有售电公司参与的月度集中竞价。1~9月,广东省累计月度集中竞争交易电量达160亿千瓦时,超额完成140亿千瓦时年度直接交易电量的目标,为企业减少用电成本约11.68亿元。
 
截至2016年10月,2016年云南省内电力市场化交易电量达到507.7亿千瓦时,较2015年全年省内市场化交易电量320亿千瓦时增长58.7%,提前完成500亿千瓦时年度交易电量目标。云南充分发挥“一个平台,二个主体,三个市场,四种模式”的“1234”电力市场模式的作用,实现了100%的大工业用户全部放开参与直接交易。
 
2016年6月,贵州省印发《贵州省电力市场交易规则(试行)》,贵州省电力交易中心对全省1190家列入省政府准入目录的市场主体进行了注册,落实贵州省政府提出的“平均降低企业用电成本0.12元/千瓦时”的目标,省内直接签约电量达到438亿千瓦时。通过贵州电力交易中心推进大用户直接交易保住大工业电量,1~8月完成直接交易电量220亿千瓦时,占省内大工业电量的81%,保住大工业电量98亿千瓦时。

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责任编辑:大云网

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