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3.微电网用户应满足微电网接入系统的条件。
(三)市场主体准入。
1.符合准入条件的市场主体应向省级政府或由省级政府授权的部门申请,并提交相关资料。
2.省级政府或由省级政府授权的部门通过政府网站等媒体将市场主体是否满足准入条件的信息及相关资料向社会公示。
3.省级政府或由省级政府授权的部门将公示期满无异议的市场主体纳入年度公布的市场主体目录,并实行动态管理。
4.列入目录的市场主体可在组织交易的交易机构注册,获准参与交易。在新的交易机构组建前,市场主体可先行在省级政府或由省级政府授权的部门登记。有关市场主体准入、退出办法另行制定。
(四)市场主体退出。
1.市场主体违反国家有关法律法规、严重违反交易规则和破产倒闭的须强制退出市场,列入黑名单,不得再进入市场。退出市场的主体由省级政府或由省级政府授权的部门在目录中删除,交易机构取消注册,向社会公示。
2.市场主体退出之前应将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让,并处理好相关事宜。
如何市场化交易?
(一)交易方式。
市场交易包括批发和零售交易。在交易机构注册的发电公司、售电公司、用户等市场主体可以自主双边交易,也可以通过交易中心集中交易。拥有分布式电源或微网的用户可以委托售电公司代理购售电业务。有关交易方式另行制定。
(二)交易要求。
参与交易的有关各方应符合电力市场建设的有关规定,到交易机构注册成为市场交易主体。市场有关各方应依法依规签订合同,明确相应的权利义务关系,约定交易、服务等事项。参与双边交易的买卖双方应符合交易的有关规定,交易结果应报有关交易机构备案。
(三)交易价格。
放开的发用电计划部分通过市场交易形成价格,未放开的发用电计划部分执行政府规定的电价。市场交易价格可以通过双方自主协商确定或通过集中撮合、市场竞价的方式确定。参与市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价(含线损和交叉补贴)、政府性基金三部分组成。
输配电价由政府核定,暂未单独核定输配电价的地区,可按现行电网购销价差作为电力市场交易输配电价。
(四)结算方式。
发电公司、电网企业、售电公司和用户应根据有关电力交易规则,按照自愿原则签订三方合同。电力交易机构负责提供结算依据,电网企业负责收费、结算,负责归集交叉补贴,代收政府性基金,并按规定及时向有关发电公司和售电公司支付电费。
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能源是国民经济的命脉。2025年一季度,在“双碳”目标和能源安全新战略引领下,我国能源保供扎实有力,产业结构持续优化。记者调研发现,国家能源行业转型升级浪潮下,越来越多民营企业逐“绿”而行,在加速布局能源领域中开辟发展新空间。阳春三月,湖北大冶。特变电工集团自主研发的±800千伏特高压
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2015年电改9号文出台开启的新一轮电力体制改革已历经十年,处于改革潮头的南方区域从独具特色的省级市场发展为创新融合的区域市场,走过了一条破冰、融合、发展的电力市场化改革之路。正可谓前事不忘后事之师,让我们重温十年改革历程,总结经验教训,在新的历史起点再出发。(来源:电联新媒作者:梁
随着我国电力市场化改革的深入推进,电力市场交易规模逐步扩大,新能源市场化交易程度进一步提高,对电力交易员从业者的要求不断提高。为切实提升电力交易人员的职业素养和专业水平,2025年电力交易员(中级)专项培训班(总第四期)将定于6月10-13日举办,现将具体事项通知如下:一、组织机构主办单位
市场主体一头连着经济发展,一头连着民生福祉。作为社会生产力的基本载体,市场主体是经济活动的主要参与者、技术进步的主要推动者、就业机会的主要提供者,作用举足轻重。人才是最活跃的先进生产力,市场的基石则在于培育先进的市场主体。当发电企业开始研究负荷曲线,当售电公司开始重视天气预测,当
日前,浙江电力交易中心发布《2024年浙江电力市场年报》,“绿保稳”成效显著。绿电绿证交易活跃,分布式绿电成交总量、绿证成交总量在国网经营区中位列第一,完成年度外购电目标的107%,充分发挥电力保供作用,全面深化完善市场价格形成机制,省间、省内价格保持稳定。自2015年9号文发布开启新一轮电
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煤电作为电力安全保障的“压舱石”,其参与电力市场交易具有重大意义。自2004年电力用户直接购电试点起步,煤电企业电力交易已历经二十年发展。特别是自发改价格〔2021〕1439号文颁布后,煤电企业上网电量全面进入电力市场,比新能源企业经历了更长的市场化路程。本期文章将系统梳理煤电入市的政策和实
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