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9.5电费结算
9.5.1 替代方
替代方售电费包括发电权替代交易售电费、其他交易电量对应的电费、违约电量电费(违约金)等。即首先按实际上网电量和核定上网电价计算上网电费,其次分别计算发电权替代交易和其他电量成分产生的电费等,同时计算参与交易形成的差价电费和违约金,以此确定替代方发电企业上网电费。
9.5.2电费及违约金支付
9.5.2.1 电网运营企业负责电量电费结算工作,编制《发电权替代交易替代方电量结算单》和《发电权替代交易被替代方电费结算单》,并由电网企业、替代方和被替代方所属发电企业共同确认。
9.5.2.2 替代方在收到结算单后,应尽快进行核对、确认,如有异议,在收到结算单后2个工作日内通知电网运营企业。经协商修正后,电网运营企业将修正后的结算单发送给替代方所属发电企业重新确认。
9.5.2.3 替代方根据确认后的结算单开具增值税发票,并送达给电网运营企业;替代方根据确认后的结算单开具支付凭证,并与被替代方协商支付送达补偿费事项。
10.信息披露
10.1 信息分类
10.1.1按照信息保密要求和公开范围分类
10.1.1.1 按照信息的保密要求和公开范围,电力交易平台上的市场信息可以分为公众信息、公开信息、私有信息和交换信息四大类。
10.1.1.2 公众信息指通过电力交易平台向社会公众公布的信息,例如各类交易适用的法律、法规、电力行业规程、管理规定、电力交易工作流程等。
10.1.1.3 公开信息指所有市场交易主体均可获得的信息,例如市场交易主体名单、输配价格、网损收取率、撮合交易最高限价、新机组投产情况、电网发电设备容量和构成情况(分水、火)、每月发、用电量、机组剩余发电量、关键输电通道可用、已用、剩余输电能力和潮流极限情况等。应保证市场交易主体可以在规定时间范围内无歧视地获得各类公开信息。
10.1.1.4 私有信息指只有特定的市场交易主体及电力交易机构、电力调度机构才可获得的信息,例如发电机组的机组特性参数、各市场交易主体的各类交易的成交电量及成交价格、各市场交易主体的申报电量和申报价格、结算信息等。应采取必要措施来保证市场交易主体可以按时获得私有信息,并保证市场范围内私有信息的保密性。
10.1.1.5 交换信息是监管机构、电力交易机构、电力调度机构之间为维持电力系统正常运行和电力市场正常运转所交换的信息,例如实时信息、网络拓扑、市场运行信息等。只有监管机构、电力交易机构、电力调度机构有权获得交换信息。
10.1.1.6 以上信息均应在交易公告发布前一天向能源监管机构提供并备案。
10.1.2按照信息内容和主要用途分类
10.1.2.1 按照信息的内容和主要用途,电力交易平台上的市场信息可分为交易信息和市场运营信息两大类。
10.1.2.2 交易信息是指电力交易产生的信息,包括通过电力交易平台向市场交易主体发布的交易组织信息、交易结果信息、交易执行信息等信息。交易信息以私有信息和交换信息为主。
10.1.2.3市场运营信息是指各交易机构按照市场运营规则,定期通过电力交易平台向市场交易主体发布的相关市场信息。市场运营信息以公众和公开信息为主。
10.2 信息管理
10.2.1市场交易主体应根据各自职责及时披露相关信息,并确保真实有效;电力交易机构对发电权替代交易信息进行汇总、整理、发布、保存,并报监管机构备案。
10.2.2 电力交易机构应创造信息公开的良好条件,通过电力交易平台发布市场信息,发布的信息应真实、准确、及时、完整。
10.2.3 市场交易主体应当按照本规则的规定,配合提供市场运营所必须的信息或参数。并对所提供信息的正确性负责。
10.2.4 为保证市场交易主体的信息安全,市场交易主体各方、市场运营机构、电网运营企业、应按照各自的访问权限对市场运营信息进行访问,对于超出授权范围的访问需要经过有关电力交易机构的审核批准后才可进行,监管机构可按要求对信息管理进行全过程监管。
10.3 市场运营信息发布
10.3.1被替代机组所属企业披露信息包括:
(1)公司机组投产时间、机组台数、机组容量、电网结算电价、年用发电权替代电量、以前年度违约情况等。
(2)发电权替代交易需求信息、联系方式。
(3)发电权替代交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。
10.3.2 替代发电企业应披露的信息包括:
(1)机组台数、机组容量、投产日期、发电业务许可证、上网电价、以前年度违约情况等。
(2)已签合同电量等。
(3)发电权替代交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。
10.3.3 电网运营企业披露信息包括:
(1)网损收取标准等电价信息。
(2)主要输配电设备典型时段的最大允许容量、预测需求容量、约束限制的依据等。
(3)关键输电通道潮流极限情况和可用、已用、剩余输送能力情况。
10.3.4电力交易机构披露的信息包括:
(1)发电权替代交易合同电量。
(2)年度、月度电力供需预测情况;
(3)由于电网安全约束限制了调峰替代交易的具体输配线线路或输变电设备名称、限制容量、限制依据、该输配电设备上其他用户的使用情况、约束时段等;次年(季、月)各机组剩余可发电量的上限。
(4)交易电量执行、电量清算、电费结算等。
(5)其他与发电权替代交易相关的公共信息。
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6月27日,浙能锦江环境宁夏回族自治区银川垃圾发电厂与银川市城市管理局正式签署《银川市城市生活垃圾焚烧三期项目特许经营补充协议》。银川市委常委、常务副市长党成,银川市人民政府副秘书长高亮,银川市城市管理局局长张才,浙能锦江环境董事长韦东良、常务副总经理王武忠、总工程师戚亮及相关部门
北极星售电网获悉,广东电力交易中心通报2025年7月中长期交易情况,交易品种有双边协商、集中竞争交易、发电侧合同转让、绿电双边协商、绿电集中交易、跨省外送电交易等。详情如下:双边协商交易7月双边协商交易成交电量64.12亿千瓦时,成交均价372.39厘/千瓦时,成交电量较6月增加7.26亿千瓦时,成交
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6月26日,陕西电力交易中心发布关于印发《陕西电力市场经营主体信用评价管理实施细则(2025年4月修订版)》的通知,本实施细则适用于所有参与陕西电力市场的发电企业、电力用户和售电公司等经营主体。凡符合上述条件的经营主体均须按本细则规定参与信用评价。信用评价工作不向参与评价的经营主体收费。
为贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》(发改价格〔2025〕136号)文件精神,加快构建新型电力系统,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,推动新能源高质量发展,制定《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》(内发改价费
一、内蒙古深化新能源上网电价市场化改革背景是什么?随着新能源大规模发展,新能源上网电价实行固定价格,不能充分反映市场供求,也没有公平承担电力系统调节责任,矛盾日益凸显,亟需深化改革。2025年2月,国家发展改革委、国家能源局印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的
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1-3月,全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量14574.8亿千瓦时,同比增长2.3%,占全社会用电量比重为61.1%,同比下降0.14个百分点,占售电量比重为75.3%,同比下降0.35个百分点。其中,全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为11100.2亿千瓦时,同比下降1.4%。3月份,全国各电力交易中心组织完
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1-2月,全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量9502.5亿千瓦时,同比增长0.6%,占全社会用电量比重为61.1%,同比下降0.62个百分点,占电网售电量比重为75.5%,同比下降0.18个百分点。其中,全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为42191.5亿千瓦时,同比增长5.7%。2月份,全国各电力交易中心组
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北极星售电网获悉,1月17日,上海电力发布公告披露2024年度发电量完成情况。根据其统计,2024年1-12月,公司完成合并口径发电量771.47亿千瓦时,同比上升2.27%,其中煤电完成519.79亿千瓦时,同比下降0.71%,气电完成90.98亿千瓦时,同比上升15.43%,风电完成96.67亿千瓦时,同比上升1.59%,光伏发电完
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2025年2月9日,国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》(发改价格〔2025〕136号),决定推进新能源全电量入市,实现上网电价全面由市场形成。为实现新能源入市的同时市场平稳过渡,文件明确在市场外建立差价结算机制,对纳入机制的电量,
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