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第十五条调度机构权利和义务:
(一)负责安全校核;
(二)按调度规程实施电力调度,负责系统实时平衡,确保电网安全;
(三)负责中长期以外的辅助服务市场,向交易机构提供相关数据;
(四)向交易机构提供安全约束条件、基础数据和安全校核结果,配合交易机构履行市场运营职能;
(五)合理安排电网运行方式,保障电力交易结果执行(因调度机构自身原因造成实际执行与交易结果偏差时,由调度机构所在电网企业承担相应的经济责任);
(六)按规定披露和提供电网运行等相关信息;
(七)法律法规规定的其他权利和义务。
第三章市场准入与退出
第十六条参加市场交易的发电企业、电力用户、售电企业以及独立辅助服务提供者,应当是具有法人资格、财务独立核算、信用评价合格、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的发电企业(电网企业保留的调峰调频电厂暂不参与)、电力用户经法人单位授权,可参与相应电力交易。
第十七条市场化交易中,发电企业、电力用户、售电企业的市场准入条件按照国家《售电公司准入与退出管理办法》(发改经体〔2016〕2120号)及山西省有关规定执行。
第十八条独立辅助服务提供者的市场准入条件:
(一)具有辅助服务能力,通过调度机构技术能力测试后,可作为独立辅助服务提供者参与;
(二)鼓励电储能设备、分布式微电网、需求侧运营方(如可中断负荷)等尝试参与。
第十九条跨省跨区交易的市场准入条件:
(一)具有市场化交易资格的发电企业和售电企业可参与跨省跨区市场化交易,发电企业也可以委托售电企业或者电网企业代理参与跨省跨区交易,由市场主体自主决定。电力用户参与跨省跨区的条件另行规定明确。
(二)现货市场启动前,电网企业可以代理未进入市场的电力用户参与跨省跨区交易,电网企业、发电企业、售电企业可以代理小水电企业、风电企业等参与跨省跨区交易,由市场主体自主决定。
(三)保留在电网企业内部且没有核定上网电价的发电企业暂不参与跨省跨区交易。
第二十条合同电量转让交易的市场准入条件:
(一)拥有优先发电合同、基数电量合同、省内市场化交易合同、跨省跨区交易合同等的发电企业,拥有省内市场化交易合同、跨省跨区交易合同等的电力用户和售电企业可以参与合同转让交易;
(二)直接交易合同、跨省跨区交易合同转让交易的受让方应符合市场准入条件;
(三)享有优先发电政策的热电联产机组“以热定电”电量、余热余压余气优先发电电量等不得进入市场转让;
(四)可再生能源调峰机组优先发电电量可以进行转让。
(五)发电企业(包括代理的售电企业)与电力用户(包括代理的售电企业)之间暂不能进行逆回购性质的合同转让交易;发电企业(包括代理的售电企业)之间、电力用户(包括代理的售电企业)之间可分别进行发电、用电合同转让交易。
第二十一条发电企业、电力用户等市场主体参与市场交易,按照《售电公司准入与退出管理办法》(发改经体〔2016〕2120号)和山西省有关规定履行注册、承诺、公示、备案等相关手续。
第二十二条参与跨省跨区直接交易的市场主体可以在任何交易机构注册,注册后可以自由选择平台开展交易。
第二十三条山西交易机构应当向其他交易机构共享注册信息,市场主体无需重复注册。山西交易机构按月汇总形成市场化交易市场主体目录,向山西能源监管办、山西省省级政府有关部门和引入的第三方征信机构备案,并通过“信用中国”网站和山西交易平台网站向社会公布。
第二十四条市场主体变更或者撤销注册,应当按照规定向交易机构提出。经公示后,方可变更或者撤销注册。已完成注册的市场主体不能继续满足准入条件的,交易机构经山西能源监管办和省级电力管理部门核实后予以撤销注册。
第二十五条市场主体存在违反国家有关法律法规和产业政策规定;严重违反市场规则;发生重大违约行为、恶意扰乱市场秩序、未按违规履行定期披露报告义务、拒绝接受监督检查等情形的,由山西能源监管办会同山西省省级电力管理部门勒令整改,或强制其退出市场,同时记入信用评价。
第二十六条自愿参与市场交易的电力用户原则上全部电量进入市场,不得随意退出市场,取消目录电价;市场主体进入市场后退出的,原则上三年内不得再进入市场。
第二十七条三年内自主或被强制退出市场的电力用户须向售电企业全电量购电,经向售电公司购电不能满足用电需求的最终由电网企业兜底供电,价格按照国家规定的电价倍数执行。
第二十八条市场主体退出情况由山西能源监管办、山西省省级电力主管部门联合或指定交易机构向社会公示,并通过“信用中国”网站和山西省交易机构网站向社会公布。
第二十九条市场主体被强制退出或自愿退出市场的,按合同约定承担相应违约责任,调度机构不再继续执行涉及的合同电量。
第三十条售电公司因运营不善、资产重组或者破产倒闭、欠费等特殊原因退出市场的,应提前至少45天通知山西能源监管办、山西省省级电力管理部门、交易机构以及电网企业和电力用户等相关利益方。
电力用户无法履约的,提前45天书面告知电网企业、售电公司、交易机构以及其他相关利益方。
第三十一条售电企业和电力用户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,恢复正常前不得再进入市场。
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北极星售电网获悉,6月13日,首都电力交易中心发布关于公示第八十七批售电公司信息的通知。依据《国家发展改革委国家能源局关于印发售电公司管理办法的通知》(发改体改规〔2021〕1595号)文件要求,首都电力交易中心受理了本地注册的北京安极能源管理有限公司、中建碳科技有限公司,共计2家售电公司的
本系列前述文章,我们已经对分时电价政策的存在意义,现行现状和未来发展进行了一定程度的分析。(来源:黄师傅售电)电力市场化改革的进程是不会倒退的,批发侧的“中长期#x2B;现货”模式以及用户侧的“直接批发交易或零售交易”模式也注定是未来的终局。但在这个期间,诸如电网代理购电以及行政分时
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2025年需求侧响应来啦,与2024年有何区别?2025年:新增地方电网用户(需满足分时计量条件),高载能用户仅参与错避峰,不参与市场化响应。2025年:明确区分售电公司(仅代理日前响应)和虚拟电厂运营商(可代理备用#x2B;日前)2025年:独立注册,暂不要求技术测试报告(后续补充),可聚合备用容量收
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北极星售电网获悉,6月12日,广东电力交易中心发布关于进一步规范售电公司注册与持续满足注册条件管理的通知,其中提到,电力交易机构对售电公司实施动态管理,对于已列入目录的售电公司,如经举报投诉核查属实,或电力交易机构自查发现售电公司通过隐瞒、提供虚假申请材料等方式违法违规进入市场等情
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为保障海南省2025年电力市场化交易工作顺利开展,按照《售电公司管理办法》(发改体改规〔2021〕1595号)等相关文件规定,经企业自愿申报注册并缴纳履约保障凭证,截止2025年6月11日,海南电力交易中心完成了28家售电公司交易资格审核,现将审核结果予以公布。名单如下:
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在华灯初上的北京街头,流淌在这个城市“血管”里的电流,有了新疆戈壁滩阳光的温度——在傍晚的几小时里,源源不断的绿电通过特高压跨越山河,向北京错峰输送。近期,我国首次通过市场化交易实现了跨省错峰绿电交易。4月以来,北京和新疆的错峰绿电交易已开展4次,成交电量超过1400万千瓦时,20余家电
续接上文已经分析完的中长期交易市场分时现状,我们接下来看看分时颗粒度更细的现货分时以及与用户有关的零售分时和到户分时。(来源:黄师傅说电)现货分时虽然中长期市场交易最终的标的物还是未来某个15分钟时段内的电量,但被分时的电量并不一定都能带有分时的价格,也许很多连续的时段都是一个价,
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5月31日,中国能建山西电建承建的海南新华万宁100兆瓦农光互补发电工程项目全容量并网发电。该项目位于海南省万宁市龙滚镇境内,采用“农光互补”新型绿色发展模式,总装机容量为100兆瓦,建设一座110千伏升压变电站,配备磷酸铁锂电池储能系统和20公里送出线路。项目建成后,预计年平均发电量约1.6亿
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随着分布式光伏装机规模的持续扩大,消纳矛盾日益凸显,原有的管理规范已难以适应当前的发展环境。(来源:北极星电力市场网作者:Chloe)在此背景下,国家能源局于2025年1月印发了《分布式光伏发电开发建设管理办法》(国能发新能规〔2025〕7号)。文件明确,一般工商业分布式光伏可选择全部自发自用
一、现货运行情况实时价格与去年同期相比,正式运行五省与省间,除甘肃、广东价格上涨外,其他市场实时月均价均下降。多数市场需求同比上升,但新能源等供给增加更显著,最终价格同比下降的市场更多。甘肃价格较去年同期上涨了56.18%,上涨幅度较大,原因是负荷与外送大幅增长,尤其外送上升显著,相比
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