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观察丨发电联盟——当前电力改革面对的沉重话题
我们都知道,在这一轮电力改革之前,真正意义上的电改也只是实现了厂网分离,开始在电力市场化引入竞争机制,在发电侧也就有了五大发电集团(华能、大唐、华电、国电、中电投)、四小豪门(国投、国华、华润、中广核)的诞生,从而将电网的垂直一体化垄断模式打破。谁也不曾料到,看似已成市场竞争对手的各发电集团,在本轮电改过程中,却又兴起结盟之势。首先,我们了解下近期在各地电改过程中出现的一些非市场行为的片段:
江西省能源局4月11日发文指出“一个园区由一家售电公司代理交易,并要求同一发电企业应确保与不同售电公司的电力交易同期同价”。而后5月12日又发紧急通知要求“园区管委会不得‘大包大揽’,更不得通过强制指令等方式剥夺园区企业的自主选择权。对于各发电集团的售电公司应严格行业自律,不得用所谓‘零服务费’承诺在市场化初期进行恶性竞争。
河南发生两件事,一是渑池县产业集聚区管理委员会发文同意华能河南能源销售有限公司为渑池县产业集聚区确定的唯一一家售电公司;二是据传在今年第三次双边协商交易前河南八大发电企业召开联盟会,统一口径,电量一度都不能卖给民营售电公司。就在第三次双边协商交易合同提交截止的前一天,售电联盟向政府请愿,结果便是推迟交易,修改规则增大供给。
1-5月全国电力供需总体宽松 全社会用电量累计增速同比提高
1-5月份,全国全社会用电量24263亿千瓦时,同比增长6.4%,增速比上年同期提高3.6个百分点。
分产业看,1-5月份,第一产业用电量390亿千瓦时,同比增长6.1%,占全社会用电量的比重为1.6%;第二产业用电量17129亿千瓦时,同比增长6.3%,增速比上年同期提高6.0个百分点,占全社会用电量的比重为70.6%,对全社会用电量增长的贡献率为70.3%;第三产业用电量3353亿千瓦时,同比增长9.0%,增速比上年同期回落0.6个百分点,占全社会用电量的比重为13.8%,对全社会用电量增长的贡献率为19.0%;城乡居民生活用电量3392亿千瓦时,同比增长4.1%,增速比上年同期回落4.2个百分点,占全社会用电量的比重为14.0%,对全社会用电量增长的贡献率为9.1%。
【关注】绿色电力市场和碳市场应如何链接?
部分绿色发电企业认为,如果把这部分减排量权益让给电力消费企业,那么将意味着他们的收入减少。但是,作为研究人员,我们并不这样认为。我们反复强调电力消费企业应该在付出绿电的额外成本之后,获得绿证和碳减排价值,这样可以激烈更多的纯电力消费企业来购买绿证。特别是一旦推出强制绿证市场,绿证的价格如果因为更多的购买力而保持一个旺盛的市场需求,那么将利好所有可再生能源发电企业。
现在弃风限电的原因较为复杂,跨省电力输送困难是原因之一,如何激励东部省份采购西部的绿电,是解决弃风非常重要的方法。这些东部省份无一例外都是身负减排指标,通过采购绿电而获得减排量将大大激励东部省份的外购绿电意愿。
因此下一步的研究重点,是如何通过有效链接绿色电力市场和碳市场来实现跨省的绿电输送,及降低全社会能源转型和碳减排成本。
关于增量配电网的几个主要问题解答
《有序放开增量配电业务管理办法》指出:增量配电区域的配电价格由所在省(区、市)价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定,并报国家发展改革委备案。配电价格核定前,暂按售电公司或电力用户接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价扣减该配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价执行。
《关于云南增量配售电业务改革有关问题的复函》中进一步明确:以云南电网输配电价的相关规定为例,如增加配电网接入110千伏变电站的10千伏出线端,应执行10千伏输配电价,即0.1692元/千瓦时;若接入110千伏变电站的高压侧,则应执行110千伏输配电价,即0.07元/千瓦时。
但实际操作中存在如接入同一电压等级的不同接入点,导致增量配电的建设成本差异较大,但在现有办法下能享受的配电价格相同等类似矛盾,需立足节约社会综合成本的角度,与电网公司协商接入方案,国家能源主管部门也需尽快出台增量配电配网费核定办法或细则,指导地方政府核定增量配电网过网费,解决类似矛盾。
国家发改委关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知
为贯彻落实国务院关于取消工业企业结构调整专项资金,降低国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金,合理调整电价结构的决定,进一步降低用能成本、助力企业减负,促进供给侧结构性改革,现将有关事项通知如下。
自2017年7月1日起,取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金,将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准各降低25%,腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆电价,缓解燃煤发电企业经营困难。
各省(区、市)价格主管部门要按照上述原则,抓紧研究提出调整燃煤电厂标杆上网电价具体方案,于2017年6月22日前上报我委(价格司)备案。即将完成首轮输配电价改革试点的省(区、市),要做好与输配电价调整方案的衔接。
延伸阅读:
【电改全面铺开 售电纠纷怎么解】售电一周要闻(0612-0616)
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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
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新一轮电力体制改革10年来,广东电力市场实现了从“价差传导”向“顺价联动”、从“只降不升”向“能升能降”、从现货“间断运行”向“连续运行”等根本性突破,从2015年全国第一个实现中长期集中交易,到2019年全国第一个开展现货结算试运行,再到2021年全国第一批现货市场“转正”,广东电力市场为电
4月2—3日,央视财经频道《经济信息联播》推出新一轮电力体制改革十年主题策划——电改“新”观察专题系列报道。其中报道了广东汕头的亚洲单体连片规模最大淡水渔光互补一体化项目并网后将以“市场电量+基数电量”模式结算的案例,以及即将投入商业运行的海南首个独立共享储能项目的案例。2015年3月,
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2025年,我国新一轮电力体制改革迎来第十个春秋。这场电力行业的系统性变革,以"管住中间、放开两头"为核心理念,重构电力行业的运行逻辑。十年间,市场交易规模倍涨,市场主体数量激增,“能涨能跌”的市场化电价机制初步建立,多层次全国统一电力市场体系雏形初现……一系列成果凸显出我国电力体制改
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2015年3月,中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》,部署新一轮电力体制改革任务。10年来,电力生产组织方式逐步由计划向市场转变,全国统一电力市场建设快速推进,主要由市场决定价格的机制初步建立。国家能源局发布的最新数据显示:全国市场化交易电量由2016年的1.1万亿千瓦
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