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附件1
陕西省电力直接交易规则
(试 行)
第一章 总 则
第一条 根据《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)、《电力中长期交易基本规则(暂行)》、《陕西省电力体制改革综合试点方案》等文件精神,为进一步规范陕西省电力直接交易(以下简称“直接交易”)工作,促进电力市场健康、有序发展,结合陕西省电力市场实际,制定本规则。
第二条 直接交易是指符合准入条件的电力用户、售电公司和发电企业按照自愿参与原则直接进行的购售电交易,电网企业按规定提供输配电服务。
第三条 直接交易通过陕西电力交易中心电力交易平台(以下简称“电力交易平台”)以双边协商交易、集中竞价交易等市场化方式开展,陕西电力交易中心有限公司(以下简称“陕西电力交易中心”)负责具体交易组织工作,电力调度机构负责安全校核工作。
第四条 本规则适用于在陕西省内组织开展的电力直接交易,省间交易按其它相关规定执行。
第二章 市场成员的权利和义务
第五条 市场成员包括市场主体和陕西电力交易中心、电力调度机构。市场主体包括在陕西电力交易中心注册的发电企业、电力用户、售电公司和电网企业等。
第六条 发电企业的权利和义务
(一)按规则参与电力市场交易,签订和履行市场化交易形成的购售电合同、输配电服务合同;
(二)获得公平的输电服务和电网接入服务;
(三)根据陕西电力交易中心、电力调度机构管理职责范围,服从统一管理;
(四)执行并网调度协议,服从电力调度机构的统一调度,按规定提供辅助服务;
(五)按规定披露和提供信息,获得市场交易和输配电服务等相关信息;
(六)法律法规规定的其他权利和义务。
第七条 电力用户的权利和义务
(一)参与电力市场交易,签订和履行购售电合同、输配电服务合同,提供直接交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他生产信息;
(二)获得公平的输配电服务和电网接入服务,按规定支付购电费、输配电费、政府性基金与附加等;
(三)按规定披露和提供信息,获得市场交易和输配电服务等相关信息;
(四)服从电力调度机构的统一调度,在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按调度机构要求安排用电;
(五)遵守电力运行管理部门有关电力需求侧管理规定,执行有序用电管理,配合开展错避峰;
(六)法律法规规定的其他权利和义务。
第八条 售电公司的权利和义务
(一)按规则参与电力市场交易,签订和履行电力交易合同,约定交易、服务、结算、收费等事项;
(二)获得公平的输配电服务;
(三)按规定披露和提供信息,获得市场交易和输配电服务等相关信息;
(四)承担保密义务,不得泄露用户信息;
(五) 按照国家有关规定,在指定网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺,对公司重大事项进行公告,并定期公布公司年报;
(五)遵守政府电力管理部门有关电力需求侧管理规定,执行有序用电管理,配合开展错避峰;
(六)拥有配电网的售电公司,服从电力调度机构的统一调度,在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按电力调度机构的要求配合安排有序用电;
(七)拥有配电网的售电公司,承担配电网安全责任,提供安全、可靠的电力供应,履行保底供电服务和普遍服务,确保承诺的供电质量符合国家、电力行业和相关标准;
(八)拥有配电网的售电公司,负责所属配电网络的投资、建设、运营和维护、检修和事故处理,无歧视提供配电服务,不得干预用户自主选择售电公司;
(九)拥有配电网的售电公司,负责提供本电网区域内用户电压等级、用电类别、营销编号、计量点编号等基础信息,并保证信息的准确性;
(十)法律法规规定的其他权利和义务。
第九条 电网企业的权利和义务
(一)保障输配电设施的安全稳定运行;
(二)提供公平的输配电服务和电网接入服务;
(三)服从电力调度机构的统一调度,建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统;
(四)向接入电网的市场主体提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务;
(五)按规定收取输配电费,代收代付电费和政府性基金与附加等;
(六)预测并确定优先购电用户的电量需求,执行厂网间优先发电等合同;
(七)按政府定价向优先购电用户以及其他不参与市场交易的电力用户提供售电服务,签订和履行相应的供用电合同和购售电合同;
(八)按规定披露和提供信息;
(九)负责提供本电网区域内用户电压等级、用电类别、营销编号、计量点编号等基础信息,并保证信息的准确性;
(十)法律法规规定的其他权利和义务。
第十条 陕西电力交易中心的权利和义务
(一)组织各类交易;
(二)拟定相应电力交易实施细则;
(三)编制交易计划;
(四)负责市场主体的注册管理;
(五)提供电力交易结算依据(包括但不限于全部电量电费、辅助服务费及输电服务费等)及相关服务;
(六)监测和分析市场运行情况;
(七)建设、运营和维护电力市场交易技术支持系统;
(八)配合陕西省发展和改革委员会(以下简称“省发展改革委”)和国家能源局西北监管局(以下简称“西北能源监管局”)对市场运营情况进行分析评估,提出修改建议;
(九)按规定披露和发布信息;
(十)法律法规规定的其他权利和义务。
第十一条 电力调度机构的权利和义务
(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)向陕西电力交易中心提供安全约束条件和基础数据,配合陕西电力交易中心履行市场运营职能;
(四)合理安排电网运行方式,保障电力交易结果的执行;
(五)按规定披露和提供电网运行的相关信息;
(六)法律法规规定的其他权利和义务。
第三章 市场主体准入与退出
第十二条 进入直接交易的市场主体应符合产业政策,满足国家节能环保要求,具有独立法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。
第十三条 发电企业准入条件
(一)依法取得电力业务许可证(发电类);
(二)符合国家产业政策,单位能耗、环保排放、并网安全应达到国家和行业规定标准;
(三)并入陕西电网的单机容量200MW及以上公用火电企业;
(四)鼓励规划内的风电、太阳能发电等可再生能源发电企业在保障利用小时数之外的电量参与直接交易;
(五)燃煤自备电厂按照国家有关规定承担政府性基金及附加、政策性交叉补贴、系统备容费、普遍服务和社会责任,取得电力业务许可证,达到能效、环保排放要求,成为合格市场主体后,其自发自用以外电量可参与直接交易;
(六)有序开展分布式发电市场化交易试点工作。
第十四条 电力用户准入条件
(一)在电网企业独立开户、单独计量,执行大工业和一般工商业电价的电力用户;
(二)大用户:年用电量500万千瓦时及以上,可直接参与电力直接交易,或自主选择一家售电公司代理参与;
(三)中小用户:年用电量在300-500万千瓦时的电力用户,只可自主选择一家售电公司代理参与;
(四)园区用户:在园区内完成电能信息采集的基础上,可以园区为单位,成立售电公司,整体参与市场化交易;或委托其它售电公司代理参与;
(五)现阶段,先行放开煤炭、钢铁、有色、建材4个行业电力用户发用电计划,全电量参与市场化交易;年用电量500万千瓦时及以上的用户,可直接参与电力直接交易,或自主选择一家售电公司代理参与;年用电量500万千瓦时以下的用户,只可自主选择一家售电公司代理参与;
(七)全电量参与市场化交易的电力用户原则上不得随意退出市场,取消目录电价,执行保底供电电价。
第十五条 售电公司准入条件
(一)符合《售电公司准入与退出管理办法》(发改经体〔2016〕2120号)的相关规定;
(二)售电公司一般应拥有10名及以上专职专业人员,其中至少有1名电力工程类高级职称和3名电力工程类中级职称专职管理人员;具有配电网运营权的售电公司,拥有与从事配电业务相适应的专业技术人员、营销人员、财务人员等,不少于20人,其中至少拥有2名电力工程类高级职称和5名电力工程类中级职称的专业管理人员。
第十六条 电力大用户自愿向所在地市级(含杨凌示范区、西咸新区、省级计划单列市、省直管县)发展改革部门申请参加直接交易,市级发展改革部门审核后对符合要求的企业,报省发展改革委统一备案,由省发展改革委发布准入电力用户名单。
第十七条 符合条件的发电企业自愿向省发展改革委申请参加直接交易,由省发展改革委发布准入发电企业名单。
第十八条 列入准入名单的发电企业和电力用户在陕西电力交易中心注册成为合格市场主体后,方可参与直接交易。发电企业、电力用户注册时,按要求和固定格式签署信用承诺书,向陕西电力交易中心提交注册资料,并对注册资料的真实性、准确性、合规性和完备性负责,陕西电力交易中心收到企业提交的注册申请和注册资料后,原则上7个工作日内完成材料完整性核验。完整性核验通过的企业,注册自动生效。
第十九条 售电公司市场准入资格采用注册制度。按照“一注册、一承诺、一公示、三备案”的程序,列入市场主体目录后即可获得参与市场资格。
第二十条 陕西电力交易中心为各类市场主体提供注册服务,编制注册流程、指南,对市场主体进行注册培训。
第二十一条 陕西电力交易中心按期将市场主体注册情况向省发展改革委、西北能源监管局、第三方信用服务机构等备案,对市场主体目录实施动态管理。
第二十二条 陕西电力交易中心收到电力用户的注册申请或电力用户与售电公司的代理关系绑定申请后,将电力用户注册信息、代理关系绑定信息按用户的供电关系分别发送给国网陕西省电力公司 (以下简称“省电力公司”)或陕西省地方电力(集团)有限公司(以下简称“省地方电力公司”)进行核对。省电力公司和省地方电力公司5个工作日内完成电力用户信息核对,确保信息正确和完整,将核对结果书面反馈陕西电力交易中心。
第二十三条 集团公司类型用户和其所属单位不得同时注册,只能以集团用户注册或各隶属单位分别注册;同一用电地址的用户,不得以多个工商营业执照名称重复注册。
第二十四条 市场主体有下列情形之一的,应强制退出市场并注销注册:
(一)违反国家有关法律法规或环保政策行为的;
(二)隐瞒有关情况或者以提供虚假申请材料等方式违法违规进入市场;
(三)严重违反市场交易规则;
(四)依法被撤销、解散,依法宣告破产、歇业的;
(五)企业违反信用承诺且拒不整改或信用评价降低为不适合继续参与市场交易的;
(六)被有关部门和社会组织依法依规对其他领域失信行为做出处理,并被纳入严重失信主体“黑名单”的;
(七)法律、法规规定的其他情形。
第二十五条 市场主体选择进入市场,在3年内不可退出,通过市场竞争形成价格。强制退出的市场主体,应按合同承担相应违约责任,原则上3年内不得直接参与电力市场交易。自愿退出的市场主体,应按合同承担相应违约责任,原则上2年内不得直接参与电力市场交易。
第四章 交易周期及交易方式
第二十六条 直接交易按周期分为多年(1年以上)、年度(含半年)、季度、月度及月内短期交易。每年可根据实际情况选择交易周期。多年交易需分解到年度,年度、季度交易需分解到月度。
第二十七条 直接交易可采取双边协商交易、集中竞价交易、挂牌交易等方式组织。
第二十八条 集中竞价交易可采取边际电价法或报价撮合法进行市场出清,在每次交易公告中进行明确。边际电价法采用交易双方申报电量和价格方式组织交易,所有成交电量均采用统一价格进行出清。报价撮合法采用交易双方申报电量和价格方式组织交易,将购电方、售电方申报价格(差)配对,形成竞争交易价格(差)进行出清。
第二十九条 集中竞价交易申报开始后,发电企业、电力用户和售电公司通过电力交易平台申报交易电量和价格。申报期间,可以多次修改申报数据,以交易申报截止时间前最后一次申报数据作为最终申报数据。
第三十条 发电企业之间对已经达成的交易合同可以进行转让。
第三十一条 售电公司之间对已经达成的与发电企业之间的交易合同可以进行转让,与用户之间签订的代理合同不能转让。
第三十二条 售电公司参与交易前,应向电网企业提供履约保函作为违约担保,由陕西电力交易中心代收代管。
第三十三条 同一市场主体同时具备发电企业、电力用户、售电公司中两种或两种以上类型时,每次交易只能选择一种类型参与。在每次交易前应向陕西电力交易中心申报参与交易的市场主体类型。
第五章 交易组织
第三十四条 每年11月上旬,省发展改革委下达次年电力直接交易工作方案,发布年度直接交易相关市场信息,包括但不限于直接交易总规模、交易组织安排、参与市场主体、相关工作要求等。
第三十五条 年度双边协商交易
(一) 每年11月中旬,电力调度机构应向陕西电力交易中心提供以下信息:
1.次年主要输电设备停电检修计划;
2.次年各输电通道输电能力(分解到月)。
(二) 每年11月下旬,陕西电力交易中心通过电力交易平台发布年度市场交易相关市场信息和交易公告,包括但不限于:
1.次年关键输电通道剩余可用输送能力情况;
2.次年直接交易电量预测;
3.次年各机组可发电量上限;
4.次年统调口径电力电量供需预测;
5.市场主体的基本信息及信用等级评价信息等。
(三) 交易公告发布之后,市场主体经过双边协商,在规定时间内由发电企业在陕西电力交易平台申报双边协商达成的交易电量、交易价格等信息,由发电企业、电力用户或售电公司通过平台共同确认。售电公司应同时向陕西电力交易中心提交与电力用户签订的委托代理购售电合同或协议。
(四) 陕西电力交易中心在交易申报结束后3个工作日内,对年度双边协商交易意向进行汇总、校核,提交电力调度机构进行安全校核,电力调度机构在5个工作日之内将校核结果返回陕西电力交易中心。
(五) 安全校核通过后,陕西电力交易中心于2个工作日在电力交易平台发布年度双边交易结果。安全校核未通过的电量,由陕西电力交易中心发布未通过校核电量的相关信息(包括相关市场主体、未通过校核电量、原因等),由相关市场主体进行第二轮协商,于3个工作日内在陕西电力交易平台申报,交易组织流程同上。第二轮协商未成交电量转入集中竞价交易。
(六)交易结果发布后,由“交易承诺书+交易公告+正式发布的交易结果”组成的电子合同立即生效。
(七)陕西电力交易中心将双边协商直接交易电子合同报省发展改革委、西北能源监管局备案。
第三十六条 月度集中竞价交易组织
(一)每月上旬,电力调度机构向陕西电力交易中心提供以下信息:
1.次月发电机组及主要输电设备停电检修计划(分解到日);
2.次月关键输电通道输电能力(分解到日)。
3.次月保障电网安全运行的关键支撑电厂最低发电量需求。
(二)每月上旬,陕西电力交易中心通过电力交易平台发布次月市场交易相关信息和交易公告,包括但不限于:
1.次月关键输电通道剩余可用输送能力情况;
2.次月直接交易电量预测;
3.次月各机组可发电量上限;
4.市场主体的基本信息及信用等级评价信息等。
5.综合平衡已有交易计划后,关键支撑电厂满足调度给定的最低发电量要求的电量缺额。
(三)月度集中竞价交易公告发布后的第2个工作日,月度集中竞价交易开始申报,申报时间原则上不超过1个工作日。
(四)购电方、售电方通过电力交易平台申报电量、电价等信息,以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。售电公司应提前向陕西电力交易中心提交与电力用户签订的委托代理购售电合同或协议。
(五)陕西电力交易中心在申报结束后1个工作日内,依据集中竞价交易规则,形成交易结果,提交电力调度机构进行安全校核,电力调度机构在2个工作日之内将校核结果返回陕西电力交易中心。
(六)调度机构对重要支撑电厂发电量有要求的,应明确书面告知陕西电力交易中心,相关电厂在集中竞价交易时中标电量满足运行要求的,对竞价结果不予调整。相关电厂在集中竞价时中标电量不足或未中标时,陕西电力交易中心对交易结果进行调整,在出清电量中优先预留相关电厂缺额电量,集中竞价剩余出清电量按照同比例削减原则重新出清,所有出清电量执行统一出清电价。
(七)安全校核通过后,陕西电力交易中心于2个工作日在电力交易平台发布月度集中竞价交易结果。
(八)交易结果发布后,由“交易承诺书+交易公告+正式发布的交易结果”组成的电子合同立即生效。
(九)陕西电力交易中心将集中竞价交易电子合同报省发展改革委、西北能源监管局备案。
第三十七条 多年双边协商交易在组织年度双边协商交易时进行确认。
第三十八条 市场初期,年度双边协商交易也可按半年周期组织,上、下半年双边协商交易分别于上年11月、当年5月份组织,交易组织流程参照年度双边协商交易。
第三十九条 直接交易合同生效后,陕西电力交易中心将直接交易电量一并纳入发电企业的月度发电安排。电力调度机构应当合理安排电网运行方式并保障执行。
第四十条 年度交易电量原则上应分解到月。在保持后续月份原有分解计划总量不变的前提下,可以于每月15日前对年度双边交易合同中次月分解计划提出调整要求,通过电力交易平台上报陕西电力交易中心,经安全校核后,作为月度发电安排和月度交易电量结算的依据。
第六章 价格机制
第四十一条 电力用户购电价格(结算电价)由直接交易价格、输配电价和政府性基金及附加三部分组成。两部制电价用户基本电价按规定执行。
双边协商交易的直接交易价格由市场主体自主协商确定,集中竞价交易的直接交易价格根据市场主体报价按照集中竞价交易规则出清后确定,挂牌交易价格以挂牌价格结算。
第四十二条 发电企业结算电价等于直接交易价格(含税、环保电价等)。
第四十三条 电网输配电价暂按《陕西省物价局关于调整陕西电网电力价格的通知》(陕价商发〔2018〕84号)、《陕西省物价局关于调整榆林电网电力价格的通知》(陕价商发〔2018〕85号)执行。合同执行期间,遇输配电价、政府性基金及附加等电价政策调整,执行调整后的政策。
第四十四条 双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价交易中,为避免市场操纵及恶性竞争,可以对报价设置上下限。
第四十五条 鼓励直接交易购售双方签订具有价格联动机制的中长期交易合同。在自主自愿、平等协商的基础上,约定建立固定价格、“基准电价+浮动机制”、随电煤价格并综合考虑各种市场因素调整等多种形式的市场价格形成机制,分散和降低市场风险。
第四十六条 对于电费支出占比较高的行业,鼓励直接交易购售双方签订随产品价格联动的中长期交易合同,协商确定交易基准电价、基准电价对应产品价格、随产品价格联动的电价机制。
第四十七条 签订具有价格联动机制的中长期市场化交易合同,通过电力交易平台进行申报。遇有满足浮动条件、需要进行价格调整时,由购售双方在陕西电力交易平台进行申报(申报内容包括:已执行电量及对应电价,未执行电量及对应价格,价格调整原因及期限等)。
第四十八条 若参与直接交易的电力用户由省地方电力公司供电,电厂接入国网陕西省电力公司电网,用户按直接交易价格、所在电网(陕西电网或榆林电网)输配电价和政府性基金及附加与省地方电力公司所属供电单位结算;省电力公司与省地方电力公司的结算价格暂按现行趸售电价扣减省物价局核定输配电价时的平均上网电价与直接交易价格的价差执行。逐步过渡到按地方电网配电价格执行,遇电价政策调整时,结算价格同步调整。
第四十九条 参与直接交易的峰谷电价电力用户,应继续执行现行峰谷电价政策,直接交易电价作为平段电价,峰、谷电价按现有峰平谷比价计算,电力用户不参与分摊调峰费用。
第七章 安全校核与交易执行
第五十条 电力调度机构负责直接交易的安全校核工作。在规定期限内,电力调度机构未对直接交易合同提出异议的,视为通过安全校核。
第五十一条 安全校核未通过时,对于双边协商交易,按时间优先、等比例原则进行削减;对于集中竞价交易,按价格优先原则进行削减,价格相同时按发电侧节能低碳电力调度的优先级进行削减。对于约定电力交易曲线的,最后进行削减。基数电量受市场交易电量影响不能通过安全校核的,可以转让。
第五十二条 对于跨越省电力公司和省地方电力公司电网进行的直接交易,两家电网企业应根据趸售电量执行情况对交易结果进行校核,保证交易结果的执行。
第五十三条 参与直接交易的发电机组因事故跳闸、非计划临修、出力受限、电煤供应困难等原因无法继续发电,可开展合同电量转让交易。
第五十四条 电力用户应执行政府批准的有序用电方案,按照电网安全需要实施错峰避峰等限电措施。因错峰避峰等限电措施影响计划执行的,经省级电力运行主管部门批准后调整。
第五十五条 电力系统发生紧急情况和事故时,电力调度机构可以按照保证安全的原则实施调度,事后应向省发展改革委和西北能源监管局报告事件经过,并向受到影响的交易双方书面说明原因。非发电企业和电力用户原因影响计划执行的,在后续的发供电计划中滚动调整。紧急情况导致的经济损失,有明确责任主体的,由相关责任主体承担经济责任。
第八章 计量与结算
第五十六条 直接交易计量抄表暂维持原有方式不变。电力用户直接交易电量计量点以电力用户与电网企业签订的《供用电合同》为准。发电企业直接交易电量计量点以发电企业与电网企业签订的《购售电合同》为准。电网企业对电力用户、发电企业直接交易关口表抄表时间以相一致的自然月为周期。
第五十七条 电网企业应于每月第1个工作日内报送用户用电量数据至陕西电力交易中心,并保证其数据的准确性。直接交易相关电费结算暂维持原有方式不变。陕西电力交易中心负责向市场主体出具结算凭证,电网企业负责进行资金结算。电网企业向参与直接交易的电力用户收取电费,含基本电费、交易电量电费、代收的基金和附加等;电网企业按照实际购售电合同履行情况,向售电公司支付或收取价差电费;电网企业按规定向发电企业结算直接交易电费。
第五十八条 对于同一个市场成员,有多笔市场化交易合同时,按合同执行周期排序:当月到期的合同优先于未到期的合同执行;合同同时到期的,按合同剩余电量比例结算的原则执行。
第五十九条 售电公司的售电收入为正时,由电网企业向售电公司支付结算的价差电费(或代理费),同时售电公司提供增值税专用发票给对应的电网企业;当售电公司的售电收入为负时,由售电公司向电网企业支付结算的价差电费(或代理费),同时对应的电网企业提供增值税专用发票给售电公司,如售电公司不履行支付义务,该笔费用可从履约保证金中扣除。
第六十条 现阶段直接交易电量结算原则为“月度结算,合同末期清算”,适时过渡到“月结月清”。
第六十一条 全电量参与市场的电力用户月度电量允许偏差范围为±5%,对±5%偏差以外的电量进行考核;部分电量参与市场的电力用户月度电量允许偏差范围为-5%,对-5%偏差以外的电量进行考核。
第六十二条 售电公司代理的电力用户如果全电量参与市场,售电公司月度电量允许偏差范围为±5%,对±5%偏差以外的电量进行偏差考核;售电公司代理的电力用户如果部分电量参与市场,售电公司月度电量允许偏差范围为-5%,对-5%偏差以外的电量进行考核。
第六十三条 现阶段,发电企业允许偏差电量范围为-5%。由于发电企业自身原因造成的-5%偏差以外的电量进行考核。
第九章 信息披露
第六十四条 陕西电力交易中心负责市场运营信息的管理和发布,负责管理和维护电力交易平台、网站,并为其他市场成员通过电力交易平台、网站披露信息提供便利。各市场成员对所披露信息的准确性、及时性和真实性负责。
第六十五条 陕西电力交易中心会同电力调度机构及时向发布市场供需情况及电力电量平衡情况、电网约束情况、市场交易信息、电网概况及运行情况、直调发电企业基本信息及运行情况、主要发输电设备检修计划等。
第六十六条 发电企业应每年进行一次信息披露,并根据市场情况,在变更时随时披露相关信息。信息披露内容主要包括:企业名称、股权结构、机组台数、机组容量、投产日期、发电业务许可证、已签合同电量、中长期交易电量完成情况等信息。
第六十七条 电力用户应每年进行一次公众信息披露,并根据市场情况,在变更时随时披露相关信息。信息披露内容主要包括:企业名称、股权结构、投产时间、用电电压等级、最大生产能力、年用电量、电费欠缴情况、产品电力单耗、用电负荷率、直接交易需求、价格、已签合同电量、中长期交易电量完成情况等信息。
第六十八条 售电公司应每半年进行一次公众信息披露,并根据市场情况,在变更时随时披露相关信息。信息披露内容主要包括:企业名称、股权结构、注册资本、资产总额、注册生效时间、代理电力用户及交易需求、中长期交易电量完成情况等信息。
第六十九条 电网企业按现有规定信息披露,并根据市场情况,在变更时随时披露相关信息。信息披露内容主要包括:企业名称、注册资本、经营范围、成立日期、相关业务许可证、年度电力供需预测、电力中长期交易合同电量、电量执行、电量清算等情况、输配电价标准(含线损)、政府性基金和附加等有关电价标准等信息。
第十章 市场干预、监管、争议与违规处理
第七十条 陕西省电力直接交易工作由省发展改革委牵头,西北能源监管局等单位参与配合。省发展改革委负责日常工作协调,组织市场运行。
第七十一条 西北能源监管局会同省发展改革委负责市场监管,确保交易行为规范有序。
第七十二条 市场主体要按照有关规则参与交易,各方要履行相关合同。发生争议时,各方应协商解决,也可提请西北能源监管局、省发展改革委调解,协调或调解不成的,当事方可提请仲裁委员会进行仲裁或提请人民法院通过法律途径解决。
第七十三条 市场主体不遵守相关管理规定,无理由阻碍、拖延和扰乱电力直接交易工作的行为,任何一方均可向西北能源监管局和省发展改革委投诉。
第七十四条 出现紧急情况导致交易难以正常进行时,省发展改革委会同西北能源监管局等相关部门进行市场干预。进行市场干预时,应及时向市场成员通告市场干预的原因、范围和持续时间。
第七十五条 发生下列情况可进行市场干预:
(一)市场主体滥用市场力、串谋及其它严重违约、不能履约等,致使市场秩序受到严重扰乱。
(二)陕西电力交易中心有关交易程序及平台发生故障,交易无法正常运行时。
(三)出现天气、外部环境等不可抗力造成电网运行方式发生重大变化。
(四)需要进行市场干预的其它情况。
第七十六条 市场干预措施包括:
(一)调整市场交易时间、暂缓或终止市场交易。
(二)调整直接交易电量规模。
(三)其它干预措施。
第七十七条 本规则由省发展改革委会同西北能源监管局共同解释。
第七十八条 已有规定如与本规则不一致,按本规则执行。
第七十九条 本规则自发布之日起施行,《陕西省发展和改革委员会、国家能源局西北监管局关于印发陕西省电力用户与发电企业直接交易实施规则(暂行)的通知》(陕发改运行〔2014〕1174号)、《陕西省发展和改革委员会、国家能源局西北监管局关于印发陕西省电力用户与发电企业直接交易暂行办法的通知》(陕发改运行〔2014〕1002号)同时废止。
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北极星售电网获悉,3月14日,新疆电力交易中心发布关于征求《新疆电力市场管理委员会工作(议事)规则(征求意见稿)》等4个征求意见稿意见建议的通知。其中包括《新疆电力市场结算方案(修订稿)》部分修订条款。补充增加独立储能结算相关条款,明确独立储能充放电分别按照用电侧、发电侧进行结算。第
北极星储能网获悉,3月10日,中煤于田新能源有限公司成立,法定代表人为于建民,注册资本约8.4亿人民币,经营范围包括太阳能发电技术服务、新兴能源技术研发、储能技术服务等,由中国中煤旗下中煤电力有限公司全资持股。今年以来,中煤电力有限公司已成立中煤电力(哈密)新能源投资有限公司、中煤(南
北极星储能网获悉,3月11日,全球产能最大的短流程钒电解液制备项目在内江投运,这是四川发展(控股)公司贯彻落实国家“双碳”战略、加速布局新型储能战略性新兴产业的第一个重大产业化项目,标志着四川省储能产业建圈强链迈出新步伐。此次投产的年产60000m短流程钒电解液制备项目,采用自主研发的新
北极星储能网获悉,3月12日,四川宜宾组织申报2024年度新型储能项目补助。对宜宾市内纳入四川省新型储能示范项目且装机规模10万千瓦/20万千瓦时及以上的电网侧独立储能电站,按年度参与电网统一调度,单个项目每年最高补助400万元。对2024年以来在宜宾市内新建设投运且装机规模不低于100千瓦的用户侧储
2021年以来,储能市场风起云涌、群雄争霸,储能行业进入蓬勃发展阶段。与此同时,储能的“商业模式”与“收益率”也成为大家讨论的热点。而这个热点问题,离不开电力市场,可谓是储能收益“成也电力市场,败也电力市场”。仅凭一纸账单,虽能够得知储能收益情况,但这些数字背后的形成原因更值得我们挖
日前,澳大利亚能源市场运营商(AEMO)透露,在最近进行的新南威尔士州路线图竞争性招标中,将近14GWh长时储能系统成功中标。其中包括两个电池储能系统和一个位于Mudgee镇以西35公里的抽水蓄能发电设施(PHES),总计规模为1.03GW/13.79GWh。三个成功中标的储能项目分别是由Enervest公司拥有并运营的12
近日,2025年“北极星杯”储能影响力企业评选颁奖典礼在浙江杭州隆重举行。天合光能凭借前瞻性技术创新、卓越的系统集成能力以及出色的市场表现,荣获“储能影响力系统集成商”“储能技术创新企业”两大奖项,充分彰显其在储能全产业链的技术实力与在全球新能源赛道中的领跑地位。天合光能始终将科技创
近期,多座储能电站获最新进展,北极星储能网特将2025年3月10日-2025年3月14日期间发布的储能项目动态整理如下:1GW/2GWh!山东烟台储能中心项目开工近日,山东烟台举办春季高质量发展重大项目建设现场推进会,321个重点项目集中开工,其中包括烟台储能中心(西部)1GW/2GWh项目。据了解,山东烟台储能
国家能源局发布的数据显示,截至2024年年底,全国已建成投运的新型储能项目,累计装机规模达73.8GW/168GWh,较2023年底增长超过130%。平均储能时长2.3小时,较2023年底增加约0.2小时。从储能时长看,4小时及以上新型储能电站项目逐步增加,截至2024年年底装机占比为15.4%,较2023年底提高约3个百分点。
继订单调价后,赣锋锂电又一则消息引起广泛关注。赣锋锂业3月13日公告,赣锋锂电拟用自有资金以定向减资回购的方式,回购部分股东持有的赣锋锂电股份。本次赣锋锂电实施定向减资回购的股份数量拟不超过4.99亿股,对应的回购资金约16.00亿元。01对赌“败了”的锂王细究下来,赣锋锂电此举与公司上市遇阻
北极星储能网获悉,3月11日,广东肇庆市高要区人民政府印发《肇庆市高要区碳达峰实施方案》。其中提出,因地制宜拓展新型储能多元化应用,推进新能源发电配建新型储能,规划引导独立储能合理布局,鼓励用户侧储能发展。大力推进“新能源+储能”项目建设,落实“新能源+储能”标准配置政策,2023年7月1
3月11日获悉,河北南部电网电力现货市场于3月初启动连续结算试运行。这标志着河北南部地区电力市场化改革迈出关键一步,电力市场体系全面形成、日趋成熟,资源配置效率和清洁能源消纳水平将实现系统性提升。电力现货市场与中长期市场、辅助服务市场共同构成电力市场,是全国统一电力市场的重要组成部分
北极星售电网获悉,3月10日,安徽电力交易中心信息发布2025年1月华东调峰市场安徽购买调峰费用分摊统计结果的通知。详情如下:[$NewPage$][$NewPage$][$NewPage$][$NewPage$]
北极星售电网获悉,3月10日,国家能源局综合司发布关于印发《2025年能源行业标准计划立项指南》的通知。文件提出,2025年能源行业标准计划立项重点方向包括:电力市场和供电服务、电力需求侧管理等。电力市场和供电服务:A501电力市场准入技术要求(包括新型储能、虚拟电厂、智能微电网等新型主体参与
北极星售电网获悉,3月7日,湖南电力交易中心发布调频需求计算说明。文件明确,依据《湖南省电力调频辅助服务市场交易规则(结算试运行)》第二十一条,调控中心应综合考虑负荷预测、新能源功率预测及系统实际运行情况等因素确定系统调频容量需求,市场初期,暂定为负荷预测值最大值的2%~7%。正常情况
北极星售电网获悉,3月4日,安徽电力交易中心发布关于结算2025年1月安徽电网发电厂辅助服务补偿及并网运行考核费用的通知。详情如下:[$NewPage$][$NewPage$][$NewPage$][$NewPage$][$NewPage$][$NewPage$]
北极星售电网获悉,近日,河北电力交易中心发布河北南网调频速率需求设定及出清原则(暂行)。综合河北南网负荷波动率、与外网联络、负荷峰谷差等特性以及电网实际运行调整情况,经省发改委同意,暂定电网调频调节总速率需求为150兆瓦/分钟。调频市场按照“价格优先,性能优先,按需调度”的原则,生成
北极星售电网获悉,2月24日,上海电力交易中心公示2025年1月上海电网“两个细则”补偿结果。详情如下:2025年1月上海电网“两个细则”补偿结果公示根据《华东能源监管局关于进一步明确发电机组调试运行期辅助服务分摊标准及“两个细则”考核和补偿结果公示、结算有关事项的通知》(华东监能市场〔2023
北极星售电网获悉,2月21日,安徽电力交易中心公示2025年1月华东调峰市场安徽购买调峰费用分摊情况。详情如下:[$NewPage$][$NewPage$]
北极星售电网获悉,2月21日,河北电力交易中心发布河北南网电力现货市场系列规则V3.0版,包括河北南部电网电力市场基本规则以及河北南网电力市场成员管理实施细则、河北南部电网电力市场中长期交易实施细则、河北南部电网现货电能量市场交易实施细则、河北南部电网辅助服务市场交易实施细则、河北南部
北极星售电网获悉,2月21日,河北电力交易中心发布河北南网电力现货市场系列规则V3.0版,包括河北南部电网电力市场基本规则以及河北南网电力市场成员管理实施细则、河北南部电网电力市场中长期交易实施细则、河北南部电网现货电能量市场交易实施细则、河北南部电网辅助服务市场交易实施细则、河北南部
北极星售电网获悉,近日,湖北电力交易中心转发华中能源监管局关于明确电力辅助服务市场价格机制等相关事项的通知(华中监能市场〔2024〕120号),其中提到,调整调峰辅助服务市场价格上限,按不高于当地平价新能源项目的上网电价原则调整调峰辅助服务市场价格上限。调整调频辅助服务市场价格机制及性
北极星售电网获悉,3月14日,新疆电力交易中心发布关于征求《新疆电力市场管理委员会工作(议事)规则(征求意见稿)》等4个征求意见稿意见建议的通知。其中包括《新疆电力市场结算方案(修订稿)》部分修订条款。补充增加独立储能结算相关条款,明确独立储能充放电分别按照用电侧、发电侧进行结算。第
北极星售电网获悉,3月7日,吉林电力交易中心发布关于公示2025年第四批电力市场注册售电公司相关信息的公告。2025年3月,按照《售电公司管理办法》(发改体改规〔2021〕1595号)相关规定,吉林电力交易中心受理1家售电公司注册申请。吉林电力交易中心对上述售电公司提交的市场注册申请材料进行完整性核
北极星售电网获悉,3月11日,吉林电力交易中心发布关于公示2025年第一批电力市场注销售电公司相关信息的公告。2025年3月,按照《售电公司管理办法》(发改体改规〔2021〕1595号)相关规定,吉林电力交易中心受理了1家售电公司自愿注销申请。现将企业名单予以公示,公示期为2025年3月12日至2024年3月25
北极星售电网获悉,3月13日,昆明电力交易中心发布关于市场经营主体依规运营的风险提示。
2021年以来,储能市场风起云涌、群雄争霸,储能行业进入蓬勃发展阶段。与此同时,储能的“商业模式”与“收益率”也成为大家讨论的热点。而这个热点问题,离不开电力市场,可谓是储能收益“成也电力市场,败也电力市场”。仅凭一纸账单,虽能够得知储能收益情况,但这些数字背后的形成原因更值得我们挖
北极星售电网获悉,3月14日,首都电力交易中心发布关于公示售电公司国启中能电力(北京)集团有限公司自主注销的公告。售电公司国启中能电力(北京)集团有限公司,初始注册地为北京电力交易中心有限公司,该企业自愿申请注销售电业务。按照国家发改委、国家能源局《售电公司管理办法》(发改体改规〔2
北极星售电网获悉,3月11日,辽宁电力交易中心发布关于部分售电公司注销的公示。根据2024年辽宁电力市场售电公司持续满足注册条件核查情况,47家售电公司因未持续满足注册条件且未在规定时间整改到位或连续3年未在任一行政区域开展售电业务启动强制退出程序(已自行注销者除外)。现将相关企业名单予以
北极星售电网获悉,3月14日,陕西电力交易中心转发陕西省发展和改革委员会关于征求《创新支持陕西省虚拟电厂参与电力市场高质量发展实施方案(征求意见稿)》、《陕西省服务虚拟电厂建设运营实施方案(征求意见稿)》意见的函。其中《创新支持陕西省虚拟电厂参与电力市场高质量发展实施方案(征求意见
北极星售电网获悉,3月14日,陕西电力交易中心转发陕西省发展和改革委员会关于征求《陕西省服务虚拟电厂建设运营实施方案(征求意见稿)》意见的函。其中《陕西省服务虚拟电厂建设运营实施方案(征求意见稿)》明确,2025年,推动全省虚拟电厂接入虚拟电厂运营管理平台并参与需求响应、电能量市场和辅
北极星售电网获悉,3月14日,南方电网公司发布2025年新型电力系统建设重点任务,其中包括抓好“十大任务”实施、推进“十大技术”应用。详情如下:·抓好“十大任务”实施1.加快新能源高效开发利用2.构建新能源优化配置大平台3.推动配电网高质量发展4.加快数字电网孪生平台建设5.提升需求侧协同能力6.
今年政府工作报告提出,“协同推进降碳减污扩绿增长”“加快发展绿色低碳经济”“深入实施绿色低碳先进技术示范工程”“推进新能源开发利用”“积极稳妥推进碳达峰碳中和”……能源电力绿色发展成为备受关注的议题之一。绿色发展是高质量发展的底色。南方电网公司正加快数字化绿色化协同发展步伐,推动
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