04版:产经周刊     
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用户准入门槛降低 更多企业有望降电费

电力市场化交易工作启动

本报讯(记者周桂 通讯员鲁苇)日前,我省下发《省发展改革委关于组织开展2018年电力市场化交易工作的通知》。今年,根据市场化程度及供需形势变化,对电力用户准入范围进行了调整,大用户准入门槛降低,并新增了一般用户。这将扩大电力市场化交易受益面,有利于我市更多企业参与电力市场化交易,降低用电成本。目前,我市正积极组织企业申报。

《通知》要求,所有省统调发电企业原则上按照年度预安排电量的20%进行市场化交易,同时,鼓励非统调的水电、新能源企业参与市场化交易。对于积极参与市场化交易的水电、新能源企业在今后的发展中给予倾斜支持。

《通知》对参与市场化交易的电力用户做了明确规定。电力用户必须符合国家产业政策、达到国家和湖北省规定单位能耗和污染物排放标准、符合电力市场准入条件。执行差别电价和惩罚性电价的企业,不得参与售电侧改革。2018年前获得入市资格的用户由各地市实行负面清单管理,未被纳入负面清单且公示后无异议的用户,自动获得电力市场化交易资格。新用户则分为大用户和一般用户。2018年大用户包括年用电量不低于5000万千瓦时的工业用户、年用电量不低于2000万千瓦时的商业用户、年用电量不低于500万千瓦时的高新技术企业和战略性新兴产业电力用户。这个标准比往年的标准低。此外,过去不能直接参与电力市场化交易的一般用户被纳入进来。年用电量在2000万千瓦时至5000万千瓦时之间的工业用户、年用电量在500万千瓦时至2000万千瓦时之间的商业用户、年用电量在100万千瓦时至500万千瓦时之间的高新技术企业和战略性新兴产业电力用户,可以通过售电公司参与市场化交易。

2018年电力市场化交易以年度双边协商或挂牌为主,以月度集中竞价为辅。按发电企业上网电价与电力用户电度电价等幅同步变动方式执行。峰谷分时电价相关政策暂按湖北省2017年电力直接交易相关规定执行。

电力大用户和售电公司偏差电量分别计算,电量偏差允许范围为±3%。今年,市场交易电力用户或售电公司实际用电低于合同电量的97%部分按2分/千瓦时标准补偿给发电企业,实际电量高于合同电量的103%部分按照目录电价结算并按加收1分/千瓦时标准考核后补偿给电网企业,发电企业年度发电计划均维持不变。参与电力市场化交易后签约售电公司无法履约的电力用户用电,由电网企业提供保底服务。

据了解,自2014年开始实施电力市场化交易以来,我市参与电力市场化交易的企业越来越多,电力市场化交易降成本成效明显。去年,我市20多家企业参与电力市场化交易,全年为企业降成本约7000万元。

电力市场化的由来

早在2002年的时候,我国就提出并且开始了电力体制改革。当年国家公布了《电力体制改革方案》5号文件,并且提出了“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”四大电力体制改革任务,希望能够建立一个按市场机制运行的“电力市场”。

2015年3月,国家印发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》9号文件。文件中明确提出了关于电价形成机制、电力交易体制、电力交易机构和发用电计划等多方面的电力体制改革任务,“加快构建有效竞争的市场结构和市场体系,形成主要由市场决定能源价格的机制”。9号文件的发布,标志着电力市场化迎来了发展的春天。

与2002年的市场化改革相比,新一轮电改的一个特点就是:电力市场建设应中长期交易和现货交易并举;逐步建立以中长期交易规避风险、以现货交易集中优化配置电力资源、发现真实价格信号的电力市场体系。除电能之外,调频、调峰、备用、容量保障等能源服务也能通过合理的市场机制获得合理的经济收益。在新的市场体系下,各类市场主体将逐渐地全面进入市场,电力资源通过市场机制在区域范围内进行灵活、合理的配置,服务于能源和经济社会健康协调发展。

2015年11月30日国家发改委、国家能源局印发电力体制改革配套文件《关于推进售电侧改革的实施意见》《关于推进电力市场建设的实施意见》《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》,为下一步电力市场建设提出了方向和目标。文件中明确指出,电力体制改革将建设三类电力交易中心:第一类是国家级跨大区的电力交易中心,第二类是区域交易机构,第三类是省(区、市)交易机构。电力市场建设的实施路径是:有序放开发用电计划、竞争性环节电价,不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模,逐步建立市场化的跨省跨区电力交易机制。选择具备条件的地区开展试点,建成包括中长期和现货市场等较为完整的电力市场;总结经验、完善机制、丰富品种,视情况扩大试点范围;逐步建立符合国情的电力市场体系。

(据北极星输配电网)


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