二、强化分时段签约
(一)优化时段划分方式。各地政府主管部门要会同电网企业、电力交易机构,根据电源结构变化、近三年电力供需形势及电力现货市场试运行计划,考虑2023年本地区电力供需形势,进一步优化时段划分方式,交易时段数量由3—5段增加至5段以上,结合各地实际用电负荷与新能源出力特性,按需明确划分尖峰、深谷时段。各地要充分考虑电力现货市场试运行安排,做好与现货市场的衔接,约定在现货市场运行期间的负荷曲线形成方式和调整方式。进一步扩大分时段交易范围,2023年分时段签约规模、比例均不得低于上一年度。
(二)完善分时段交易组织方式。采取双边协商、集中交易(包含竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易)等多种方式灵活组织开展分时段交易,交易周期包含年度、季度(多月)、月度等。鼓励年度、季度(多月)分时段交易以双边协商为主,月度分时段交易以集中竞价为主,电网企业代理购电市场化采购方式按国家相关政策执行。具备条件的省份,进一步将分时段交易逐步细化至月内,实现按旬、周定期开市,现货试点地区应实现按工作日连续开市。
三、优化跨省区中长期交易机制
(一)送受端政府主管部门加强对接。送受端政府主管部门要加强对接,鼓励签订多年、年度送受电协议,明确年度及分月电量规模、分时曲线(或形成方式)和市场价格形成机制。地方政府主管部门指导本地区发电企业、电网企业、交易机构采用市场化方式,落实政府间送受电协议内容。
(二)坚持跨省区中长期合同高比例签约。推动跨省区优先发电计划全部通过中长期交易合同方式落实,对于配套电源等明确送电主体的优先发电计划,年度市场应按照年度计划足额签约。对于未明确送电主体的优先发电计划,年度签约比例不得低于年度送电规模的90%,剩余电量通过月度或者月内中长期交易确定,如交易未达成,可先行安排送电,待价格协商一致后结算或清算。配套电源在优先落实省间送电计划、满足国家明确消纳省份购电需求的基础上,如仍有富余电力,可参与其他市场化交易。
(三)健全跨省区中长期交易机制。完善跨省区中长期交易机制,进一步缩短交易周期,实现按旬、周定期开市,具备条件的按工作日连续开市。通过双边协商、集中交易(包含竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易)等方式确定送电价格、规模和分时曲线(或形成方式),年度签约时需确定分月电量规模及曲线(或形成方式),进一步拉大峰谷价差。对于跨省跨区煤电(包括跨省区输电通道配套煤电),要严格落实国家煤电上网电价“基准价+上下浮动”市场化价格机制相关要求。
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