电价市场化改革

关于电力市场化改革决策部署要求，按照近期国家发展改革委关于做好2021年电力中长期合同签订工作要求，结合我省工作实际，现就2021年电力市场交易有关工作安排通知如下： 一、市场主体准入 (一
区交易)。不符合国家产业政策的电力用户暂不参与市场化交易，产品和工艺属于《产业结构调整指导目录》中淘汰类和限制类的电力用户严格执行现有差别电价政策。2021年，全省电力市场化用户用电规模约1900亿千

电价，中标企业与电网企业签订长期购售电合同(不少于20年)。丰水期全电量参与市场化交易;不参与市场交易的，结算电价按照四川省丰水期(6-10月)光伏发电市场化交易有关文件执行。 二、张北柔性直流、张北

2019年5月国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，通过建立具有一定强制性和约束力的消纳责任机制、按省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重指标，推进
可再生能源电力消费引领氛围的形成，建立电源供应侧促进和用电消费侧责任双轨并行、共同发力的可再生能源电力发展机制，并在风电、光伏发电等可再生能源电力全面实现电价补贴退出后，过渡到以消纳可再生能源

进入的火热领域。然而，盲目扩产、消纳、补贴缺口等问题也逐渐暴露出来。 2018年，国家发展改革委、财政部、国家能源局三家联合发布了关于2018年光伏发电有关事项的通知，明确加快光伏发电补贴退坡，降低
等方面，结合行业发展新情况进行了调整完善。通知提出今年新建光伏发电项目补贴总额为15亿元，其中5亿元用于户用光伏，10亿元用于补贴竞价项目。4月2日，国家发改委印发《关于2020年光伏发电上网电价

补贴和绿证的脱钩，为绿色电力交易创造了条件。脱钩后，绿证交易完全成为市场化的交易，绿证长期采购合约、二次转售等应逐步放开。 近日，国家发改委、财政部、国家能源局联合印发《关于关于促进非水可再生能源
发电健康发展的若干意见有关事项的补充通知》(下称《补充通知》)，对可再生能源电价附加补助资金结算规则进行了明确，同时指出可再生项目退补后，绿证及绿证交易成为收入来源之一。 今年初，财政部、国家发改委

、光伏发电参与居民电能替代市场化交易结算价格的部分，应从其上网电费中扣除，一并形成实施居民生活电能替代价格政策的电价空间。 三、请国网四川省电力公司、四川电力交易中心做好风电、光伏发电市场化交易结算

=脱硫煤电价+全部补贴; 每年剩余的300小时， 头17.8年(32000小时以内)，上网电价=市场化交易电价+全部补贴; 17.8年以后(32000小时~36000小时)，上网电价=市场化交易

照这个标杆电价，收购合理利用小时数确定的电量，项目就能达到资本金内部收益率8%-10%的合理水平。超过合理小时数的发电量，除了按火电基准电价销售(或者参与市场化交易)，还可以取得绿证交易收益，多发多得

改革红利全部向用户侧传导。 四部门和单位联合制定出台《实施方案》，对战略性新兴产业电价机制做出顶层设计，可以充分发挥我省煤电资源优势，形成有比较优势的电价洼地，打造集聚战略性新兴产业的发展高地，能够

近日，山西省能源局、省发展改革委、省工信厅、山西国资运营公司联合印发《战略性新兴产业电价机制实施方案》(以下简称《实施方案》)。16日，在山西省政府新闻办举办的发布会上，山西省能源局副局长侯秉让介绍
，《实施方案》的目标是，通过创新电力交易机制，对用电电压等级110千伏及以上的14个战略性新兴产业用户，实现终端电价0.3元/千瓦时的目标。 近年来，山西省发电装机快速增长，截至今年9月底已经达到