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深度天然气直供与大用户直购电的比较与思考

发布时间:2024-02-10 18:22:02 |   作者: kok电竞平台下载

  近年的实践证明,实行天然气直供大用户直购电(虽已“升级”为电力中长期交易,此处姑且用此“俗名”)已成为降低企业用能成本、推动经济高水平发展的有效手段,应该积极地推进和深化。

  落实减税降费政策,降低企业用电、用气、物流成本是中央在部署今年经济工作中推出的重大举措。近年的实践证明,实行天然气直供和大用户直购电(虽已“升级”为电力中长期交易,此处姑且用此“俗名”)已成为降低企业用能成本、推动经济高水平发展的有效手段,应该积极地推进和深化。特别是受新型冠状病毒肺炎疫情影响,实体经济面临快速复工、最大限度释放产能、实现全年发展目标的任务,推进天然气直供和大用户直购电有着更迫切的现实意义。

  天然气直供,就是用户直接向上游天然气供应商购买天然气用来生产或消费,不再转售。就字面来说,“天然气直供”最早见于2012年3月国家发展改革委下发的《关于规范城市管道天然气和省内天然气运输价格管理的指导意见(征求意见稿)》。该意见稿提出:“鼓励上游生产企业对城市燃气公司和大用户直供”。其实,就实践层面,天然气直供出现的更早。亦即2004年西气东输天然气管线投运之初,国家就在其沿线个燃气发电厂,成为国内首批天然气“直供用户”。当然,由于气源不足、气价高等种种原因,其中大多数项目投产后运作不畅。

  近年来,随着天然气市场规模的扩大,天然气直供的话题再度变热。如何快速推进天然气利用,提高天然气在一次能源消费中的比重,成为各地推动经济高水平发展的自觉选择。一是作为优质高效、绿色清洁的低碳能源,天然气的自身属性,决定了天然气在治理大气污染、应对气候平均状态随时间的变化、推进能源消费革命中具有突出的比较优势;二是我国天然气资源进口逐渐开放,鼓励社会资本进入,国际资源价格持续走低,供应量大幅度增长可期,具备大规模利用的资源基础优势;三是经济下降带来的压力加大,实体经济用气成本增加,理顺和改革天然气价格形成机制、降低包括天然气在内的用能成本呼声日隆;四是直供用户的需求量大,具有较强的议价能力。

  价格机制改革是天然气体制改革的核心内容之一。通过直供,在用户侧增加竞争性,逐步探索建立天然气价格市场化的形成机制,可以产生倒逼天然气体制改革的强大动力,成为推进天然气体制改革的一个突破口。为理顺天然气产业链各环节价格关系,2013年国家发展改革委下发《关于调整天然气价格的通知》,翌年出台《关于调整非居民用存量天然气价格的通知》,2015年3月发布《关于规范城市管道天然气和省内天然气运输价格管理的指导意见》,明白准确地提出“鼓励上游生产企业对城市燃气公司和大用户直供,减少中间环节,避免层层转供,降低供气成本”,放开直供用户用气门站价格,进行改革试点,同年4月1日起将存量气和增量气门站价格并轨,全面理顺非居民用气价格。2016年国家又相继出台《天然气管道运输价格管理办法》《天然气管道运输定价成本监审办法(试行)》《关于配气价格监督管理的指导意见》,要求中间销售环节不得盈利,对管输公司的盈利水平做了明确规定,“管住中间”初露端倪。“三桶油”及地方管网公司依据新的办法进行监审定价后,管输费一下子就下降,城市燃气公司的配气费相应进行了调整。2017年6月,国家发展改革委、国家能源局等13部门出台《快速推进天然气利用的意见》(以下简称《意见》),明确“建立用户自主选择资源和供气路径的机制”,用户可自主选择资源方以及供气路径,减少中间环节,降低用气成本。2018年5月国家发展改革委《关于理顺居民用气门站价格的通知》出台,理顺门站价格,居民、非居民基准门站价格统一,释放降价红利。至此,天然气价格改革层层推进,促进天然气直供的政策环境、外部形势已然明朗。

  以《意见》出台为发端,地方政府纷纷制定相应的政策措施,天然气直供步伐加快。自2017年以来,四川、安徽、山东等多地相继出台文件,明确支持对天然气用户实行直供服务。各地政策从大用户准入、城燃企业关系、发文机构等几个维度划分,可分为:一是明确把用气量作为大用户准入门槛的,如广东省的大用户指燃气电厂、分布式能源站、炼厂和年用气量超过1亿立方米的大工业用户。山东省的文件中把大用户界定为年用气量超过5000万立方米的工业集中区、清洁化集中采暖、热电联产用气项目。二是没明确大用户准入门槛的,如安徽、福建等。三是文件涉及直供用户与城燃企业关系的,如山东(鲁建城建字〔2019〕33号)明确:新建天然气直供管道不应违背既定燃气经营区域划分(政府特许经营协议)。济南市则规定:支持上游企业、城燃企业与大用户合资建设直供管道,供气路径应符合燃气规划;鼓励城燃企业开放已建管道并提供代输服务,代输价格按价格主管部门规定执行。较多的则对新增大用户“鼓励气源企业、省管网经营企业、城燃企业和大用户合资建设直供管道”“鼓励城燃企业开放已建管道并提供代输服务”,充分考量了大用户与城燃企业的关系以及城燃企业的相关利益。四是直接“绕过去”城燃企业,只讲直供的。成都市规定,合乎条件的由市经信部门统一操刀:对具备实施条件的,由企业向属地能源管理部门提出申请,市经信委会商中石油、中石化等气源供应单位安排直供,降低企业用气价格,即不经过城燃企业,直接在气源单位接管用气。政策施行当年,成都全市直供天然气工业大用户已达到40家,直供价格在1.65~1.78元/立方米,远远低于加权平均转供价格,年供应天然气16.8亿立方米,占工业用气的58.54%。江苏明确“坚持直供模式,降低用气成本,供气管网能轻松实现供气的区域,各设区市不得在供应侧和城镇燃气企业及大用户等用户侧之间增加中间供气输配环节”“苏南地区通过新建供气通道或通过管道公平开放实现多气源供应”。去年7月,江苏国信仪征燃机热电联产天然气直供管道建设项目获批,新建天然气管道16.5公里,设计输量7.5亿立方米/年。五是发文机关各不相同。有以省级政府名义下发的,如广东省;有省级部门联合下发的,如山东省,由住建厅、发改委联合下发;福建省、重庆市则是分别由经信委、发改委单独印发。从多地实践看,直供明显降低企业用气成本。天然气直供成为企业用户继直购电之后新的市场期待和推进天然气价格市场化的新动力。

  改革必然涉及利益调整。天然气直供实质上就是天然气产业链不同环节企业之间利益的一次调整和再分配,矛盾和问题也难以避免。抛开标准制定、经营时限与成本回收、模式选择等问题且不论,目前最为突出的便是直供与政府特许经营权的冲突。从表面看,直供确实与城燃企业存在利益交叉,与现有政策、法规有一定冲突。毋庸置疑,特许经营制度实施以来,在加快城市燃气基础设施建设、规范运营管理方面的确发挥了非消极作用,促进了城市燃气市场的发展。但是,随全国天然气利用规模的逐步扩大,特别是13部委《意见》的颁布,气化区域和气化率得到了同步提高,各类用户的用气需求慢慢地释放,而取得特许经营的城市燃气企业,并不能全面、有效地满足特许经营区域内各类用户的多样化需求,特许经营权限制了别的市场主体的进入,形成了垄断经营,特许经营权不仅慢慢的变成了开展天然气直供的体制障碍,也成为企业市场竞争力继续提升的内在阻力,必须放到油气体制改革总体框架中积极稳妥地解决。回顾我国40多年来的改革历程,特别是民营经济和其他经济成分的发展,就是通过非激进性办法,实行渐进式改革,充分兼顾各市场主体的利益,“小跑不停步”,最终实现改革的目标。

  所谓大用户直购电,是指电厂和终端购电大用户之间通过直接交易的形式协定购电量和购电价格,然后委托电网企业将协议电量由发电企业输配到终端购电大用户,并另支付电网企业所承担的输配服务费用。由过去的“独买独卖”变成“多买多卖”,增加发、用双方的选择权。直购电是电力交易的一种重要表现形式和构建电力竞争市场结构的重要环节,对形成市场化的电价机制具有直接意义。“大用户直购电”的称谓已不能准确表达中长期交易框架下的市场主体间的交易关系,但考虑大用户直购电的嬗变以及与天然气直供比较的便利,本文仍以大用户直购电称之。

  大用户直购电的概念首度出现在2002年国务院印发的《电力体制改革方案》(即“5号文”)中。文件提出“开展发电企业向大用户直接供电的试点工作,改变电网企业独家购买电力的格局;在具备条件的地区,开展发电企业向较高电压等级或较大用电量的用户和配电网直接供电的试点工作。直供电量的价格由发电企业与用户协商确定,并执行国家规定的输配电价”。2015年颁布的《中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(即“9号文”)指出,“在发电侧和售电侧开展有效竞争,培育独立市场主体,着力构建主体多元、竞争有序的电力交易格局”,而售电侧放开的主要内容之一就是放开用户的选择权,主要表现形式即是大用户向发电企业购电。随着售电侧市场的逐步放开和相关机制的建立完善,特别是2016年12月国家发展改革委、国家能源局制定《电力中长期交易基本规则(暂行)》并颁布实施,推动了电力市场化交易,目前全国范围内已经有33个电力交易中心,绝大多数已经实现了售电公司准入,被称为“直购电”的电力用户与发电企业直接交易,成为电力中长期交易的主要品种。自2017年起,各类统计资料中基本以市场化交易电量涵盖直接交易。

  2004年4月,国家电监会和国家发展改革委联合印发了《电力用户直接向发电企业购电试点的暂行办法》(简称《暂行办法》),明确了直购电试点工作的指导思想、目的和原则,大用户直购电试点开始起步。当年9月,国家电监会宣布吉林炭素有限责任公司向吉林龙华热电股份有限公司直接购电,标志着全国第一个直购电试点真正开始启动。2006年11月,广东电网公司、广东国华粤电台山发电有限公司及首批参加试点的台山市化学制药有限公司等6家大用户签订了直购电试点合同。之后,多省区相继开展了不同程度、不同规模和形式的直购电试点。湖北于2008年直接启动了双(多)边交易,而起点较高的内蒙古直接进行了多边交易市场的尝试,并建立了成熟的模式。2009年6月,国家电监会、国家发展改革委、国家能源局共同出台了《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》,对准入条件、试点内容以及购电价格构成、电量计量和结算等实际运行中的有关问题,作了进一步的细化完善。同年,经国家电监会、国家发展改革委、国家能源局批复,抚顺铝业与内蒙古伊敏电厂在全国率先进行跨省直接交易探索。

  直购电在明显降低实体经济用电成本、实现多赢的同时,各地也出现一些不规范的操作,突出表现为变相电价优惠,导致直购电走形。为刹住各地变相降价之风,2007年9月国家发展改革委、财政部、电监会3部门联合印发《关于进一步贯彻落实差别电价政策有关问题的通知》,要求各地立马停止执行各地自行出台的对高耗能企业的优惠电价措施。2010年5月,针对部分省区自行实施优惠电价的现象,国家发展改革委、国家电监会和国家能源局联合下发《关于清理对高耗能企业优惠电价等问题的通知》,要求清理各种各样的形式的优惠电量交易,开展电力价格大检查。对此,大部分省区取消了优惠电价。2010年后的两三年间,除个别省外,全国大部分省份的大用户直购电交易暂停。全国大用户直购电交易进入低谷期。2010年当年全国大用户直接交易电量仅为80.4亿千瓦时,仅占全社会用电量的0.2%左右。

  2013年5月,在直购电试点走过十个年头后,迎来历史性转机:国家能源局宣布取消“电力用户向发电企业直接购电试点”行政审批事项。2013、2014年全国大用户直购电试点省份迅速增长到24个,除个别省市受电力基础设施等限制,不适合试点外,其他所有省份均进行了试点,大用户直购电席卷全国。以山东省为例。该省于2014年重启直购电交易,当年安排交易电量100亿千瓦时,2016年规模就达到680亿千瓦时,降低企业用电成本达35亿元,2019年直购电交易电量达1728亿千瓦时,占全社会总用电量的28%。2016年,全国直接交易电量接近8000亿千瓦时,约占社会用电量的16%,为用户节约电费570亿元。去年,全国市场化交易(直接交易是主要形式)电量突破2.3万亿千瓦时,占全社会用电量的30%左右,同比提高6%。

  在推进天然气直购中,遇到的问题和矛盾在大用户直购电试点十几年的探索过程中盖皆有之。这是由二者在各自产业中的地位、行业属性、管制模式、改革的相似性所决定的。如,作为同样都是具有垄断属性的管输产业,价格上交叉补贴的问题;用户界定划分的问题;“政府特许经营权”的问题;“输配电(气)价”的问题;搁浅成本的问题;因直购带来电(气)网的安全性问题、调度运行问题甚至直供电(气)量的占比、偏差考核(随着天然气直供规模的扩大会对城燃企业的管输带来影响)的问题,不一而足。虽不能用一个方子解开两个行业的症结,但借鉴大用户直购电的成功做法解决天然气直供中遇到的矛盾和问题,有着直接的现实操作性。

  一是合理进行大用户划分。借鉴大用户直购电在启动之初把电压等级、年用电量、市场占有率作为设定条件的做法,建议天然气大用户具备三个门槛即可:1)符合国家产业政策、环保要求。2)用气量达到一定规模。3)所需供气压力为次高压及以上。各地应结合市场实际,合理界定划分。对于界定哪部分气量作为直购,既可优先考虑用户现有的消费量,也可以是现有用户向上游争取到的自有气量以及新增用户的用气量等。随着改革的深化,最终的划分标准必然会由市场来决定,准入门槛必然会更加开放。

  二是稳妥选择直供模式。天然气大用户直供的方式,目前大致上可以分为两种情况:“直购+代输”模式、 “直购+自建”模式,与电力直购的专线直连、电网转运模式基本类似。前者“代输”由地方城燃企业完成,与燃气特许经营制度协调难度较小,后者则是供(用)方自建管道,与燃气特许经营制度冲突较大,甚至诸多项目难以落地。虽然从2005年11月到2017年2月,国家发展改革委、国家能源局在给重庆、江苏等地的有关复函中均明确表达:满足一定条件,发电企业是可以建设专线向用户直接供电。兼顾各方利益平衡,时至今日,“架专线卖电”也鲜有耳闻,而发电企业的售电公司较多出现。在大用户直购电中,推动电网企业以收取输电费为主要收益来源是改革的硬核内容之一,为减少直供对特许经营者的影响,有利于直供的推进,天然气“直购+自建”模式中,不妨变“自建”为“共建”,一则支持城燃企业建设管道并提供有偿的代输及运维服务,同时鼓励气源企业、省管网经营企业、城燃企业及大用户合资建设新建直供管道,实现直供各方利益的“最大公约数”,调动市场各方主体的积极性。同时把握如下几个维度的问题:新建的供气路径应符合区域燃气规划;对天然气管网建设经营成本分摊、管输费定价、收取等关键环节,能源管理部门、监督管理的机构应强化管理监督,保障各方合法权益,不能因非技术成本等因素致使直供成为镜花水月。

  三是逐步推进燃气特许经营制度改革。这是目前天然气直供中最为突出的矛盾,也是绕不过去的“硬骨头”。直供是不是就一定损害城燃企业的利益呢?的确,政府特许经营权具有唯一性、排他性,静态地看,确实是瓜分了城燃企业的市场,减少了经济收益。可如果是因为直供把蛋糕做大了再分呢?或者是增加了分奶酪的机会呢?大用户直购电顺利推进一个很重要的缘由是收到了包括电网企业在内的多赢的成效,不是简单的分蛋糕而是做大蛋糕,依靠增量改进等渐进式的办法,实现甚至增大各市场主体的需求满足。在直供用户中,不能够满足新增用量者有之,城燃企业管道覆盖不到(在特许经营区域内)者亦有之,在现有政策下,直供可以在一定程度上完成用户的诉求,则上游企业、下游用户都获得了更好的境况,城燃企业境况亦没有变坏,倘若在直供过程中,城燃公司可以提供了管输服务或者参股建设了新的管道而增加收益,其自身的境况自然会变得更好。实践证明,天然气直供可以是促进天然气市场实现帕累托最优的路径,直供用户和城燃企业之间不是零和博弈,而可以变成一场多赢的合作。改革政府特许经营权制度不是简单地对制度进行废止,而是坚持目标导向,充分考量城燃企业和直供的关系,稳步推进。首先,建立过渡期制度,并做好与特许经营协议规定期限的衔接,过渡期内城燃企业享有燃气基础设施的投资权、建设权、经营权。二是培育新的市场主体和经营业态。支持其他社会资本进入城燃市场,增强市场活力。三是实行兜底政策,对城燃企业因特许经营权制度改革产生的搁浅成本兜底,逐步通过市场化手段进行分担。对民生用气兜底,确保居民用气安全稳定。

  四是以交叉补贴改革倒逼城燃企业重建发展模式。交叉补贴对城燃企业来说是指工商业对居民用户的补贴,形式主要有二:价格上的交叉补贴,即在现行的天然气价格体制中,居民用气价格一直受到政府管制,无法反映实际成本,造成价格倒挂,城燃企业用非居民用户气价所得收益来补贴居民供气亏损;气量上的交叉补贴,城燃企业在向上游购气时,由于获批复居民气量不足以满足下游居民用气需求,城燃企业只能把高于居民气量价格的非居民指标用于居民气量销售,导致城燃企业交叉补贴扩大(这一现象在采暖季相对明显)。供电企业同样存在交叉补贴,同样需要用大工业和一般工商业用户对居民用户进行补贴,更为相同的是,和城燃企业也一样,交叉补贴亦是当初供电企业抵触大用户直购电的理由。如今,电网盈利模式发生了深刻改变,已经由过去简单的赚取上网电价和销售电价的价差,变为收取国家核定的“准许成本+合理收益”,而输配电制度的建立,正得益于大用户直购电价格变化的推动,从而倒逼整个电网企业纯收入模式的改变。今天推进天然气直供,城燃企业交叉补贴的问题必须逐步解决。交叉补贴在发展城市燃气、加快城市燃气设施建设的过程中,起到了非消极作用,但从长远看,交叉补贴掩盖了天然气的商品属性,抑制了企业的竞争活力,加剧了企业的政策依赖,已成为推进天然气体制改革特别是价格市场化改革的阻碍,减少乃至取消交叉补贴将是改革的一个必然结果。事实上,随着居民用气规模扩大和城市气化率提高,各种成本正在不断摊薄,居民用气点分散、用气终端多、单位用气量低、管理难度大等推高成本因素日渐式微。以城燃管道为例,我国城镇燃气管网总长度迅速增加,管网密度显著提升,单位建设、运维成本降低。同时,居民用气价格倒挂状况亦显著改善。有统计表明,随着天然气价格改革,全国多数地区天然气居民用气价格基本实现了与工业用气价格的并轨,气价总体水平降低。以山东两地市2019年数据为例。上游气源方在山东地区夏季平均供气价格2.2元左右,居民用气价格2.02元/立方米;冬季平均供气价格在2.4元左右,居民用气价格2.02元/立方米。济南一档居民用气3.3元/立方米,二档气3.8元/立方米,三档气4.8元/立方米。青岛一档居民用气3.25元/立方米,二档气3.83元/立方米,三档气4.7元/立方米。门站价和终端销售价的价差固然无法对成本全部覆盖,但至少能够正常的看到价格的倒挂已远不像城燃企业反映的那样突出,交叉补贴在城燃企业利润中的份额显而易见地下降。参照输配电价形成机制,测算厘清交叉补贴;避免交叉补贴规模增大,降低工商业气价负担,不应再降低居民气价;调整阶梯气价一级气量,提高居民气价水平;通过提高居民最低生活保障、变暗补为明补等方式,建立完善保障天然气普遍服务制度,确保低收入人群的基本生活应用气。曾有机构测算,随着居民生活水平的提高,即便是将居民用气全部市场化,用气支出占城镇居民人均可支配收入的提高幅度完全在可承受范围,若如此,交叉补贴便不复存在,工商业用气价格自然下降,全社会气价水平整体降低。随着国家管网公司的成立,作为配气企业的城燃企业,其盈利模式自然与输配一体的电网企业不同,但走出过渡期的城燃企业寻求新的市场增长点、提质增效,重塑盈利模式、发展模式却是不二选择。

  我国已确定进入全面深化改革的历史时期。深水区的改革,一定要做好摸着石头过河与顶层设计的结合,更需要增强工作的系统性、整体性、协同性。气价改革是牵一发而动全身的关键环节,总结天然气体制改革的成功探索,也要借鉴电力体制改革特别是大用户直购电在内的成功经验,把推进天然气直供作为加快天然气体制改革的重要环节,从一隅之试验,求全局之题解。这既是认识论的一个过程,也是实践论的最后归宿。把在一时一地、一行业一领域所获得的经验,再放诸更广的实践,实现更大的价值,发挥顶层设计的决定性作用,彰显顶层设计的全局意义。

  一是坚定不移推动天然气直供。秉持渐进式改革的理念,做到小步快跑不停步。降低终端气价是一个系统工程,在上游市场未放开、中间管网开放不够的情势下,通过“直供”大面积降低气价,难度很大,但仍然是目前在天然气价格改革中容易打开的缺口,既有降价的现实作用,也有倒逼改革的长远价值,直供的意义超过了降价本身,必须坚定市场化方向,稳步推进。

  二是增强系统性、整体性和协同性。天然气直供绝不仅仅是上下游企业之间的商业交易,其中既关系到国际能源合作,也联系着千家万户的锅台灶头,直接影响着城燃企业的利益和天然气管网的安全有效运行。一个《意见》的出台,涉及13个部门,足见天然气在经济社会中的位置和影响之重、产业关联之紧密。必须强化改革的系统性,做到整体考量,逐步打破上游市场的垄断、加强对上游勘探开发、强化中间环节的监管和开放下游市场协同推进,同时积极探索利用社会资本、市场化手段解决城市供气基础设施服务的思路和办法,用无形之手拓宽天然气直供之路。

  三是加强市场监管。天然气行业本身所具有的自然垄断属性决定了加强监管的必要性。能源治理是国家治理体系的重要组成部分。要从提高国家治理体系和治理能力现代化水平的高度着眼,强化天然气市场监管。无论是在竞争性环节还是自然垄断环节,目前都缺乏相应的监督管理机制、手段。燃气行业长期以来承担了许多应由政府承担的职能,模糊了市场与政府的界限,职责职能交叉与价格交叉补贴并存,监管错位与缺位兼具,许多交易环节、交易行为、交易成本没有纳入到监管之中,降低了监管的效能,同时,市场支配地位、特许经营权制度束缚了城燃企业缺乏竞争活力,降低了企业的效率效益,推高了用气成本。随着国家管网公司的成立、上游市场改革的推进,“放开两头、管住中间”的思路落地落细,只要咬住市场方向不动摇,天然气体制改革的后发优势必将愈发彰显。

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  安徽省首座天然气调峰电厂直供管线日,安徽省首座由淮河能源燃气集团投资建设的天然气调峰电厂直供汊涧-石梁高压管线项目正式通气。项目起点位于滨海LNG配套苏皖管线#阀室,终点为滁州天然气调峰电厂,设计输气规模每年12亿立方米。项目通气将为滁州天然气调峰电厂机组正常运行提供有力的气源保证,有助于增强电网和天然气

  直供只是天然气下游改革的一个过渡阶段,却折射出改革面临的一系列复杂问题。(来源:微信公众号“能源杂志”作者:武魏楠)2500多年前,吴王阖闾派弟夫概在今雉城东南两里处筑城,作为夫概王邑。因城狭长,故名长城。2500年后,这里发展成为了长兴县,位于浙皖苏三省交界处的优越地理位置成为长兴融入

  重庆:对受疫情影响或生产经营困难的中小微企业给予2022年5—6月气费不低于5%的财政补贴

  北极星能源网获悉,重庆市发改委7月8日公开发布《关于落实中小微企业、个体工商户水电气费支持政策的通知》,通知指出,对受疫情影响或生产经营困难的中小微企业(高耗能行业企业、以水气为主要生产原料的企业、天然气发电企业、天然气直供用户、CNG加气站除外)和个体工商户,特别是住宿餐饮、文化旅

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  国网甘肃电力完成3批次大用户直购电交易 交易总电量达485.26亿千瓦时

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  北极星售电网获悉,甘肃省人民政府办公厅日前发布了《关于逐步降低企业用电成本支持工业发展的意见》,意见中称,对现有存量用电企业在直购电政策基础上,通过电价叠加扶持等措施稳定工业用电,争取电解铝、铁合金、电石、碳化硅四个行业企业(与直购电政策准入范围一致)到户电价实现0.340.35元/千瓦

  记者从2月5日内蒙古自治区能源局召开的新闻发布会上获悉,蒙西电力市场2024年中长期交易在以往市场交易的基础上做出了一些优化和调整,其中最主要的调整是取消了新能源发电企业与电力用户之间的交易电量比例上限。2022年以来,依照国家发展改革委逐步放开各类电源发电计划,全面推动各种类型的市场主体参与

  2024年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜:电量规模2800亿千瓦时

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  2024年内蒙古东部电力交易市场中长期交易有关事宜通知:预计2024年交易电量规模约349亿千瓦时(含线损)

  北极星售电网获悉,内蒙古自治区能源局发布了内蒙古自治区能源局关于做好2024年内蒙古东部电力交易市场中长期交易有关事宜的通知。其中提出,预计2024年蒙东电网区内电力市场交易电量规模约349亿千瓦时(含线损),按照用电侧类别划分,直接交易250亿千瓦时,电网公司代理交易99亿千瓦时;按照发电侧类

  广西电力交易中心日前介绍,2024年,广西中长期交易于近日结束,签约率达100%,同比2023年增长32个百分点;交易电量550亿千瓦时,100%完成长协交易电量规模,同比增长25.45%。据了解,随着电力市场机制完善,市场化交易电量已经占广西用电量的绝大部分。2023年市场化交易电量已占广西主网售电量的64%以

  1月30日从国网新疆电力有限公司获悉,随着2024年2月月度交易正式出清,国网新疆电力中长期市场化交易累计成交电量达7047亿千瓦时,疆内市场规模超7000亿千瓦时,占新疆电网售电量的70%,累计市场化规模和市场化比例两项指标均创新高。自2016年疆内电力交易市场开放以来,国网新疆电力出台了一系列加快

  2024年广西电力中长期交易成交电量550亿千瓦时 同比增长25.45%

  北极星售电网获悉,2024年广西电力中长期交易顺利结束,签约率达100%,比2023年增长32个百分点;交易电量550亿千瓦时,100%完成长协交易电量规模,同比增长25.45%。此次中长期交易采用“双边协商+双边挂牌”的方式来进行,共159家发电企业、46家售电公司、3家直接交易用户达成交易,均价44.82分/千瓦时,

  北极星售电网获悉,浙江能监办发布了关于修订印发2024年浙江省电力中长期交易合同示范文本的通知,其中包含浙江省电力中长期交易及输配电服务合同(示范文本,2024年版),浙江省售电公司与电力用户购售电合同(示范文本,2024年修订版),浙江省绿色电力交易及输配电服务合同(示范文本2024年修订版),浙江


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