《四川省发改委关于落实煤炭市场价格政策有关工作的通知(川发改价格〔2022〕341号)》

  • 来源专题:能源情报网信息监测服务平台
  • 编译者: guokm
  • 发布时间:2022-07-14
  • 各有关市(州)发展改革委,有关燃煤发电企业、煤炭生产企业:

    为贯彻落实《国家发展改革委关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》(发改价格〔2022〕303号)要求,引导我省煤炭(动力煤,下同)价格在合理区间运行,结合我省实际,现就有关工作通知如下。

    一、根据国家发展改革委公布的秦皇岛港下水煤、晋陕蒙等地煤炭出矿环节中长期交易价格区间,按照自产煤炭与外调煤炭到燃煤电厂价格相近的原则,结合我省煤炭成本调查情况,经测算,四川省煤炭出矿环节中长期交易价格合理区间为445元/吨~595元/吨(4000千卡,含税)。如无正当理由,四川省煤炭现货价格合理区间上限不得超过出矿环节中长期交易价格区间上限的50%。价格合理区间将根据煤炭生产成本和市场形势变化适时调整。

    二、各地要做好电煤市场价格监测和煤炭成本调查工作,准确掌握煤炭生产成本和市场价格变化,为开展电煤价格调控、评估完善省内煤矿价格合理区间提供支撑。相关企业要切实做好数据的报送工作,确保数据真实可靠。

    三、省内煤炭生产企业和燃煤发电企业要在省产煤炭价格合理区间内,签足签实签长中长期合同并加强诚信履约,有效实现煤、电价格传导,切实保障省内煤炭和电力安全稳定供应。

    四、各地发展改革部门要加强对国家和我省煤炭价格政策的宣传解读,密切关注煤、电市场价格情况,配合市场监管部门按照国家有关政策及时查处市场主体捏造散布涨价信息、囤积居奇、哄抬价格、价格串通等价格违法违规行为。

    本通知自发文之日起执行。

    四川省发展和改革委员会

    2022年7月6日

  • 原文来源:https://coal.in-en.com/html/coal-2616815.shtml
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    • 国家发展改革委日前印发通知,进一步完善煤炭市场价格形成机制,引导煤炭价格在合理区间运行。国家发改委价格司司长万劲松表示,煤炭是关系国计民生的重要产品,今后一段时期,我国能源消费仍需立足以煤为主的基本国情。完善煤炭市场价格形成机制,有利于稳定市场预期,遏制投机资本恶意炒作,防止煤炭价格大起大落;有利于稳定下游企业用能成本,保持经济平稳运行。   万劲松介绍,上世纪90年代,我国煤炭价格逐步放开由市场形成。但受多方面因素影响,煤炭的市场机制还不完善,加之投机炒作推波助澜,部分时间存在市场失灵的情况,导致煤炭价格大起大落,并带来不利影响。比如,2015年,煤炭价格过度下跌,导致煤炭企业普遍亏损,生产积极性严重不足,影响行业健康发展;去年10月份,煤炭价格脱离供求基本面、短期内大幅飙升,燃煤发电行业亏损严重,影响电力安全稳定供应。   “从多年市场运行情况看,煤炭市场价格客观上存在一个合理区间。”万劲松说,我国煤炭自给率超过90%,上下游关系长期稳定,明确价格合理区间、强化区间调控、引导煤炭价格在合理区间运行,完全具备条件。应该看到,提出煤炭价格合理区间,不是要对煤炭实行政府定价,目的是在坚持煤炭价格由市场形成的基础上,建立价格区间调控机制,实现有效市场和有为政府的更好结合。从具体内容来看,这次完善煤炭市场价格形成机制可以概括为“两个明确、三项保障”。   “两个明确”:一是明确了煤炭价格合理区间。从目前阶段看,秦皇岛港下水煤(5500千卡)中长期交易价格每吨570—770元(含税)较为合理,上下游能够实现较好协同发展,这也是行业普遍共识。综合考虑合理流通费用、生产成本等因素,相应明确了煤炭重点调出地区(晋陕蒙三省区)出矿环节中长期交易价格合理区间。二是明确了合理区间内煤、电价格可以有效传导。目前,燃煤发电执行的是“基准价+上下浮动不超过20%”的市场化电价机制。这次提出煤炭价格合理区间,燃煤发电企业可在基准价上下浮动不超过20%范围内及时合理传导燃料成本变化,煤价、上网电价、用户电价通过市场化方式实现了“三价联动”,从根本上理顺了煤、电价格关系。   “三项保障”:首先,提升供需调节能力。保障煤炭产能合理充裕,完善煤炭中长期合同制度,进一步增强政府可调度储煤能力,完善储备调节机制。其次,强化市场预期管理。健全成本调查和价格监测制度,规范煤炭价格指数编制发布行为。煤炭价格超出合理区间时,充分运用各种手段和措施,引导煤炭价格回归。第三,加强市场监管。严禁对合理区间内运行的煤、电价格进行不当干预,加强煤、电中长期合同履约监管,强化期现货市场联动监管和反垄断监管,及时查处价格违法违规行为。   万劲松表示:“下一步,我们将指导督促各地、各有关企业迅速抓好落实,确保政策尽快落地见效。”
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    • 四川省发改委发布《关于进一步完善新型储能价格机制的通知》近日,四川省发改委发布了《关于进一步完善新型储能价格机制的通知》。通知自2025年1月1日起执行。 通知制定了独立储能充放电价格、用户侧新型储能项目充放电价格以及用户侧储能项目容需量电费收取规则等其他事项。 独立储能电站充放电价格 独立储能电站充电时可作为电力用户参加省内电力市场交易,其中向电网送电的,其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加,独立储能电站放电时可作为发电企业参加省内电力市场交易。 电力现货市场运行前,放电电量参照煤电政府授权合约价格机制执行,获得平均差价费用,全省执行尖峰电价期间,放电价格和平均差价费用参照分时电价机制(含尖峰电价机制)时段划分和浮动比例执行,其余时期不执行分时电价机制。 电力现货市场交易连续结算试运行开始后,鼓励独立储能电站签订高峰时段和低谷时段市场合约,发挥移峰填谷和顶峰发电作用,其放电价格按照电力市场交易规则形成,不再执行上述政策。 用户侧新型储能项目充放电价格 用户侧新型储能项目充电时可作为电力用户参加省内电力市场交易。 电力现货市场运行前,用户侧新型储能项目放电电量参照煤电政府授权合约价格机制执行,获得平均差价费用,并参照分时电价机制(含尖峰电价机制)时段划分和浮动比例执行。 电力现货市场交易连续结算试运行开始后,用户侧新型储能项目放电价格按照电力市扬交易规则形成,不再执行上述政策。 此外,通知提到,新型储能放电获得平均差价费用的兑付、分摊和清算办法,参照煤电政府投权合约价格机制执行。电网企业要严格按要求对差价费用在发用两侧的收支情况进行单独归集、单独反映。国网四川省电力公司按月将结算分摊等明细情况报送省发展改革委。 独立储能电站月度最后一次电力中长期交易后,因电力供应和安全等原因,临时增加的放电量(日发电量超出月内最后一次中长期交易日前三天平均电量部分)纳入获得平均差价费用范围,由国网四川省电力公司、四川电力交易中心核报省发展改革委、省能源局审核明确。 对于用户侧储能项目的容需量电费 通知提出:2026年12月31日前建成投运的用户侧新型储能项目,投运后两年内,其保障新型储能设备正常运行导致用电设备增容面新增的容(需)量电费,纳入全省统筹疏导。 按容量电价方式计费的,以新型储能设备新增专用变压器容量确定新增容量电费。 按需量电价方式计费的,以用户当月最大需量对应时刻的新型储能设备充电负荷确定新增需量电费,如缺少对应时刻的新型储能设备充电负荷数据,则按前后相邻时刻的负荷平均值确定。