《7月1日起执行!安徽完善迎峰度夏(冬)期间用电峰谷时段划分等有关事项!》

  • 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:2023-05-19
  • 5月17日,安徽省发展改革委安徽省能源局关于完善迎峰度夏(冬)期间用电峰谷时段划分等有关事项的通知(征求意见稿),意见稿指出,每年7、8月期间,每日用电高峰时段调整为16:00-24:00;低谷时段调整为0:00-9:00;9:00-16:00为平段。其他月份峰谷时段保持不变,每日9:00-12:00、17:00-22:00为高峰时段,23:00-次日8:00为低谷时段,其余时间为平段。

    迎峰度夏(冬)期间,在日最低气温≤-3℃或日最高气温≥35℃时(以中央电视台一套每晚天气预报中发布的合肥温度为准),对全省执行峰谷分时电价的工商业电力用户执行尖峰电价政策。

    为保障用户知情权和用电需求,迎峰度夏(冬)期间,为保障用户用电需求,因应急跨省购电产生的损益,原则上按照“月预告、周修正”方式发布。在月末3日前公布的代理购电工商业用户电价表中公示次月应急购电预计损益标准,次月内根据工商业用电量和应急购电实际情况,每7天滚动修正一次并进行公示,次月结束后公示上月应急跨省购电损益最终结算标准。

    本通知自2023年7月1日起执行。

    原文如下:

    关于公开征求《安徽省发展改革委安徽省能源局关于完善迎峰度夏(冬)期间用电峰谷时段划分等有关事项的通知(征求意见稿)》意见的公告

    为引导用户合理安排用电,保障电力迎峰度夏(冬)期间供需平衡和电网安全稳定运行,省发展改革委、省能源局研究起草了《安徽省发展改革委安徽省能源局关于完善迎峰度夏(冬)期间用电峰谷分时时段划分等有关事项的通知(征求意见稿)》。现予以公告,向社会公开征求意见。

    公开征求意见时间为2023年5月17日至2023年6月17日。欢迎有关单位和社会各界人士提出宝贵意见。有关意见建议请发送至shangjiachu@126.com,并请注明来文单位、个人及联系方式。

    感谢您的参与和支持。

    附件:

    安徽省发展改革委安徽省能源局关于完善

    迎峰度夏(冬)期间用电峰谷时段

    划分等有关事项的通知

    (征求意见稿)

    各市发展改革委,国网安徽省电力有限公司:

    为保障迎峰度夏(冬)期间电力供应,引导用户合理安排用电,保障电力供需平衡和电网安全稳定运行,现就完善峰谷分时时段划分等有关事项通知如下:

    一、优化峰谷分时电价执行时段

    每年7、8月期间,每日用电高峰时段调整为16:00-24:00;低谷时段调整为0:00-9:00;9:00-16:00为平段。其他月份峰谷时段保持不变,每日9:00-12:00、17:00-22:00为高峰时段,23:00-次日8:00为低谷时段,其余时间为平段。峰谷电价浮动比例、执行范围仍按《安徽省发展改革委关于完善工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知》(皖发改价格〔2022〕59号)执行。

    二、调整季节性尖峰电价温度触发条件

    迎峰度夏(冬)期间,在日最低气温≤-3℃或日最高气温≥35℃时(以中央电视台一套每晚天气预报中发布的合肥温度为准),对全省执行峰谷分时电价的工商业电力用户执行尖峰电价政策。尖峰电价标准仍按《安徽省发展改革委安徽省能源局关于工商业用户试行季节性尖峰电价和需求响应补偿电价的通知》(皖发改价格〔2021〕519号)执行。

    三、完善应急跨省购电预告机制

    为保障用户知情权和用电需求,迎峰度夏(冬)期间,为保障用户用电需求,因应急跨省购电产生的损益,原则上按照“月预告、周修正”方式发布。在月末3日前公布的代理购电工商业用户电价表中公示次月应急购电预计损益标准,次月内根据工商业用电量和应急购电实际情况,每7天滚动修正一次并进行公示,次月结束后公示上月应急跨省购电损益最终结算标准。

    本通知自2023年7月1日起执行,各级价格主管部门要会同电网企业加强政策宣传,鼓励用户削峰填谷;电网企业要主动作为,积极服务,帮助电力用户合理安排用电。

    2023年6月日

    来源:国际能源网/储能头条

  • 原文来源:https://www.in-en.com/article/html/energy-2324054.shtml
相关报告
  • 《三问迎峰度夏中的新型电力系统》

    • 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:2022-07-21
    • 当前正值迎峰度夏关键时期,电力可靠稳定保供尤为重要,各地开始施行夏季尖峰电价政策。据记者梳理,自7月1日起,江苏、广东、浙江、四川、安徽、山东等27省市正式开始执行尖峰电价。各地执行尖峰电价的时段稍有不同,执行范围多为大工业及一般工商业用户,价格也多采取在高峰时段电价基础上上浮20%的执行方法。 业内人士告诉记者,在我国构建新型电力系统的过程中,电力供应紧张时应注重新能源发电与传统能源发电的协同。同时,尖峰电价的设置也要考虑新能源大规模接入导致的电力成本复杂性。 迎峰度夏期间电力供需情况如何? 据国家电网消息,6月中旬以来,我国多地出现高温天气,用电量持续攀升。以江苏为例,截至7月12日,江苏电网调度用电负荷已连续24天超1亿千瓦。此外,西北电网、甘肃电网、华北电网用电负荷也创历史新高。据国家电力调度控制中心数据,6月以来,国家电网经营区域内最大用电负荷超8.44亿千瓦,西北、华北等地区用电负荷增速较快,与去年同期最高用电负荷相比,增速分别达8.81%、3.21%。 “历年迎峰度夏期间都是电力供应偏紧的时期。今年电力供应偏紧除受传统因素作用外,还有两大因素叠加。一是新能源在电力系统中的占比越来越高,其不稳定性与不可控性,使电力供应端难度加大;二是国外对中国制造的需求自今年二季度以来呈爆发式增长,对我国工业生产部门的电力供应提出了更高要求。”盛世景智能产业投资总监吴川分析,受这两大因素影响,今年甚至明后年电力负荷需求较高时期的电力供需结构都会偏紧。 “电力尖峰常集中在一段时间内,这会给系统运行带来很大压力。系统往往不宜为一小段时间内爆发的电力需求而迅速增加电力容量,所以通常会在电力供应紧张时调节用户侧负荷,以需求响应来节约更多社会成本。这就是最初设置尖峰电价的基本逻辑。” 中国社会科学院财经战略研究所副研究员冯永晟表示。 新型电力系统如何发力保供? 鉴于风电、光伏发电的不确定性和波动性,业内专家认为,在迎峰度夏阶段,传统能源应发挥更重要的作用。 “从供应角度而言,在未来的新型电力系统中,应在平段尽可能让光伏、风电等新能源出力发电。而在迎峰度夏这样的关键时期,要让火电、水电这样的可控可调节电源‘顶上来’支撑电力的稳定供应。这就需要电网对整体电力需求及自身供电能力有合理预测,并实现新能源与传统能源的协同互补。同时,电网也需要调动各类配套储能,增强迎峰度夏期间的供应能力。”吴川进一步分析。 同时,业内专家提醒,即便电网有充足的调节性电源作保障,如何协调、激励和调动这些调节性电源也是一大考验。“新能源占比越高,对电力系统中的调节性电源容量的需求也就越大。这些调节性电源面临着不同的发展路径和前景,比如,火电将被慢慢压缩,抽水蓄能的建设周期较长,新型储能仍面临着技术路线的不确定性。因此,在我们可预见的一段过渡期内,电力供应仍会面临迎峰度夏的压力。此外,取暖季也可能出现新的压力。”冯永晟指出。 应怎样设置尖峰电价? “未来,随着新能源发电占比的升高,电力成本的构成和测算会越来越复杂。迎峰度夏期间,拥有大量新能源电源加储能的新型电力系统可能需要极高的调度成本。”吴川认为,新型电力系统下,电价的设置应充分考虑电力系统成本的复杂性。 “此外,对于一些要持续生产的企业,不论分时电价如何变化,全天都要用电。这时,尖峰电价的调节空间就极为有限。对这类用户,是否应该在分时电价的基础上制定一套更科学更适用的电价评价体系?”吴川指出,尖峰电价的设置应对用户进行更细致的分类、分级。 “电价不能是一个单一的价格,需要一套体系。目前我国尖峰电价的设置是通过政府定价后直达终端用户。而进入电力市场进行市场化交易的用户签订电力合同,恰恰就是为了锁定用电价格、抵御价格波动带来的风险。现在这种价格调整方式,实际上是将政府的干预力量直接渗透到了市场化交易的合同中。”有业内专家坦言,既要让用户看到终端价格信号主动调整需求,同时也要考虑用户进入市场签订电力合同、规避价格波动风险的需求,这就需要在批发市场与零售市场之间的衔接,以及政府和市场作用的衔接等方面作出更多探索。
  • 《迎峰度夏电厂提高库存》

    • 来源专题:中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
    • 编译者:guokm
    • 发布时间:2018-07-06
    •   近两个月来气温高企,煤炭价格也持续火热。在用电量快速增长以及“迎峰度夏”临近的背景下,“提库存、压煤价”成了许多燃煤发电企业的工作“重头”。   5月以来煤价稳居高位   中国煤炭市场网的数据显示,5月份以来煤价持续上扬。6月15日,CCPI中国煤炭价格指数创下近两年来最高值。最新一期5000大卡秦皇岛动力煤现货交易价为605元每吨。中国电力企业联合会统计的沿海电煤采购成交价已到695元每吨。   国家统计局的最新统计也表明,6月中旬大部分动力煤价仍保持上涨。4500大卡普通混煤和5800大卡大同混煤较上期均上涨1.5%,5000大卡山西大混上涨2.8%。   为稳定市场,监管部门近期频繁召集相关企业和部门开会,多措并举予以调控。但目前煤价依然高于有关部门设定的绿色价格上限。   究其原因,业内人士表示,一方面,近几年持续推进去产能,带来煤炭产量下降和价格合理回归;严格的环保政策加大了部分煤炭产区限产、停产的力度,导致部分时段供应偏紧,同时还提高了煤炭的运输成本。   另一方面,煤炭消费量快速增长,尤其是电煤需求高企。1至5月份,全国电煤消费量同比增长12%,远超此前市场预期,为近10年来少有。趋于紧张的供求关系和看涨情绪使得煤价坚挺。   燃煤电厂抓紧采购加大库存   较高煤价下,几个月前略有缓解的“煤电矛盾”再次显现。   “今年前5个月煤电企业效益比去年有所改善,但仍深受煤价影响。”中电联行业发展与环境资源部副主任薛静说,煤电长期经营困难甚至亏损,不利于电力安全稳定供应,也削弱了煤电清洁发展的能力。   据中电联调研测算,2017年五大发电集团到场标煤单价比上年上涨34%,导致电煤采购成本提高920亿元左右;全国煤电行业因电煤价格上涨提高采购成本2000亿元左右,因此出现大面积亏损。   为提高效益、减轻煤炭价格波动带来的压力,最近两个月电厂纷纷加大采购力度,有的专门成立燃料小组,紧盯煤炭市场争取低价采购份额,以保证夏季高温期间电煤库存充足。   地处内陆湖南的大唐华银电力股份有限公司耒阳发电公司开辟了水运煤渠道。4月份以来,该公司先后三次组织北方煤的集中调运,派出专人盯守港口与码头,沿途跟船“护航”运输,加班加点组织接卸,最高日卸煤量超过4000吨。   后期煤价大幅上涨可能性不大   业内认为,随着气温攀升和用电高峰临近,夏季煤炭保供将存在较大压力。   值得关注的是,监管部门的调控力度也在加大。国家发展改革委26日公布《关于做好2018年迎峰度夏期间煤电油气运保障工作的通知》指出,今年迎峰度夏期间电煤需求大幅增加,局部地区、个别时段可能存在供需偏紧。   为此,通知要求,各产煤地区要避免集中停产影响煤炭稳定供应。同时部署晋陕蒙等重点产煤地区加快释放优质产能,增加有效资源供给;鼓励优质煤矿通过产能置换持续增加有效供给,尽可能多提供电煤中长期合同资源等。   据业内人士介绍,受此影响,最近一周以来,电厂采购电煤节奏已经放缓,部分国有煤炭企业也下调了煤炭中长协价格。   展望下半年煤价走势,部分业内人士表示,在后续货源调进保持充足的情况下,下半年煤炭市场仍将呈现供需两旺态势。不过在相关部门保供稳价举措下,后期煤炭价格大幅上涨的可能性不大。