河南：建立煤电容量电价机制，研究午间平/谷/深谷电价，选择1000家企业/园区建设分布式光伏+储能等综合能源项目- 大数跨境

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河南：建立煤电容量电价机制，研究午间平/谷/深谷电价，选择1000家企业/园区建设分布式光伏+储能等综合能源项目

储能与电力市场

2024-01-02

导读：煤电容量电费折合度电水平为0.036775元/kWh

储能与电力市场获悉，12月29日，河南省发改委印发《河南省优化工业电价若干措施》（以下简称“措施”）。措施主要内容提炼如下。

建立煤电容量电价机制

按月向工商业用户分摊

措施表示建立煤电容量电价机制。自2024年1月1日起，对省内合规在运的公用煤电机组实施容量电价机制，容量电费纳入系统运行费用按月向工商业用户分摊。

据国网河南省电力公司2024年1月代理工商业用户购电价格表，1月代理购电价格系统运行费度电水平为0.038463元/kWh，其中煤电容量电费折合度电水平为0.036775元/kWh（可参考文章：1月代理购电价：浙江价差减少，冀北新增午间低谷时段，容量电价进电费，26个区域峰谷价差超0.7元/kWh），为全国各省煤电容量电费折价中最高的，据储能与电力市场统计，其他省份煤电容量电费折价基本在0.01~0.02元/kWh。

引导工商业用户优先消纳新能源

鼓励午间多用低价电

自2024年1月起，除扶贫光伏电量外，省内风电、光伏电量按不高于我省燃煤发电基准价参与市场交易，引导工商业用户优先消纳新能源电量，实现新能源电量在更大范围内的优化配置，降低工商业用电成本。

适时优化峰平谷时段设置和比价系数，研究实施午间平（谷）段电价、重要节假日午间深谷电价等措施，鼓励工业企业午间多用低价电、节假日连续生产，促进新能源电力消纳。

研究制定需求侧响应工作方案，加强负荷管理，精准匹配用户的用电曲线和负荷曲线，引导企业主动错峰用电，降低尖峰用电需求。

配置储能

挖掘发供用潜力

支持风电、光伏企业开展技术改造，合理配置储能，保持风光合理利用率，减少弃电发生。

支持企业通过配置储能、调整生产时序等措施，避开高峰、电力供需紧张等时段用电。

选择1000家左右企业（园区），利用屋顶、厂区、园区等资源，按照源网荷储一体化模式，建设以分布式光伏为主，结合分散式风电、新型储能、氢能、智慧能源管控、负荷管理、绿色微电网等形式的综合能源项目。

《河南省优化工业电价若干措施》原文如下。

河南省发展和改革委员会

关于印发河南省优化工业电价若干措施的通知

豫发改价管〔2023〕679号

各省辖市人民政府，济源示范区、航空港区管委会，省工业和信息化厅、省财政厅、省市场监管局、省能源局、河南能源监管办，国网河南省电力公司、河南电力交易中心：

《河南省优化工业电价若干措施》已经省政府同意，现印发给你们，请认真贯彻执行。

2023年12月29日

河南省优化工业电价若干措施

为深入贯彻省委省政府部署，推动我省工业电价稳中有降，保持在合理区间运行，支持工业企业降低综合用电成本，现制定如下优化措施。

一、深化电力市场化改革

（一）引导煤电电量电价合理浮动。结合煤价变化、实施煤电容量电价等情况，优化调整交易模式，引导煤电企业合理报价，推动煤电电量电价能升能降，促进形成灵敏反映市场供需、燃料成本变化的交易价格。（责任单位：省发展改革委、省能源局、河南能源监管办、省电力公司、河南电力交易中心）

（二）推动新能源电量参与中长期交易。自2024年1月起，除扶贫光伏电量外，省内风电、光伏电量按不高于我省燃煤发电基准价参与市场交易，引导工商业用户优先消纳新能源电量，实现新能源电量在更大范围内的优化配置，降低工商业用电成本。（责任单位：省发展改革委、省能源局、河南能源监管办、省电力公司、河南电力交易中心）

（三）加快电力现货市场建设。推动电力现货长周期试运行，不断扩大市场主体参与范围，完善市场监测机制，科学合理设置交易价格浮动范围，将现货价格保持在合理区间。（责任单位：省发展改革委、省能源局、河南能源监管办、省电力公司、河南电力交易中心）

（四）积极开展跨省跨区电力交易。统筹好省内燃煤发电和省外购电的关系，用好哈郑、青豫等现有外电入豫通道，加强与西北、西南等省份沟通协调，丰富交易品种，争取更多的外来低价电量，降低我省购电成本。（责任单位：省发展改革委、省能源局、河南能源监管办、省电力公司、河南电力交易中心）

二、优化电价政策

（五）完善分时电价。结合电力供需形势、负荷特性变化、新能源发展等因素，适时优化峰平谷时段设置和比价系数，研究实施午间平（谷）段电价、重要节假日午间深谷电价等措施，鼓励工业企业午间多用低价电、节假日连续生产，促进新能源电力消纳。（责任单位：省发展改革委、省电力公司）

（六）建立煤电容量电价机制。自2024年1月1日起，按照《国家发展改革委国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号），对省内合规在运的公用煤电机组实施容量电价机制，容量电费纳入系统运行费用按月向工商业用户分摊。（责任单位：省发展改革委、省能源局、河南能源监管办、省电力公司）

（七）进一步做好电网代理购电。在坚持低价电量优先匹配居民农业用电、保持居民农业电价稳定的前提下，优化电网企业代理购电市场化采购方式，提升代理购电电量规模预测的科学性、准确性，确保代理购电机制平稳运行。完善代理购电清算制度，按月对电量、电价、电费等情况进行校核清算，形成的损益及时向工商业用户分摊或分享。结合我省电力市场建设情况，鼓励和引导10千伏及以上的工业企业全部直接参与市场交易，缩小代理购电用户范围。电网企业代理购电按照国家相关政策，继续实行无偿代理，不收取任何服务费用。（责任单位：省电力公司）

（八）加强需求侧响应管理。研究制定需求侧响应工作方案，加强负荷管理，精准匹配用户的用电曲线和负荷曲线，引导企业主动错峰用电，降低尖峰用电需求。实施需求侧引导调节机制，研究按规定结合实际安排资金支持电力需求侧管理的政策措施。（责任单位：省发展改革委、省财政厅、省能源局、省电力公司）

三、挖掘发供用环节潜力

（九）推动发电企业降本增效。根据电煤市场供需形势，指导煤电企业及时调整长协煤与市场煤结构，降低发电燃料成本。支持煤电设备改造升级，减少非计划停运，提升机组健康水平和运行效率。支持风电、光伏企业开展技术改造，合理配置储能，保持风光合理利用率，减少弃电发生。（责任单位：省发展改革委、省能源局）

（十）降低电网综合线损水平。持续完善电网架构，开展节能降耗综合改造，实施老旧设备更新换代，力争将综合线损率下降至4%以下，降低线损电价。2024年综合线损率下降至4.4%。（责任单位：省电力公司）

（十一）开展企业能源综合利用。鼓励企业定期通过节能诊断、节能监察和能效对标达标等措施，实施节能改造，提升综合能源利用效率。支持企业通过配置储能、调整生产时序等措施，避开高峰、电力供需紧张等时段用电。引导企业合理选择用电变压器容量，通过暂停、减容、选择合理计费方式等措施，减低用电成本。（责任单位：省工业和信息化厅、省发展改革委、省能源局、省电力公司）

（十二）开展源网荷储一体化试点示范。鼓励企业和园区自建分布式光伏和分散式风电，尽量就近高比例消纳可再生能源，增强经济效益。开展千企（园）绿电提速行动，选择1000家左右企业（园区），利用屋顶、厂区、园区等资源，按照源网荷储一体化模式，建设以分布式光伏为主，结合分散式风电、新型储能、氢能、智慧能源管控、负荷管理、绿色微电网等形式的综合能源项目。（责任单位：省发展改革委、省工业和信息化厅、省能源局、省电力公司）

四、强化调控监管

（十三）强化电煤价格调控。密切关注国内煤炭市场政策形势变化，按照国家部署，动态调整省内电煤中长期价格区间。加强煤炭中长期合同签约履约监督，及时查处市场主体恶意散布涨价信息、囤积居奇哄抬价格等违法行为，确保电煤价格处于合理区间。（责任单位：省发展改革委、省能源局、省市场监管局）

（十四）强化电力交易监管。对电力中长期交易、现货交易、电网代理购电等实施常态化监督。严格执行市场主体注册管理规定，及时查处串通报价、操纵市场和其他违规手段，规范交易行为，维护公平公正市场秩序。（责任单位：河南能源监管办、省发展改革委、省能源局）

（十五）加强居民农业电价适用范围监管。按照国家发展改革委明确的居民、农业电价适用范围，对执行居民、农业用电价格的用户，适时进行甄别核查，对违规执行的，坚决予以纠正，降低政策性交叉补贴规模。（责任单位：省电力公司）

（十六）持续清理非电网直供电加价。通过派发告知单、宣传手册、发送短信等方式，全面宣传清理规范非电网直供电收费的政策措施，提高非电网直供电环节电费透明度，引导非电网直供电主体自觉规范价格行为。进一步加强对商业综合体、产业园区等非电网直供电主体的监督检查，及时依法查处不合理加价行为。（责任单位：省发展改革委、省市场监管局、省电力公司）

责任编辑：一拳超人