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文檔簡介
1、廣東電力市場 2021 年年度報告GUANGDONG POWER EXCHANGE CENTER CO., LTD.以國際先進為導向,致力于打造國內(nèi)交易機構(gòu)標桿目錄 HYPERLINK l _bookmark0 一、市場外部環(huán)境1 HYPERLINK l _bookmark1 (一)宏觀經(jīng)濟形勢1 HYPERLINK l _bookmark2 (二)電力供需情況1 HYPERLINK l _bookmark3 (三)廣東電網(wǎng)概況4 HYPERLINK l _bookmark4 (四)市場政策文件5 HYPERLINK l _bookmark5 二、市場運行情況8 HYPERLINK l _bo
2、okmark6 (一)市場秩序8 HYPERLINK l _bookmark7 (二)市場主體10 HYPERLINK l _bookmark8 (三)中長期市場交易12 HYPERLINK l _bookmark9 (四)可再生能源電力交易15 HYPERLINK l _bookmark10 (五)市場化需求響應(yīng)15 HYPERLINK l _bookmark11 (六)市場結(jié)算16 HYPERLINK l _bookmark12 (七)零售市場19 HYPERLINK l _bookmark13 (八)2022 年市場安排及年度交易情況20 HYPERLINK l _bookmark14
3、三、現(xiàn)貨結(jié)算試運行情況23 HYPERLINK l _bookmark15 (一)5 月結(jié)算試運行情況23 HYPERLINK l _bookmark16 (二)11-12 月連續(xù)結(jié)算試運行情況26 HYPERLINK l _bookmark17 四、2021 年市場建設(shè)情況32 HYPERLINK l _bookmark18 五、2022 年主要工作安排36 HYPERLINK l _bookmark19 附錄:2021 年廣東電力市場大事記38GUANGDONG POWER EXCHANGE CENTER CO,.LTD.以國際先進為導向,致力于打造國內(nèi)交易機構(gòu)標桿一、市場外部環(huán)境(一)宏
4、觀經(jīng)濟形勢2021 年,我國 GDP 總量 114.37 萬億元,同比增長 8.1%, 兩年平均增長 5.1%;廣東省地區(qū)生產(chǎn)總值 12.44 萬億元,同比增長 8.0%,兩年平均增長 5.1%(表 1)。表 1. 2021 年廣東及全國宏觀經(jīng)濟形勢經(jīng)濟指標廣東全國2021 年同比增速2021 年同比增速國內(nèi)(地區(qū))生產(chǎn)總值12.44 萬億元8.0%114.37 萬億元8.1%固定資產(chǎn)投資-6.3%54.45 萬億元4.9%社會消費品零售總額4.42 萬億元9.9%44.08 萬億元12.5%進出口總額8.27 萬億元16.7%39.10 萬億元21.4%其中:出口總額5.05 萬億元16.2
5、%21.73 萬億元21.2%進口總額3.22 萬億元17.4%17.36 萬億元21.5%居民消費價格指數(shù)-0.8%-0.9%規(guī)模以上工業(yè)增加值3.75 萬億元9.0%-9.6%數(shù)據(jù)來源:國家統(tǒng)計局、廣東省統(tǒng)計局(二)電力供需情況發(fā)電裝機容量及發(fā)電量2021 年,全國發(fā)電裝機容量23.77 億千瓦,同比增長7.9%(表 2);全國 6000 千瓦及以上電廠發(fā)電設(shè)備利用小時 3817小時,比上年同期增加 60 小時。2021 年全年,全國規(guī)模以GUANGDONG POWER EXCHANGE CENTER CO,.LTD.以國際先進為導向,致力于打造國內(nèi)交易機構(gòu)標桿上電廠發(fā)電量 81122 億
6、千瓦時,同比增長 8.1%(表 3)。表 2. 2021 年全國發(fā)電裝機容量裝機類型裝機容量(萬千瓦)同比增速裝機容量占比總裝機2376927.9%100.0%其中:水電390925.6%16.4%火電1296784.1%54.6%核電53266.8%2.2%風電3284816.6%13.8%太陽能發(fā)電3065620.9%12.9%數(shù)據(jù)來源:國家能源局表 3. 2021 年全國規(guī)模以上電廠發(fā)電量裝機類型發(fā)電量(億千瓦時)同比增速發(fā)電量占比總發(fā)電量811228.1%100.0%其中:火電577038.4%71.1%水電11840-2.5%14.6%核電407511.3%5.0%風電566729.
7、8%7.0%數(shù)據(jù)來源:國家統(tǒng)計局截至 2021 年底,廣東統(tǒng)調(diào)裝機容量 1.59 億千瓦,同比增長 12.6%(表 4),其中中調(diào)裝機容量 1.27 億千瓦,地調(diào)裝機容量 0.32 億千瓦;全省發(fā)受電量合計 7694 億千瓦時, 同比增長 13.3%(表 5)。GUANGDONG POWER EXCHANGE CENTER CO,.LTD.以國際先進為導向,致力于打造國內(nèi)交易機構(gòu)標桿表 4. 截至 2021 年底廣東各類機組統(tǒng)調(diào)裝機容量裝機類型裝機容量(萬千瓦)同比增速裝機容量占比總裝機15855.612.6%100.0%其中:煤電6786.93.1%42.8%氣電3054.614.0%19.
8、3%水電946.40.9%6.0%核電1613.60.0%10.2%并網(wǎng)風電1223.5100.3%7.7%并網(wǎng)太陽能發(fā)電1003.974.0%6.3%其他1226.814.2%7.7%數(shù)據(jù)來源:廣東電網(wǎng)公司表 5. 2021 年廣東省電力供應(yīng)情況電源類型發(fā)受電量(億千瓦時)發(fā)受電量占比同比增長全省發(fā)受電量合計7694100.0%13.3%其中:外受電量184223.9%-8.3%省內(nèi)煤電331443.1%34.7%省內(nèi)氣電89111.6%19.0%省內(nèi)水電1391.8%-31.8%省內(nèi)核電107914.0%4.5%省內(nèi)風電1351.8%39.0%省內(nèi)太陽能發(fā)電821.1%82.5%省內(nèi)生物質(zhì)
9、及其他2132.8%9.7%數(shù)據(jù)來源:廣東電網(wǎng)公司全社會用電量2021 年,全國全社會用電量 83128 億千瓦時,同比增長%(表 6);廣東省全社會用電量 7866.63 億千瓦時,同比增長 13.58%(表 7);廣東省最高統(tǒng)調(diào)負荷 1.35 億千瓦, 同比增長 6.5%。表 6. 2021 年我國電力消費情況用電類別用電量(億千瓦時)同比增速占全社會用電量的比重全社會用電量8312810.3%100.0%第一產(chǎn)業(yè)用電102316.4%1.23%第二產(chǎn)業(yè)用電561319.1%67.52%第三產(chǎn)業(yè)用電1423117.8%17.12%城鄉(xiāng)居民用電117437.3%14.13%數(shù)據(jù)來源:國家能源
10、局表 7. 2021 年廣東省電力消費情況用電類別用電量(億千瓦時)同比增速占全社會用電量比重全社會用電量7866.6313.58%100.00%第一產(chǎn)業(yè)用電141.7513.10%1.80%第二產(chǎn)業(yè)用電4712.7412.07%59.91%其中:制造業(yè)3850.0312.23%48.94%第三產(chǎn)業(yè)用電1696.5619.79%21.57%城鄉(xiāng)居民用電1315.5811.54%16.72%數(shù)據(jù)來源:廣東電網(wǎng)公司(三)廣東電網(wǎng)概況輸電網(wǎng)規(guī)模廣東電網(wǎng)以珠江三角洲地區(qū) 500 千伏主干環(huán)網(wǎng)為中心,向東西兩翼及粵北延伸。截至 2021 年底,共有 220 千伏及以上輸電線路 47822 千米(含電纜)
11、、變電站 610 座、主變?nèi)萘?40373 萬千伏安(含深圳電網(wǎng))。外部聯(lián)網(wǎng)情況截至 2021 年 12 月底,廣東電網(wǎng)通過“八交十直”高壓輸電線路與中西部電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)。其中,通過 6 回直流與云南電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng),通過 8 回交流、3 回直流與貴州、廣西電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng), 北部通過 1 回直流與國家電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)。截至 2021 年 12 月底,廣東電網(wǎng)通過 2 回 500 千伏交流海纜與海南電網(wǎng)相聯(lián);通過 4 回 400 千伏線路與香港電網(wǎng)相聯(lián);通過 6 回 220 千伏線路與澳門電網(wǎng)相聯(lián)。(四)市場政策文件2021 年,廣東電力市場相關(guān)政策文件如表 8 所示。表 8. 2021 年廣東電力市場相關(guān)政策文件序號類別
12、發(fā)文名稱發(fā)文號主要內(nèi)容1市場建設(shè)國家發(fā)展改革委關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知發(fā)改價格20211439 號按照電改“管住中間、放開兩頭”總體要求,有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價,擴大市場交易電價上下浮動范圍,推動工商業(yè)用戶都進入市場,取消工商業(yè)目錄銷售電價。2市場建設(shè)國家發(fā)展改革委辦公廳關(guān)于組織開展電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作有關(guān)事項的通知發(fā)改辦價格2021 809 號建立電網(wǎng)企業(yè)代理購電機制,明確電網(wǎng)企業(yè)代理購電方式流程。3市場建設(shè)國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于 2021 年可再生能源電力消納責任權(quán)重及有關(guān)事項的通知發(fā)改能源2021704 號提出各省 2021 年和 2022 年消納
13、責任權(quán)重目標,明確各方責任。序號類別發(fā)文名稱發(fā)文號主要內(nèi)容4市場建設(shè)廣東省發(fā)展改革委關(guān)于印 發(fā)廣東省發(fā)展改革委關(guān)于我省可再生能源電力消納 保障的實施方案(試行)的通知粵發(fā)改規(guī)20213 號明確消納保障實施機制、消納責任權(quán)重及分配、市場主體管理機制、消納責任權(quán)重履行等內(nèi)容。5雙碳工作中共中央 國務(wù)院關(guān)于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見中發(fā)202136 號對碳達峰碳中和重大工作進行了系統(tǒng)謀劃、總體部署。6雙碳工作國務(wù)院關(guān)于印發(fā) 2030 年前碳達峰行動方案的通知國發(fā)202123 號聚焦 2030 年前碳達峰目標,對推進碳達峰工作作出總體部署,提出碳達峰十大行動。7電價政策關(guān)于進
14、一步完善我省峰谷分時電價政策有關(guān)問題的通知粵發(fā)改價格2021 331 號明確提出拉大峰谷電價差,將我省峰平谷比價調(diào)整為 1.7:1:0.38。8電價政策關(guān)于我省電網(wǎng)企業(yè)開展代理購電問題的批復粵發(fā)改價格函20212348 號明確我省實施代理購電的用戶范圍、市場化采購規(guī)模、電價形成方式等具體措施。9交易規(guī)則關(guān)于南方(以廣東起步)電力現(xiàn)貨市場 2022 年結(jié)算試運行市場監(jiān)管有關(guān)事項的通知南方監(jiān)能市場20221號明確現(xiàn)貨市場 2022 年試運行期間適用的規(guī)則和配套實施細則,明確有關(guān)監(jiān)管事項。10交易規(guī)則關(guān)于印發(fā)廣東省可再生能源交易規(guī)則(試行)的通知廣東交易202148 號明確消納量賬戶注冊、核算及監(jiān)測
15、統(tǒng)計方法,設(shè)計了可再生能源電力交易規(guī)則和消納量交易規(guī)則。11交易規(guī)則關(guān)于印發(fā)廣東電力市場月度交易規(guī)則補充規(guī)定(試行)的通知廣東交易2021113 號增加月度雙邊協(xié)商交易、月度掛牌交易兩個交易品種,明確相關(guān)機制和交易組織相關(guān)要求。12市場安排國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于做好 2021 年電力中長期合同簽訂工作的通知發(fā)改運行20201784 號對簽訂 2021 年電力中長期合同工作提出了明確要求,即“六簽”要求。13市場安排廣東省能源局 國家能源局南方監(jiān)管局關(guān)于 2021 年電力市場交易有關(guān)事項的通知粵能電力202084 號明確 2021 年廣東市場交易規(guī)模、市場主體準入標準、各類市場交易安排等
16、。14市場安排廣東省能源局關(guān)于做好2021 年廣東電力市場年度交易有關(guān)工作的通知粵能電力202086 號明確年度交易電量上限、年度雙邊協(xié)商交易、年度集中交易相關(guān)安排及交易要求。序號類別發(fā)文名稱發(fā)文號主要內(nèi)容15市場安排關(guān)于開展南方(以廣東起步)電力現(xiàn)貨市場 2021 年結(jié)算試運行的通知廣東交易202159 號明確 2021 年 5 月現(xiàn)貨結(jié)算試運行的關(guān)鍵機制、交易組織與結(jié)算、風險控制、交易參數(shù)等內(nèi)容。16市場安排關(guān)于開展南方(以廣東起步)電力現(xiàn)貨市場 2021 年11-12 月結(jié)算試運行的通知廣東交易2021185 號明確 2021 年 11-12 月現(xiàn)貨結(jié)算試運行的關(guān)鍵機制、交易組織與結(jié)算、
17、時序安排、風險控制、交易參數(shù)等內(nèi)容17市場安排廣東省能源局 國家能源局南方監(jiān)管局關(guān)于 2022 年電力市場交易有關(guān)事項的通知粵能電力2021110 號明確 2022 年市場交易規(guī)模、準入標準、市場模式和交易安排。18市場安排廣東省能源局關(guān)于做好2022 年電力市場年度交易工作的通知粵能電力函2021 582 號明確 2022 年年度交易規(guī)模及電量上限、年度雙邊協(xié)商、年度掛牌、可再生能源交易、電網(wǎng)代購市場電量、核電交易電量等相關(guān)安排及交易要求。19市場管理國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于印發(fā)售電公司管理辦法的通知(發(fā)改體改規(guī)20211595 號明確了售電公司注冊條件、注冊程序及相關(guān)權(quán)利與義務(wù)等內(nèi)容
18、,進一步規(guī)范售電公司的運營管理。20市場管理關(guān)于印發(fā)廣東電力市場注冊管理辦法等管理制度的通知廣東交易202148 號發(fā)布廣東電力市場注冊管理辦法廣東電力市場交易系統(tǒng)賬號管理辦法、廣東電力市場零售合同登記及零售關(guān)系管理辦法、廣東電力市場零售結(jié)算管理辦法。21市場管理關(guān)于印發(fā)實施廣東電力市場交易信用評價評分細則(試行)的通知廣東交易202175 號明確售電公司的信用評價標準、評價指標和評分細則。22市場管理關(guān)于印發(fā)廣東電力市場售電公司退出管理辦法和廣東電力市場保底售電實施方案的通知廣東交易2021119 號提出售電公司退出管理辦法、電力市場保底售電實施方案及相關(guān)管理流程。23市場管理關(guān)于印發(fā)廣東電
19、力市場履約風險管理實施細則(試行)的通知廣東交易2021201 號明確從 22 年起通過動態(tài)評估、分級預警和強制處置等模式開展履約風險管理。、二、市場運行情況2021 年,廣東電力市場累計交易電量 2951.7 億千瓦時, 同比增長 18%,累計節(jié)約用戶用電成本 100.5 億元,節(jié)省發(fā)電耗煤 258.4 萬噸,減少二氧化碳排放 687.2 萬噸,減少二氧化硫排放 5 噸,降低社會發(fā)電成本 20.7 億元。(一)市場秩序市場力結(jié)構(gòu)化指標2021 年,發(fā)電側(cè)市場集中度指數(shù)(HHI)處于 932-1706 之間,平均值 1295,總體上屬于“低集中寡占型”市場結(jié)構(gòu); 需求側(cè)市場集中度指數(shù)(HHI)
20、處于 240-925 之間,平均值376,屬于“競爭型”市場結(jié)構(gòu)(圖 1)。注:根據(jù)美國能源署 HHI 評價標準,HHI 指數(shù)小于 1000 為市場處于充分競爭狀態(tài),處于 1000-1800 區(qū)間為適度集中狀態(tài),高于 1800 則為高度集中狀態(tài)。圖 1. 2021 年廣東市場 HHI 指數(shù)2021 年,根據(jù)發(fā)電集團、售電主體(含批發(fā)用戶)的年度、月度總成交電量,發(fā)電側(cè)、需求側(cè)的 Top1 和 Top4 指數(shù)如圖 2 所示。根據(jù) 1-12 月累計交易電量計算,發(fā)電側(cè) Top1 和 Top4 指數(shù)平均值分別為 32.3%和 48.3%,需求側(cè) Top1 和Top4 指數(shù)平均值分別為 16.2%和
21、32.7%。圖 2. 2021 年廣東發(fā)電側(cè)、需求側(cè) Top-m 指數(shù)履約保函截至 2021 年底,共收取 149 家售電公司合計 206 份有效履約保函,保函金額共計約 15.2 億元(表 9)。表 9. 截至 2021 年底售電公司履約保函提交情況保函額度250 萬250 萬元,500 萬500 萬元,1000 萬1000 萬,2000 萬2000 萬元保函數(shù)量(份)23104312028合同履約2021 年,廣東電力市場共簽訂批發(fā)合同 404 份,零售合同 27219 份,全部通過交易系統(tǒng)完成簽訂和備案。(二)市場主體2021 年,累計新增 11766 家市場主體進入市場目錄。截至 12
22、 月底,共有 36838 家市場主體進入市場目錄(表 10), 比 2020 年底增加 46.93%。表 10. 截至 2021 年 12 月底各類市場主體數(shù)量和交易情況(單位:家)市場主體2021 年新增數(shù)量截至 12 月底累計數(shù)量2021 年參與交易數(shù)量售電公司30507166其中:發(fā)電背景13329電網(wǎng)背景1136獨立售電28408131未注冊050-已退市03-發(fā)電企業(yè)9118896其中:已退市09-電力用戶116453614325925其中:大用戶1779671一般用戶116443536425254合計117663683826187從售電公司的地市分布來看,售電公司仍以廣州、深圳兩地
23、數(shù)量居多,共占全省總數(shù)的 61.54%(圖 3)。圖 3. 截至 2021 年底廣東省內(nèi)售電公司地市分布情況(單位:家)廣東省內(nèi)發(fā)電企業(yè)地市分布如圖 4 所示。圖 4. 截至 2021 年底廣東省內(nèi)市場發(fā)電企業(yè)地市分布情況準入市場電力用戶的地市分布如圖 5 所示。圖 5. 截至 2021 年底廣東電力市場用戶地市分布情況(單位:家)(三)中長期市場交易2021 年,廣東省中長期電力市場總成交電量 2937.2 億千瓦時。其中,一級市場 2788.4 億千瓦時,平均成交價差-46.3 厘/千瓦時;二級市場 148.8 億千瓦時(圖 6)。一級市場中, 煤機交易電量占比 77.1%,氣機交易電量占
24、比 22.2%,核電交易電量占比 0.7%。圖 6. 2021 年廣東電力市場交易電量構(gòu)成(單位:億千瓦時)年度交易2021 年年度雙邊協(xié)商交易電量 2150.3 億千瓦時,同比增長 1.9%,平均價差-53.6 厘/千瓦時(圖 7)。圖 7. 2021 年年度雙邊協(xié)商交易分月情況(單位:億千瓦時,厘/千瓦時)月度交易2021 年1-12 月,月度交易累計成交電量 638.1 億千瓦時, 同比增長 85.2%,平均價差-21.5 厘/千瓦時(圖 8);其中,煤機成交 494.3 億千瓦時,平均價差-21.5 厘/千瓦時;氣機成交 143.8 億千瓦時,平均價差-21.9 厘/千瓦時。月度交易中
25、,月度集中競爭交易共組織 12 次,累計成交電量 495.6 億千瓦時,平均價差-20.7 厘/千瓦時;月度雙邊協(xié)商交易共組織 6 次,累計成交電量 100.2 億千瓦時,平均價差-29.8 厘/千瓦時;月度掛牌交易共組織 6 次,累計成交電量 42.3 億千瓦時,平均價差-12.1 厘/千瓦時。注:11-12 月月度交易按絕對價格模式開展,為便于比較,轉(zhuǎn)換為價差價格展示。圖 8. 2021 年 1-12 月月度交易情況(單位:億千瓦時,厘/千瓦時)發(fā)電合同轉(zhuǎn)讓交易2021 年 1-12 月,共組織月度發(fā)電合同轉(zhuǎn)讓交易 12 次,累計成交電量 148.8 億千瓦時,成交均價 405.4 厘/千
26、瓦時(圖。其中,煤機成交 115.0 億千瓦時,成交均價 378.3 厘/千瓦時;氣機成交 33.8 億千瓦時,成交均價 501.0 厘/千瓦時。圖 9. 2021 年廣東發(fā)電合同轉(zhuǎn)讓交易情況(單位:億千瓦時、厘/千瓦時)(四)可再生能源電力交易2021 年 6 月 22 日,廣東省可再生能源電力交易正式啟動,交易方式為雙邊協(xié)商交易。截至 12 月底,共組織完成2021 年年度交易與 3 次月度交易,8 家可再生能源發(fā)電企業(yè)和 13 家售電公司參與交易,總成交電量 3005 萬千瓦時,平均成交價差+26.1 厘/千瓦時。其中,風電成交 2364 萬千瓦時, 平均成交價差+25.0 厘/千瓦時;
27、光伏發(fā)電成交 441 萬千瓦時, 平均成交價差+30.0 厘/千瓦時;生物質(zhì)發(fā)電成交 200 萬千瓦時,平均成交價差+30.0 厘/千瓦時。(五)市場化需求響應(yīng)2021 年 5 月,廣東首次啟動市場化需求響應(yīng),運用市場化手段,激勵引導用戶主動節(jié)約用電參與削峰、避峰。截止12 月底,共開展需求響應(yīng)交易 77 天,日最大中標容量 149.1萬千瓦,累計 12219 個用電戶注冊,有效響應(yīng)電量 2.6 億千瓦時,需求響應(yīng)平均執(zhí)行率 90.5%。5-12 月,售電公司需求響應(yīng)凈獲利 2.4 億元,響應(yīng)用戶凈獲利 7.4 億元,分成比例為 24:76。市場用戶總分攤電費 9.8 億元,由需求響應(yīng)地區(qū)市場
28、用戶按相應(yīng)月份月度用電量比例分攤(表 11)。表 11. 2021 年 5-12 月需求響應(yīng)結(jié)算費用總體情況(單位:億元)費用項目5 月6 月7 月8 月9 月10 月12 月合計總體調(diào)用收益-1.1548-0.6850-2.2845-2.2357-2.3314-0.7621-0.3627-9.8162考核電費0.00640.00270.00580.00930.00600.00750.00690.0446收益售電公司凈收益-0.2895-0.2221-0.6172-0.4521-0.5483-0.1656-0.0873-2.3821響應(yīng)用戶凈收益-0.8589-0.4602-1.6615-1.
29、7743-1.7771-0.5890-0.2685-7.3895分攤用戶分攤電費1.14840.68232.27872.22642.32540.75460.35589.7716注:(1)支出為正,收入為負;(2)用戶分攤電費包含需求響應(yīng)調(diào)用收益分攤電費、考核分享電費。(六)市場結(jié)算結(jié)算電量2021 年,用戶側(cè)累計結(jié)算市場電量 2942.0 億千瓦時(不含可再生),電量完成率 105.5%,相比去年同期提高 6.8 個百分點(圖 10)。圖 10. 2021 年市場交易電量及完成率(單位:億千瓦時、%)結(jié)算電費與電價2021 年,供給側(cè)結(jié)算讓利 99.6 億元,按結(jié)算市場電量計算平均價差-33.
30、8 厘/千瓦時;售電公司凈收益 5.1 億元(不含需求側(cè)響應(yīng)收益),按結(jié)算市場電量計算平均價差-1.7 厘/ 千瓦時;用戶(含批發(fā)和零售用戶)價差獲利 94.5 億元,其中用戶價差合同獲利電費 119.6 億元,超額電費分攤-25.1 億元;另外,平衡結(jié)算資金 1.1 億元,用戶變動成本補償、居民損益及輔助服務(wù)分攤-3.4 億元,用戶凈收益 92.2 億元(表12)。表 12. 2021 年廣東電力市場結(jié)算價差費用總體情況(單位:億元)市場主體價差電費考核費用必開補貼偏差 2 補償合計電費供給側(cè)煤機70.61.80.0-2.270.2氣機29.00.30.0-0.628.7核電0.90.00.
31、0-0.20.7小計100.52.10.0-3.099.6需求側(cè)售電公司-6.00.90.0-5.1零售市場用戶-94.40.00.0-94.4批發(fā)市場用戶-0.10.00.0-0.1小計-100.50.90.0-99.6注:(1)供需兩側(cè)支出為正,收入為負;(2)價差電費含退補費用;(3)5 月、11 月、12 月現(xiàn)貨的價差電費按考慮考核補償后的凈收益統(tǒng)計。從各地市對比來看,2021 年,陽江、河源、清遠等地用戶平均結(jié)算價差絕對值最高,潮州、汕頭、東莞等地用戶平均結(jié)算價差絕對值最小,最高和最低之間相差 15.9 厘/千瓦時(圖 11)。圖 11. 各地市用戶平均合同結(jié)算價差對比(單位:厘/千
32、瓦時)(七)零售市場2021 年,共有 25925 家電力用戶參與交易,其中 25923 家選擇售電公司代理,2 家直接參與批發(fā)交易;共有 166 家售電公司參與交易,代理電量 2936 億千瓦時(按代理用戶實際用電量計算),占全市場交易電量的 99.8%。各類售電公司代理交易情況如表 13 所示。2021 年,零售用戶實際分成比例 95%。全年共有 96 家售電公司累計收益盈利,70 家虧損,整體虧損面為 42.2%。售電公司總體獲利,平均度電獲利 1.7 厘/千瓦時。表 13. 2021 年零售交易情況(單位:億千瓦時、厘/千瓦時)售電公司類型參與交易家數(shù)1-12月代理總電量代理電量占比代
33、理用戶合同價差度電獲利代理用戶度電分攤代理用戶度電凈獲利售電企業(yè)度電獲利零售用戶分成比例總代理用戶數(shù)代理用戶數(shù)占比發(fā)電背景29142548.6%48.7-9.339.4-0.7102%765128.1%獨立售電131131044.6%31.4-9.422.05.281%1711862.9%電網(wǎng)背景62016.8%44.5-9.435.1-3.2110%24509%合計1662936100.0%40.7-9.331.41.795%27219100.0%注:(1)代理電量為代理用戶實際用電量;(2)正數(shù)表示獲利,負數(shù)表示虧損;有 1296 家用戶更換售電公司,代理戶數(shù)統(tǒng)計略有重復。代理用戶度電分攤
34、包含超額電費、平衡結(jié)算資金及變動成本補償分攤。獲利電費、度電分攤不含需求側(cè)響應(yīng)。(八)2022 年市場安排及年度交易情況市場規(guī)模2022 年,落實國家關(guān)于有序推動全部工商業(yè)用戶進入電力市場的要求,廣東電力市場安排市場交易規(guī)模目標約 5500 億千瓦時,比 2021 年增長 104%,約占全省全社會用電量的67%,視西電東送市場化進展情況可進一步擴大市場交易規(guī)模。其中安排年度市場交易規(guī)模 3150 億千瓦時,按照“絕對價格+曲線”的模式組織。年度交易情況2021 年 12 月,分別組織完成 2022 年年度雙邊協(xié)商交易和年度掛牌交易,總成交電量 2616.1 億千瓦時,平均價格0.497 元/千
35、瓦時,發(fā)電側(cè)成交 92 家,售電公司成交 135 家, 大用戶成交 1 家。其中:年度雙邊協(xié)商交易成交合約 843 份,總成交電量2541.6 億千瓦時,均價為 0.497 元/千瓦時,發(fā)電側(cè)成交 90家,售電公司成交 132 家。年度掛牌交易成交筆數(shù) 237 筆,總成交電量 74.5億千瓦時,成交平均價格為 0.502 元/千瓦時,發(fā)電側(cè)成交 52家,售電公司成交 53 家,大用戶成交 1 家。注:2022 年度交易按絕對價格模式開展,為便于比較,轉(zhuǎn)換為價差價格展示。圖 12. 2017-2022 年年度合同交易情況(單位:億千瓦時、厘/千瓦時)可再生能源電力交易情況2022 年可再生年度雙
36、邊協(xié)商交易總成交電量 6.8 億千瓦時,平均價格 0.514 元/千瓦時,其中發(fā)電側(cè)成交 12 家,用電側(cè)成交 21 家。電網(wǎng)代理購電交易情況2021 年 12 月組織開展了 2022 年代購市場電量年度掛牌交易,總成交電量 495.4 億千瓦時。其中共 82 家發(fā)電企業(yè)摘牌,總摘牌電量 456.31 億千瓦時;剩余成交不足電量 39.13億千瓦時,按照剩余可摘牌電量空間分配給 92 家發(fā)電企業(yè)。三、現(xiàn)貨結(jié)算試運行情況2021 年,南方(以廣東起步)電力現(xiàn)貨市場開展了 5 月、11-12 月結(jié)算試運行,平穩(wěn)推進由“月度”向“不間斷”的更長結(jié)算周期的過渡,順利通過了電力供需緊張、燃料成本大幅上漲
37、等多種不利因素的嚴峻考驗,主動把握 1439 號文政策窗口機遇,建立市場價格直接向終端用戶臨時疏導機制,實現(xiàn)自 11 月起現(xiàn)貨市場“邊運行、邊完善”的重大突破??傮w來看, 機制設(shè)計有效、業(yè)務(wù)運轉(zhuǎn)高效、系統(tǒng)運行可靠,成功經(jīng)受住了前所未遇的新場景測試,為后續(xù)全年連續(xù)結(jié)算試運行積累了寶貴經(jīng)驗。(一)5 月結(jié)算試運行情況5 月結(jié)算試運行在原有基數(shù)計劃電量、年度價差中長期合同電量和零售代理關(guān)系不變的基礎(chǔ)上,采用“價差月度交易+絕對價格周交易+現(xiàn)貨”的模式開展,實施發(fā)電成本補償, 啟動需求側(cè)響應(yīng)。年度和月度交易5 月,價差中長期總交易電量 240.9 億千瓦時,占 5 月市場用戶側(cè)總用電量 271.5 億
38、千瓦時的 88.7%;價差中長期交易綜合均價 0.413 元/千瓦時。其中,價差年度合同電量191.3 億千瓦時(占全月市場電量 70.5%),平均價差-0.053 元/千瓦時;價差月競交易電量 49.7 億千瓦時(占全月市場電量 18.3%),成交價差-0.040 元/千瓦時。5 月現(xiàn)貨結(jié)算試運行期間,共組織 1 輪用電合同電量轉(zhuǎn)讓交易,交易電量 1.4 億千瓦時,平均成交價差-0.038 元/千瓦時。絕對價格周交易5 月,累計開展絕對價格周雙邊協(xié)商、周集中競爭和周掛牌交易各 4 次,合計成交電量 4.3 億千瓦時,均價 0.388元/千瓦時。其中,周雙邊協(xié)商交易電量 0.9 億千瓦時,平均
39、價格 0.301 元/千瓦時;周集中競爭交易電量 0.3 億千瓦時,平均價格 0.484 元/千瓦時;周掛牌交易電量 3.1 億千瓦時,平均價格 0.403 元/千瓦時?,F(xiàn)貨市場交易5 月現(xiàn)貨偏差電量 28.7 億千瓦時,占全月市場用戶總用電量的 10.6%。市場申報5 月,共有 209 臺機組、159 家售電公司和 2 家大用戶參與現(xiàn)貨申報,平均報價 0.508 元/千瓦時。市場出清5 月,現(xiàn)貨日前、實時均價分別為 0.51、0.57 元/千瓦時。日前市場小時價格最高 0.942 元/千瓦時,最低 0.171 元/千瓦時;實時市場小時價格最高 1.499 元/千瓦時,最低 0.095 元/
40、千瓦時。從價格水平分布(圖 13)來看,日前價格主要集中在0.35 元/千瓦時至0.65 元/千瓦時,實時價格主要集中在0.35 元/千瓦時至 0.75 元/千瓦時。市場結(jié)算圖 13. 5 月發(fā)電側(cè)現(xiàn)貨價格水平5 月,發(fā)電側(cè)市場機組全月總上網(wǎng)電量 431.4 億千瓦時,收入總電費 203.6 億元,市場機組總電量均價 0.472 元/千瓦時;用電側(cè)結(jié)算電量 271.5 億千瓦時(圖 14),支出總電費118.9 億元,全電量綜合電價 0.438 元/千瓦時(圖 15)。結(jié)算電量431.4 億千瓦時結(jié)算電量271.5 億千瓦時圖 14. 2021 年 5 月結(jié)算電量情況(單位:億千瓦時)結(jié)算電費
41、203.6 億元結(jié)算電費118.9 億元注:發(fā)電側(cè)分攤返還補償電費包含變動成本補償、中長期合約阻塞電費等圖 15. 2021 年 5 月結(jié)算電費情況(單位:億元)(二)11-12 月連續(xù)結(jié)算試運行情況11-12 月連續(xù)開展現(xiàn)貨結(jié)算試運行。在現(xiàn)有年度中長期合同電量和零售代理關(guān)系不變的基礎(chǔ)上,連續(xù)組織“絕對價格月、周交易+現(xiàn)貨”結(jié)算試運行,全面放開燃煤、燃氣電量進入市場,實施發(fā)電成本補償,根據(jù)系統(tǒng)運行需要組織需求側(cè)響應(yīng)。按照國家 1439 號文要求,擴大月、周中長期成交價格上下浮動范圍至 20%;理順價格形成和傳導機制,建立報價上限與一次能源價格聯(lián)動機制,同時將批發(fā)價格超過基準價的部分,在 6 分
42、/度的分攤上限以內(nèi)傳導至市場用戶。12 月起,進一步落實工商業(yè)用戶進入市場的要求,建立電網(wǎng)代理購電制度,對尚未進入市場的工商業(yè)用戶全部取消目錄電價,通過電網(wǎng)公司代理購電參加交易。年度和月度交易月,年度和月度中長期總交易電量 188.9 億千瓦時,占 11 月市場用戶側(cè)總用電量 239.4 億千瓦時的 78.9%;年度和月度中長期交易綜合均價 0.411 元/千瓦時。其中:年度合同電量 187.1 億千瓦時(占全月市場電量78.2%),平均價差-0.053 元/千瓦時。月度交易電量 1.8 億千瓦時(占全月市場電量0.7%),成交價格 0.527 元/千瓦時。其中,月度雙邊協(xié)商交易電量 0.4
43、億千瓦時,成交價格 0.439 元/千瓦時;月度掛牌交易無主體成交;月度集中競爭交易成交電量 1.4 億千瓦時,成交價格 0.554 元/千瓦時。月,年度和月度中長期總交易電量 185.3 億千瓦時,占 12 月市場用戶側(cè)總用電量 245.1 億千瓦時的 76%;年度和月度中長期交易綜合均價 0.410 元/千瓦時。其中:年度合同電量 185.0 億千瓦時(占全月市場電量74.9%),平均價差-0.053 元/千瓦時。月度交易電量 0.4 億千瓦時(占全月市場電量0.7%),成交價格 0.483 元/千瓦時。其中,月度雙邊協(xié)商交易電量 0.2 億千瓦時,成交價格 0.427 元/千瓦時;月度掛
44、牌交易無主體成交;月度集中競爭交易成交電量 0.2 億千瓦時,成交價格 0.554 元/千瓦時。11 月,共組織 1 輪用電合同電量轉(zhuǎn)讓交易,交易電量0.6 億千瓦時,平均成交價格 0.469 元/千瓦時。12 月未開展用電合同電量轉(zhuǎn)讓交易。絕對價格周交易月,累計開展絕對價格周雙邊協(xié)商、周集中競爭和周掛牌交易各 3 次,合計成交電量 0.02 億千瓦時,均價 0.403元/千瓦時。其中,周雙邊協(xié)商交易電量 0.02 億千瓦時,平均價格 0.403 元/千瓦時;周集中競爭交易和周掛牌交易無主體成交。月,累計開展絕對價格周雙邊協(xié)商和周掛牌交易各 4次,周集中競爭 3 次,無主體成交?,F(xiàn)貨市場交易1
45、1 月,現(xiàn)貨偏差電量 50.3 億千瓦時,占全月市場用戶總用電量的 21%。12 月,現(xiàn)貨偏差電量 59.7 億千瓦時,占全月市場用戶總用電量的 24%。市場申報11-12 月,共有 212 臺機組、163 家售電公司和 2 家大用戶參與現(xiàn)貨申報。11 月,機組平均報價 0.716 元/千瓦時,其中氣機申報均價 0.994 元/千瓦時,煤機申報均價 0.669 元/千瓦時。12 月,機組平均報價 0.665 元/千瓦時,其中,氣機申報均價 0.935 元/千瓦時,煤機申報均價 0.605 元/千瓦時。市場出清月,現(xiàn)貨日前、實時均價 0.693、0.698 元/千瓦時, 日前市場小時價格最高 0
46、.946 元/千瓦時,最低 0.447 元/千瓦時;實時市場小時價格最高 1.181 元/千瓦時,最低 0.203 元/ 千瓦時。從價格水平分布(圖 16)來看,日前價格主要集中在0.65 元/千瓦時至0.73 元/千瓦時,實時價格主要集中在0.65 元/千瓦時至 0.75 元/千瓦時。圖 16. 11 月發(fā)電側(cè)現(xiàn)貨價格水平月,現(xiàn)貨日前、實時均價 0.673、0.694 元/千瓦時, 日前市場小時價格最高 1.012 元/千瓦時,最低 0.152 元/千瓦時;實時市場小時價格最高 1.183 元/千瓦時,最低 0.13 元/ 千瓦時。從價格區(qū)間分布(圖 17)來看,日前價格主要集中在0.61
47、元/千瓦時至0.72 元/千瓦時,實時價格主要集中在0.62 元/千瓦時至 0.77 元/千瓦時。圖 17. 12 月發(fā)電側(cè)現(xiàn)貨價格水平市場結(jié)算月份發(fā)電側(cè)市場機組全月總上網(wǎng)電量 324.9 億千瓦時,收入總電費 162.0 億元,市場機組總電量均價 0.499 元/ 千瓦時;用電側(cè)結(jié)算電量 239.3 億千瓦時(圖 18),市場電費 108.2 億元,結(jié)算平均電價 0.452 元/千瓦時(圖 19)。結(jié)算電量324.9 億千瓦時結(jié)算電量239.3 億千瓦時圖 18. 2021 年 11 月結(jié)算電量情況(單位:億千瓦時)結(jié)算電費162.0 億元結(jié)算電費108.2 億元注:發(fā)電側(cè)分攤返還補償電費包
48、含變動成本補償、中長期合約阻塞電費等圖 19. 2021 年 11 月結(jié)算電費情況(單位:億元)月份發(fā)電側(cè)市場機組全月總上網(wǎng)電量 377.6 億千瓦時,收入總電費 185.1 億元,市場機組總電量均價 0.490 元/ 千瓦時;用電側(cè)結(jié)算電量 245 億千瓦時(圖 20),市場電費111.8 億元,結(jié)算平均電價 0.456 元/千瓦時(圖 21)。結(jié)算電量377.6 億千瓦時結(jié)算電量245 億千瓦時圖 20. 2021 年 12 月結(jié)算電量情況(單位:億千瓦時)結(jié)算電費185.1 億元結(jié)算電費111.8 億元注:發(fā)電側(cè)分攤返還補償電費包含變動成本補償、中長期合約阻塞電費等圖 21. 2021
49、年 12 月結(jié)算電費情況(單位:億元)四、2021 年市場建設(shè)情況2021 年,是廣東電力市場爬坡過坎,砥礪前行實現(xiàn)質(zhì)變的一年,也是交易機構(gòu)推動獨立規(guī)范運行取得顯著成效的一年,全年常態(tài)化開展中長期、現(xiàn)貨、需求響應(yīng)、可再生等多 層次市場交易,累計開展 15 個交易品種、177 批次交易,實現(xiàn)交易“零差錯”,獲得廣大市場主體的高度認可。(一)實現(xiàn)南方(以廣東起步)電力現(xiàn)貨市場連續(xù)不間斷運行的重大突破。2021 年 5 月結(jié)算試運行,面對氣溫持續(xù)攀升、電力供應(yīng)緊張、燃料成本大幅上漲等多種因素的嚴峻考驗,通過積極配合政府、協(xié)調(diào)各市場主體,做好市場監(jiān)控和問題處置,成 功應(yīng)對批發(fā)價格難以向終端用戶疏導、市
50、場管控措施不足等不利挑戰(zhàn),市場總體保持平穩(wěn)有序運行,為再次重啟試運行 積累了寶貴經(jīng)驗。首次應(yīng)用市場化需求響應(yīng)機制,激勵引導 用戶參與削峰、避峰,效果顯著。2021 年 11 月重啟現(xiàn)貨試運行,把握 1439 號文政策窗口機遇,推動所有工商業(yè)用戶全部進入市場,建立市場價格直接向終端用戶臨時疏導機制;取消市場化燃煤、燃氣電廠基數(shù)電量,建立機組報價與一次能源價格聯(lián)動機制,實現(xiàn) 11 月起現(xiàn)貨市場連續(xù)運行的重大突破。配合政府完成現(xiàn)貨市場實施方案、“1+5”規(guī)則體系的編制,推動現(xiàn)貨規(guī)則體系和關(guān)鍵 機制更加成熟定型。通過持續(xù)優(yōu)化現(xiàn)貨關(guān)鍵機制,在 2021 年不斷拉長結(jié)算周期,順利實現(xiàn)試運行年內(nèi)由“月度”向
51、“連續(xù)”的過渡,南方(以廣東起步)電力現(xiàn)貨市場作為電力市場化改革的“廣東樣板”,相關(guān)研究成果獲中國電力科學技術(shù)獎,成為國內(nèi)首個獲得電力行業(yè)最高級別技術(shù)獎勵的電力市場類項目。(二)積極運用市場化交易方式保障電力可靠供應(yīng)和電網(wǎng)穩(wěn)定運行。一是用好國家關(guān)于燃煤價格上浮機制的政策要求,及時調(diào)整月度中長期交易單邊降價讓利機制,允許市場交易價格較燃煤基準價上浮最高 20%,實現(xiàn)了市場價格“能升能降”的重要突破。二是建立市場價格向終端用戶動態(tài)疏導機制,將 超出燃煤基準價部分的費用直接傳導至終端用戶,有效疏導發(fā)電成本,提高發(fā)電積極性。三是推動 2021 年 11 月重啟現(xiàn)貨試運行,通過現(xiàn)貨全電量優(yōu)化,最大程度提
52、升了系統(tǒng)供給 能力,發(fā)電側(cè)非計劃減出力由現(xiàn)貨啟動前約 1100 萬千瓦下降至 300 萬千瓦以下,保供穩(wěn)價成效顯著。(三)“中長期+現(xiàn)貨+輔助服務(wù)”的電力市場交易體系初具雛形。作為首批售電側(cè)改革和現(xiàn)貨試點省份,廣東已初步建立起以中長期為主、現(xiàn)貨市場為補充、輔助服務(wù)市場相銜接的 電力市場體系。目前,中長期市場 9 個交易品種,為市場主體提供了豐富避險交易工具,發(fā)揮中長期壓艙石的作用;現(xiàn)貨市場通過形成連續(xù)精準的價格信號,充分發(fā)揮市場決定資源配置的作用;輔助服務(wù)市場更是以市場化方式實現(xiàn)更細時間尺度內(nèi)的電力供需平衡。以此為基礎(chǔ)和平臺,在 2021 年對有關(guān)市場和機制進行優(yōu)化完善,包括:首次引入風電、光
53、伏等可再生能源參與市場化交易,推動可再生能源新機制落地實施;落實國家 1439 號文件要求,建立電網(wǎng)企業(yè)代理購電制度;新增用戶側(cè)峰谷平衡機制,加強與分時電價政策銜接。(四)全方位提升市場保障能力,健全市場服務(wù)體系。一是探索研究建立保底售電公司機制,編制發(fā)布售電公司退出管理辦法、保底售電實施方案。二是強化準入注冊信息核驗能力,建立企業(yè)管理員授權(quán)書、入市承諾線上簽訂新模式,依托“日核日固”,確保檔案數(shù)據(jù)及時準確; 三是依托“交易 Wink”打造專屬培訓品牌,全年共開展 11 場次規(guī)則培訓、累計培訓市場主體 5 萬人次。四是認真做好信息披露,提高市場運行透明度,加強微信公眾號運營,全年累計推文 36
54、2 余篇,閱讀量達 112 萬次,推出電力市場小程序客戶端,滿足市場主體實時同步查看市場信息的需求。五是發(fā)布批發(fā)和零售合同模板,實現(xiàn)合同標準化、電子化簽訂, 實現(xiàn)零售結(jié)算模式 100%固化;六是推進服務(wù)熱線升級改造, 建立“一主一備”業(yè)務(wù)專線,全年累計接聽熱線 2.3 萬宗,實現(xiàn)咨詢快速應(yīng)答。(五)積極推進電力交易機構(gòu)獨立規(guī)范運行。一是全面承接 234 號文件要求,引入廣州電力交易中心作為新股東,完成新一屆董事、監(jiān)事的選舉,編制公司章程董事會議事規(guī)則。二是持續(xù)優(yōu)化制度管理體系。在 沒有成熟經(jīng)驗可借鑒的情況下,創(chuàng)新性地編制了交易品種策劃、交易組織、分析結(jié)算、交易系統(tǒng)管理等業(yè)務(wù)指導書修編26 份,
55、編制印發(fā)標準化交易規(guī)程,實現(xiàn)交易全流程規(guī)范化管理。三是加強風險管控,實現(xiàn)交易系統(tǒng)“三分離兩獨立”,新設(shè)立合規(guī)與風險控制部。五、2022 年主要工作安排新的一年,廣東將始終堅持以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導,堅決貫徹國家和省政府的各項決策部 署,堅持新發(fā)展理念,適應(yīng)海量市場主體、多品種、高頻次交易的需求,永葆“闖”的精神、“創(chuàng)”的勁頭、“干”的 作風,推動市場建設(shè)進入新階段、邁向新臺階。(一)持續(xù)優(yōu)化現(xiàn)貨市場關(guān)鍵機制,實現(xiàn)現(xiàn)貨市場不間斷運行。持續(xù)完善南方(以廣東起步)電力現(xiàn)貨市場關(guān)鍵機制, 解決現(xiàn)貨結(jié)算試運行以來所面臨的發(fā)電側(cè)成本類補償、中長期交易偏差考核、中長期與現(xiàn)貨價格銜接等問題,
56、確?,F(xiàn)貨長周期不間斷運行平穩(wěn)有序開展。(二)加快放開可再生能源參與市場,促進電源結(jié)構(gòu)低碳化轉(zhuǎn)型。推動可再生能源參與常規(guī)市場化交易。探索可再生能源參與中長期與現(xiàn)貨市場的交易機制,促進可再生能源消納; 適時增加時間尺度更小的中長期交易和日內(nèi)交易品種,提高交易靈活性,以適應(yīng)可再生能源出力不確定性、波動性強的特點。(三)研究開展儲能等靈活調(diào)節(jié)資源參與市場。編制發(fā)布儲能的市場化交易方案,研究建立儲能市場化交易機制,推動儲能參與中長期、現(xiàn)貨電能量和輔助服務(wù)交易,通過優(yōu)化系統(tǒng)峰谷有效保障電力可靠供應(yīng)。同時通過市場化手段推動常規(guī)機組進行靈活性改造,保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。(四)積極推動外購電參與省內(nèi)市場化交易。逐步擴大市場化交易規(guī)模,落實全面放開經(jīng)營性用戶發(fā)用電計劃的要求,從根源上解決因市場化發(fā)用電規(guī)模不匹配產(chǎn)生的負代購電量問題。積極推動外來電直接參與省內(nèi)現(xiàn)貨交易,優(yōu)化市場競價空間,進一步拉大市場峰谷價差。(五)建立市場風險防控體系,確保市場運行平穩(wěn)有序。建立涵蓋“事前、事中、事后”的市場力監(jiān)測和防控體系,及時防范與化解市場力風險;健全市場風險防控機制, 通過制度明確風險識別、監(jiān)測、預警、處置流程;常態(tài)化運行現(xiàn)貨模式下的履約風險管控機制,有效防范售電公司欠費風險;滾動修編交易機構(gòu)安全生產(chǎn)風險庫,提出風險防控措施和應(yīng)急處置預案。(六)完善零售市場建設(shè),規(guī)范零售市場管理。構(gòu)建適應(yīng)廣東電力
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