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北极星售电网获悉,近日华北能监局发布《关于印发京津唐电网参与跨区域省间可再生能源电力现货交易差额收益分配方案的通知》,通知称电网企业参与跨区域省间富余可再生能源现货交易,所购买可再生能源电量成交价低于本地火电上网价格或本电网联络线购电价格。
具体计算方法如下:差额收益=(购电均价-现货交易购电价格)×现货交易电量。
详情如下:
华北能源监管局关于印发京津唐电网
参与跨区域省间可再生能源电力现货交易
差额收益分配方案的通知
北京市城市管理委员会、天津市工业和信息化局、河北省发展和改革委员会,国家电网华北分部,国网北京市、天津市、冀北电力公司,各相关发电企业:
按照《国家能源局关于同意继续开展跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点工作的复函》(国能函监管〔2018〕106号)等文件精神,具备条件的省份应积极参与跨区域省间可再生能源电力现货交易。由于国网北京、天津、冀北电力公司在该项交易中购电价格将低于其向国网华北分部及调度范围内火电企业的购电价格,从而形成部分差额收益。
为确保交易稳步开展,企业公平参与,经充分沟通协商和广泛征求意见,我局研究制定了《京津唐电网参与跨区域省间可再生能源电力现货交易差额收益分配方案》,现将方案印发给你们,请认真遵照执行。
执行中如遇相关问题,请及时报告我局。
国家能源局华北监管局
2019年8月2日
(联系电话:010-51968578)
京津唐电网参与跨区域省间可再生能源
电力现货交易差额收益分配方案
为进一步提高可再生能源消纳水平,按照《国家能源局关于同意开展跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点工作的复函》(国能监管〔2017〕49号)、《国家能源局关于同意继续开展跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点工作的复函》(国能函监管〔2018〕106号)等文件要求,京津唐电网参与由国网调控中心组织的跨区域省间富余可再生能源电力现货交易。为保障市场稳步运行和企业公平参与,我局在征求各方意见基础上,制定如下差额收益分配方案,请遵照执行。
一、差额收益的计量
电网企业参与跨区域省间富余可再生能源现货交易,所购买可再生能源电量成交价低于本地火电上网价格或本电网联络线购电价格。因此,国网北京、天津和冀北电力公司通过参与现货交易,将产生部分的差额收益。其具体计算方法如下:
差额收益=(购电均价-现货交易购电价格)×现货交易电量。
其中,购电均价为北京、天津及冀北公司当月向国网华北分部及调度范围内火电企业的购电均价。
二、管理方式
华北电力调控分中心根据“统一平衡、分省申报”的原则组织参与。国网北京、天津、冀北电力公司通过现货交易向区外购电后,由华北电力调控中心汇总月度现货交易电量等信息,财务部门在结算月度电费时一并结算,并向国家能源局华北监管局、当地电力主管部门报送当月差额收益分配总量、“点对网”机组、域内机组所获收益等信息。电网企业对于现货交易相关购电成本应单独计量。
三、分配原则
参与市场初期,差额收益暂按1:1:2的比例向京津唐电网“点对网”发电机组、京津唐电网域内发电机组及相关电力用户分配。待交易开展后根据各方意见适时调整。
域内各发电机组获得的差额收益,应在京津唐电网范围内根据机组调峰贡献及开展灵活性改造的投入确定。域内用户获得的差额收益,应由当地主管部门根据其参与错避峰、电力需求侧响应的情况进一步研究确定。
分配给“点对网”发电机组、京津唐电网域内发电机组的收益纳入京津唐电网并网发电厂调峰辅助服务管理体系,根据每日调峰贡献率的比例分配给调峰贡献率为正值的发电机组。具体算法如下:
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作为建设全国统一电力市场体系的重要布局,电力现货市场建设步伐正在进一步加快。目前,全国统一电力市场体系在南方区域率先落地,首批八个试点地区均已进入长周期连续运行阶段,第二批六个电力现货试点全部启动模拟试运行,非试点省份也相继进入模拟试运行阶段,我国现货市场取得了实质性进展。在不同
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从经验来看,交易中心的作用是巨大的。但盲目借鉴并不是最好的方法。(来源:微信公众号“能源新媒”文/王龙坤冯连勇)中国是全球第一大能源消费国,伴随着经济发展,能源市场不断改革和完善,能源交易中心也在积极布局。目前,我国已建成的能源交易中心超过30家,包括两个国家级大宗能源商品交易中心
4月4日,国网浙江省电力有限公司所属浙江临海电力实业公司的屋顶光伏项目获得了绿色电力证书。这是国家电网有限公司系统首个获得绿证的自有房产屋顶光伏项目。据悉,浙江临海电力实业公司屋顶光伏项目利用面积6700平方米,装机规模302.5千瓦、容量1000千伏安,年均发电量29.28万千瓦时。1月份,该公司
北极星售电网获悉,4月9日,浙江电力交易中心公布《浙江电力中长期电能量市场交易实施细则》,本细则适用于浙江省现货市场环境下的中长期交易。现货市场启动初期,试运行方案另有规定的,从其规定。现阶段参与中长期交易的市场成员包括经营主体、电网企业(代理购电)。经营主体包括发电企业、批发用户
近日,四川电力交易中心全面总结了四川电力市场2023年运营情况,编制了《2023年度四川电力市场运营报告》。2023年,省内市场化交易电量1912.76亿千瓦时,其中水电(风电、光伏)直接交易电量共计1372.03亿千瓦时,同比增长11.45%。按交易品种分,市场水风光!1197.58亿千瓦时,水电消纳示范94.65亿千瓦时
2023年深圳市场化用户参与绿电直接交易购买绿电电量达5.90亿千瓦时,占全省绿电直接交易电量的23.35%,环境溢价金额超1600万元,为全省最高。2023年,深圳市发改委授权南方电网深圳供电局成立深圳市绿电绿证服务中心,这也是南方电网五省区第一个绿电绿证服务中心。
3月8日,河南公司召开2024年度电力交易工作座谈会。会议全面落实国家电网公司2024年电力交易工作会议、省公司八届四次职代会暨2024年工作会议精神和工作部署,总结2023年工作,分析面临形势,明确目标和任务,推动2024年电力交易工作开好局、起好步。河南公司副总经理张立庆出席会议并讲话。2023年,面
北极星售电网获悉,吉林电力交易中心发布吉林省2023年年度电力交易信息。2023年,吉林以“双边、挂牌、集中竞价、滚动撮合”结合的模式,省内共组织开展70次直接交易,其中,8次年度电力直接交易、43次月度交易,11次新能源与用户直接交易,4次节假日短期交易,4次绿电交易,总成交规模318.91亿千瓦时
1~2月,华中省间电力辅助服务市场累计交易电量4.32亿千瓦时,同比增长138.67%总交易天数54天,累计交易263笔,共有93家市场主体参与市场竞价跨省调峰互济最大电力368万千瓦,同比增长60.7%3月11日获悉,1~2月,华中省间电力辅助服务市场累计交易电量达4.32亿千瓦时,同比增长138.67%,市场运营呈高活
近日,西南区域2023年度电力市场交易信息发布会在重庆万州召开,能源监管机构、北京交易中心、国网西南分部、四川重庆西藏三省交易中心及有关发电企业,共70余人参加了会议。会上通报了2023年电力生产及电力市场运营情况,并对2024年供需形势进行了预判。2023年,西南电网跨区跨省交易电量总计完成2515
北极星售电网获悉,海南电力交易中心发布海南2024年1月电能量市场运行执行信息披露。1月份(交易标的月),省内市场化交易电量17.53亿千瓦时,同比增加47.26%,平均成交价0.50531元/千瓦时,同比下降2.03%。其中,直接交易成交电量7.57亿千瓦时,同比增加26.14%,平均成交价0.50527元/千瓦时,同比下降2.
北极星售电网获悉,江苏省政府印发关于进一步优化外商投资环境加大吸引外商投资力度若干措施的通知,其中提到,扩大绿电来源,明确带补贴项目可在交易电量部分不领取补贴的情况下参与绿电交易,完善绿电交易价格机制。(省发展改革委、省工业和信息化厅、省生态环境厅、省商务厅按职责分工负责)详情如
近日,云南省内电力市场化交易电量累计超过1万亿千瓦时,达到10153亿千瓦时。云南省注册各类电力市场主体数从2014年不足107户跃增至2023年底的313501户,主体规模位居全国前列;市场化交易电量从2015年的178亿千瓦时增至2023年的1850亿千瓦时,清洁能源交易电量占市场化交易电量比重达90%,保持全国领
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