登录注册
请使用微信扫一扫
关注公众号完成登录
我要投稿
一、
煤电参与电力市场的现状
2015年3月,《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)出台,新一轮的电力改革启动以“管住中间、放开两头”为总体思路,以“三放开、一独立、三强化”为重点任务。电力体制改革在波折中前进,在改革方向明确的前提下逐步取得阶段性进展,但仍落后于既定目标。
(来源:微信公众号“能源研究俱乐部”ID:nyqbyj 作者:袁家海)
电力体制改革进展迅速,各地区交易市场建成后,市场化交易呈现多种方式。目前全国已形成2个区域级交易中心和33个省级电力交易机构,全国在电力交易机构注册的售电公司超过4000家,8个电力现货市场建设试点全部启动模拟试运行。现行电力“市场化交易”以双边协商、集中竞价和挂牌交易为主要方式,引入了“偏差电量”考核机制,对范围外的合同电量和实际电量进行考核。其中,年度交易主要采用双边协商方式(场外双边合同的价格由买卖双方协商确定),月度交易主要采用集中竞价(统一出清和撮合成交两种方式)和挂牌交易方式(交易价格由挂牌价格确定)。除省内“直接交易”外,还有跨省跨区交易、合同电量转让交易等。此外,部分省(区)组织开展了发电权转让交易,由可再生能源或能耗较低机组通过市场化方式替代燃煤发电。
全国市场交易电量规模不断扩大,交易电价让利明显。随着电改不断深入,市场化交易电量不断增多,由2015年市场交易电量占全社会用电量比重的14.3%到2019年上涨为30.1%,2019年全国各电力交易中心组织开展的各类交易电量合计为28344亿千瓦时(省内中长期交易电量占比81%,省间交易电量占比19%)。各类型机组都选择以低于标杆上网电价的价格争夺市场份额,2016年全国每度电平均下降6.4分(折合到全电量约下降1.216分),2017年尽管电煤价格较2016年上涨一倍多,导致度电燃料成本上升,但年度市场电力交易价格仍平均降低5分/千瓦时,降低企业用电成本680亿元。同时各地市场化交易的电力价格,较政府核定的标杆上网电价有不同程度的下降,山西、吉林、辽宁、云南等省电价下浮明显。中国电力企业联合会的数据显示,目前约50%的燃煤发电上网电量电价已通过市场交易形成,2018年度全国煤电参与市场化交易部分电量的电价,较燃煤标杆电价的平均下浮率为11.24%。
但电力市场总体发育不足,市场化进程落后于既定目标。电力市场化改革取得了积极成效,但“短期和即时交易通过调度和交易机构实现”还未有效实现,竞争性电力市场建设尚处于探索阶段。国家能源局提出了“2018年实现工业用电量100%放开,2020年实现商业用电量的全部放开”的电力市场化目标,当前的市场化交易比重30.1%,远远达不到工业用电量100%放开的目标。8个现货市场试点仅展开试运行,现货市场建设仍有很多需要摸索和改进的地方。
市场化价格机制变动将推进电力市场化进程。国务院常务会议决定,从2020年1月1日起,取消煤电价格联动机制,将标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。在过渡期,基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%,国家发展改革委根据市场发展适时对基准价和浮动幅度范围进行调整,价格改革体现了市场化改革的迫切性和坚定性。“基准价+上下浮动”机制是由市场机制形成的,不是政府调价行为,是市场主体间自愿交易后的价格,有利于促进煤电上下游产业及其市场的协同发展,能够真实有效反映电力生产成本与电力需求弹性。电价让利范围将由大用户扩展至中小型用户,为尚未进入市场的50%的燃煤发电上网电量进入市场创造了有利条件,将提升电力市场化交易程度。
二、
煤电困境与电力市场改革
煤电作为试水电力市场化改革的“排头兵”,在多重因素(低碳转型、环保加码、煤价高企、产能过剩、为新能源让路等)的联合施压下,已经步入了行业转型的深水期。“十三五”期间煤电政策收紧,但煤电增长规模依然很高(2016~2019年间新建1.36亿千瓦装机),随着煤电企业亏损加剧,“行政推动为主、市场发力不足”的煤电供给侧结构性改革效果日渐乏力。并且,此次煤电规划建设预警“全面飘绿”,很容易让煤电建设热潮重新上演、加剧产能过剩,让之前的努力付诸东流。
煤电从电量主体角色转变为电力电量并重并最终向系统服务的转型趋势正逐步成为共识。在此转型升级过程中,煤电行业阵痛直接表现为企业盈利状况恶化、大面积亏损甚至出现破产清算风潮。近年来,煤价长时间高位运行、产能过剩和市场竞争导致的煤电机组利用小时数下滑以及“降电价”政策压力,使得部分煤电企业发电成本与上网电价倒挂情况严重。2017年,五大发电集团火电板块亏损近132亿元。2018年火电企业亏损面接近50%,发电集团的资产负债率处于78%的高位水平,巨额的财务费用侵蚀了当期利润。2020年2月18日,国家发展改革委、国家能源局印发《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》,在交易机构独立运行的要求上直接给出了量化的股比和工作时间表。这是一个重要信号,标志着电力市场化改革从“过渡期”迈入“实战期”,不再局限于试点地区的“小打小闹”,而是要切实推动市场机制、完善落实。产能过剩的煤电行业遭遇市场化改革的“真枪实弹”,是否仍有承压空间?尚未做好转型工作的煤电企业能否立足改革进程对长期投资作出正确判断?
当前电力市场化改革环境下,煤电行业已不再“旱涝保收”,而是呈现出收益和亏损两极分化的局面。过去煤电机组享有计划电量,在推进发用电计划改革后,计划电量被削减(中发9号文规定,根据市场发育程度,直接交易的电量和容量不再纳入发用电计划),甚至此后的新煤电机组原则上不给发电计划,加之煤电产能过剩和为新能源让路,很多机组尤其是老旧低效机组难以获得收益保障小时数,机组利用率大幅下滑。现货市场开启后,由于新能源机组加入竞价序列,拉低按照边际出清原则确定的电力交易价格,这就对高煤耗机组形成挤出效应,从而真正实现“清洁机组替代污染机组、高效机组替代低效机组”的节能调度。但我国现货市场尚未运行,价格引导信号缺失,无法形成正向激励。正常情况下,在电力市场竞争中无法获得预期收益,落后企业势必要被淘汰,从而让出发电空间。但实际情况是这些企业借助母公司的“输血”维持生存,也就是形成了事实的“僵尸企业”,继续挤占宝贵的发电空间、扰乱市场竞争秩序。这无疑是违背经济运行规律的,会拖累电力市场化改革进程。
辅助服务市场也是电力市场化改革的重要部分。无法在现货市场中出清来获得发电份额的煤电机组,可以转而提供辅助服务获取收益。但我国辅助服务市场机制不健全,政策推进的煤电灵活性改造工作进展缓慢,难以完成既定的“十三五”期间2.2亿千瓦改造目标。现行辅助服务市场采用的多是补偿分摊机制,但是定价机制不合理,补偿分摊机制造成辅助服务的补偿标准难以准确反映辅助服务的稀缺价值,且在缺乏现货市场调整的情况下,辅助服务引发的变化电量无法准确定价,会进一步扭曲辅助服务的价格。因此,辅助服务市场需先将不同时期并网成本的分担机制理清,明确各发电主体的市场“权利”与“义务”,按照机组所提供的服务类型、贡献程度来确定各区间定价标准。
三、
电力市场改革下的煤电转型出路
(一)实时电价机制切实降低发电成本,积累改革红利的物质基础
多年来“三公”调度规则的实行,使得机组在调度过程中无法体现运行效率差异。基础发电小时数保障,使得运行效率低、排放水平高的发电机组仍可获得可观的收入。电力市场改革下,将通过现货市场发现电力价格,发电商将以发电机组短期运营成本为基础价格进行竞标,然后系统将根据机组的报价成本调度发电机组,优先调用边际成本低的机组。按照边际出清原则,可再生能源机组加入竞价序列后,由于其运营成本低,优先被调度。落后机组的运营成本较高,一般情况下都是最后被调度,这对挤出高煤耗机组具有促进作用,可见现货市场设计得当,能够引导机组实现“清洁机组替代污染机组、高效机组替代低效机组”的经济调度,实时电价将成为经济有效地促进高比例可再生能源并网、降低弃电率并同时实现系统供电成本和电价降低的有效手段之一。同时实时电价反映出电能商品在时间上的差价,将电能的生产成本及市场批发的价格信号传递给终端消费者,也能够引导消费者在高峰时段少用电、在低谷时段多用电。经济调度下或将进一步打开省间固化的价格壁垒,进一步优化电流空间流动,实时价格上升时电量自然由过剩区域流向紧缺区域,能够缓解区域间资源与需求的不匹配问题。实时电价真实反映出电力商品在时间和空间上的供需关系,引导发用电资源响应市场波动,提升电力系统调峰能力、缓解阻塞,使得资源配置更为有效,可以释放有效投资信号,抑制不合理的新建煤电机组需求,同时挖掘出负荷需求响应的系统价值。
因此,煤电企业需要从全局角度正确判断改革方向。在能源革命的转型过程中,美丽中国的发展要求必然是市场化与清洁化。煤电企业应预判到新增电量空间将主要由清洁能源来满足,少建、不建煤电是及时止损的长久之计。更要立足自身优势,将各类煤电机组合理定位,把握电源结构优化调整的战略机遇期,完成技术改造来释放更多灵活性资源,在未来电力市场中谋求存量煤电机组的发展空间。
(二)灵活的辅助服务产品引导部分煤电机组科学调整定位
目前煤电在我国能源体系中依然占据重要地位,现有的电力系统也是一个以煤电为主要电源结构、灵活性较差的系统,但中长期还是需要依靠可再生能源的规模化发展来实现能源生产和消费革命。近年来随着我国可再生能源发电比例的不断升高,电力系统的灵活性要求也将随之提高。由于可再生能源出力是波动的,当它进入系统之后,系统出力的上下变化变得频繁且更加重要。随着可再生能源的大规模并网,电力系统调节手段不足的问题越来越突出,原有的辅助服务计划补偿模式和力度已不能满足电网运行需求。这就需要加快电力现货市场建设,同时也需要承担基荷的煤电机组从市场机制、盈利模式、技术理念到机组运行进行全方位的深刻调整。我国现有的辅助服务产品主要是调峰,但在电力现货市场建立之后,调峰辅助服务可以逐渐退出市场,转而替代的是更高效的灵活性辅助服务产品,如灵活性爬坡产品等可以在短时间内快速提供上下调节能力的产品。这就需要一部分煤电机组调整自身功能,从基荷供应到为系统灵活性提供保障。国家从2018年开始加快淘汰30万千瓦及以下的落后煤电机组,所以未来存量的30万~60万千瓦亚临界机组应该科学合理地发挥灵活性辅助服务作用,实现由电量型机组向电力型机组转变;而运行年限较长的20万千瓦及以下常规纯凝机组,符合能效、环保标准的应逐步向备用和辅助服务机组转型,不符合能效环保标准的则应逐步退出市场。除了降低煤电机组最小技术出力的深度调峰相关技术研究外,发电企业还应增强负荷爬坡速率、缩短煤电启停时间、增加AGC调频系统性能等相关技术研究,提高煤电机组为系统灵活性服务的能力,从而适应未来大规模可再生能源发展以及电力现货市场建立后的辅助服务市场。
(三)长期容量机制释放中长期价格信号,引导投资转型
低碳转型背景下,未来需要新建可信发电容量和灵活资源(包括储能装置)确保提供充裕备用的同时应对低碳清洁电源间歇特性。容量市场的实施主要是因为世界各国的经验表明,单一电量市场往往无法激励充足的发电投资来确保资源充裕性,特别是在当市场最高限价被压低的情况下。简而言之,如果电量市场稀缺价格上限太低,并且需求响应不能时刻满足可靠性标准,那么就有必要建立容量市场,以确保发电商能够收回固定成本。从中长期完全市场化的角度看,仅按照现货市场的竞价规则来获取发电收益无法弥补备用机组的全部成本。中国的特殊国情,和世界各国电力市场机制建设的经验均决定了在中国引入容量机制的必要性。发电主体按照各自功能从现货市场和容量市场获取相应收益,在监管机制下发挥“市场力量”的作用,真正还原电力的商品属性且兼顾电力“实时平衡”的商品特性。
我国电源结构多元,要充分考虑存量电源成本差异、增量电源结构调整需要等因素,来设计容量激励机制,弥补所需容量因成本高、收益不确定等因素导致的市场竞争不足。美国能够快速调节的燃气机组较多,加之其负荷峰谷差较小,容量市场调峰压力较小,而我国的电力结构以煤电为主,短时间快速启停的能力有限,同时我国近年来大力发展可再生电力,因此有必要深入研究设计符合我国实际需要的容量市场机制。近年来,关于可再生能源的政策讨论中经常被诟病的一点就是中国缺乏美国、欧洲电力系统充足的灵活性特别是气电资源。这固然有资源和技术层面的问题,但是问题的实质实际上是体制机制问题。试问,如果有合理的机制保证灵活性资源在市场中有合理回报,何愁市场不会投资这些资源呢?
应辩证动态看待煤电定位的调整和其系统价值。对于现有煤电容量,应充分利用,通过政策逐步建立完善容量市场,引导煤电积极参与调峰等辅助服务,加强对新能源消纳的支撑。需要指出的是,容量机制不是存量过剩或低效煤电机组的“亏损补偿”机制,而是对满足电力资源充裕度所必需资源的公平且有效的经济激励机制。同时,在转型过程中应审视火电利用小时数这一重要评价指标在新形势下的适用度,考虑煤电定位的调整变化,建立包含发电量、辅助服务、容量供给等服务在内的煤电角色评估机制。
对于我国电力市场而言,尽管现阶段容量市场并未被纳入电力市场建设重点,但建立容量机制仍有其必要性。由于负荷预测具有不可测性,长期来看极端情况下高电价的出现是必然事件(如德国近年来圣诞节期间出现的极高电价)。短期来看,以战略备用为代表的目标容量机制适用于中国电力市场,这是由于我国目前电力供大于求,存在大量老旧机组,战略备用容量机制可以作为老旧机组退出电量市场的合理路径;长期来看,全市场容量机制更适应于我国较为复杂的电力市场,较之于行政管控,以市场为主可以更好推动容量市场的平稳有序发展,帮助形成健全合理的电力市场。同时,我国各省间电力供需情况差异较大,电力市场设计不可一概而论,应根据各省的不同情况,确定容量市场建设方向。
原文首发于《电力决策与舆情参考》第10、11期
特别声明:北极星转载其他网站内容,出于传递更多信息而非盈利之目的,同时并不代表赞成其观点或证实其描述,内容仅供参考。版权归原作者所有,若有侵权,请联系我们删除。
凡来源注明北极星*网的内容为北极星原创,转载需获授权。
4月24日,嵊泗县人民政府印发进一步推动经济高质量发展若干政策的通知,通知指出,推动全县工商业用户进入电力市场,力争市场化交易电量达到1亿千瓦时以上,促成中广核嵊泗小洋山薄刀咀光伏电站绿电交易达到0.3亿千瓦时以上。原文如下:嵊泗县人民政府印发进一步推动经济高质量发展若干政策的通知各乡
4月25日,国家能源局综发布关于开展2024年电力市场秩序突出问题专项监管的通知,监管目标围绕服务电力高质量发展大局,聚焦电力市场化交易及市场运行中存在的突出问题,开展电力市场秩序突出问题专项监管,针对性地提出监管意见建议,切实维护良好市场秩序,保障市场成员合法权益,推动加快建设统一开
北极星售电网获悉,国家能源局综合司关于开展2024年电力市场秩序突出问题专项监管的通知,其中提出,在全国范围内开展电力市场秩序突出问题的专项监管,重点对以下情况进行监管。(一)交易规则执行情况。重点关注2023年以来市场运营机构在各类市场交易中行为的合理性、合规性和公平性。具体包括:交易
近日,欧洲议会通过欧盟电力市场改革法案,瞄准稳电价。4月11日,欧洲议会以433票赞成、140票反对、15票弃权的结果,通过了欧盟电力市场改革法案。该法案将稳定电力市场和保护普通消费者置于首要位置,并在此基础之上推动可再生能源快速、大规模部署,同时建立了新的市场机制以缓解能源危机。稳定电力
2023年度上海市供电服务质量监管报告
结合电网需求“多充多放”合理实现租赁容量规范化、规模化形成新型储能智慧调用体系——《国家能源局关于促进新型储能并网和调度运用的通知》政策解读南方电网公司电力调度控制中心“新型储能”2024年首次被写入《政府工作报告》。新型储能产业是构建新型电力系统和推动战略性新兴产业发展的重要支撑,
2024年4月23日,湖南省电力市场管理委员会在长沙召开换届选举大会,顺利选举了第三届市场管理委员会成员单位及委员,本次换届选举由湖南省发展改革委主持,国家能源局湖南监管办公室、湖南省能源局有关人员出席会议。国网湖南省电力有限公司李艺波同志当选为主任委员,秘书处设在了湖南电力交易中心。
自2021年《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(1439号文)文件发布以来已经过了2年多,于2021年12月份开始执行的电网代理购电机制也完整地运行了两年。一方面是售电市场的活跃,一方面是用户的茫然,突然从目录电价直接到市场化交易,让很多用户不知所以,时有被“忽悠
北极星售电网获悉,近日,山西电力交易中心发布关于拟参与山西电力市场储能企业(第三批)名单的公示,详情如下:
北极星售电网获悉,河北电力交易中心近日发布了2023年各类型发电机组装机总体情况。详情如下:
近日,南方能源监管局在广州组织召开电力现货市场引导规划座谈会。会议发布了电力现货市场引导源网荷储规划的分析报告(以下简称“报告”),并结合报告成果进行交流研讨,共同推动广东新型电力系统建设。据介绍,南方(以广东起步)电力现货市场已连续运行超过两年,电力现货市场机制反映供需、发现价
【我们将按照国家构建新型电力系统的相关精神,持续深化电力市场改革,围绕“完善市场机制、统一规则体系、扩大市场范围”的远景目标,从完善市场规则、健全调控机制、强化风险防范、严格市场监管、培育新型主体等方面着手,推动电力市场向更加成熟、更加稳定、更加开放方向发展。】——山西省能源局总
书接上回(电改导火索——二滩弃水),《西部大开发决策回顾》一书中描述了关于“二滩弃水”与电力体制改革的关系:二滩水电站电送不出去,既有电网瓶颈的问题,也有电力体制上的原因。时任国家主席江泽民提出要想办法解决二滩电力送出问题,且必须对现行电力体制进行改革。(来源:微信公众号“售电星
3月18日,国家发展改革委公布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》,可再生能源在“价”于2021年迎来翻天覆地的变化后,“量”上也很有可能迎来巨大改变,这是整个电力市场改革潮流对于行业的影响。那么,作为更上游的新能源经济性评估工作,有必要未雨绸缪,以动态评估(现货市场仿真)取代过去
习近平总书记在中共中央政治局第十二次集体学习时强调,能源安全事关经济社会发展全局。积极发展清洁能源,推动经济社会绿色低碳转型,已经成为国际社会应对全球气候变化的普遍共识。我们要顺势而为、乘势而上,以更大力度推动我国新能源高质量发展,为中国式现代化建设提供安全可靠的能源保障,为共建
中共中央国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)(以下简称“9号文”)对推进新一轮电力体制改革作出了总体部署,提出以用户市场化购电为核心的总体思路,用户对市场化购电的满意度、方便程度,从某种意义上讲是衡量这一轮改革成绩的重要标尺。但是9年来,用户对市场化购
作为新一轮电力体制改革的重点,售电侧改革自“电改9号文”及其配套文件实施以来,成效显著,售电业务渐次放开,零售市场建设取得了长足发展,售电主体不断进入,多元竞争主体格局初步形成,市场活力和资源配置效率明显提升。然而,与批发市场建设的改革进程相比,零售市场的发展尚处在初级阶段,仍面
2015年3月15日新一轮电力体制机制改革启动至今,已经历九年有余。本轮电改以批发侧市场化价格形成机制改革为主线,逢山开路、遇水架桥,形成了有别于诸多传统价格、运行政策的改革政策谱系。2015年以来,特别是2017年电力现货市场试点工作开展以来,电力市场建设取得了长足的进步,广东、山西、山东、
编者按4月1日,《电能质量管理办法(暂行)》(以下简称《办法》)正式施行。随着电力体制改革不断深化,能源电力转型升级持续深入,新型电力系统构建积极推进,“源-网-荷-储”侧特性发生巨大改变,出现了许多影响电能质量问题的新因素。同时,产业转型升级和人民生活水平的提升都对电能质量提出了更
在过去的一年中,我国电力体制机制改革正式进入深水区,电力现货市场建设成效喜报频传,山西、广东电力现货市场转为正式运行,南方区域市场成功开展全区域试结算工作,省/区域电力现货市场建设取得阶段性成果。改革下一阶段需要对各市场进行衔接,即建立多层次的全国统一市场体系,以实现电力资源在全
4月1日,国家能源局召开2024年全面深化改革暨推进职能转变工作领导小组会议,全面总结2023年能源体制改革工作进展,部署2024年改革重点任务。国家能源局党组书记、局长章建华主持会议并讲话,党组成员、副局长任京东、万劲松出席会议。会议指出,2023年,国家能源局全面贯彻落实党的二十大、二十届二中
电力现货市场作为全国统一电力市场体系的重要组成部分,已经进入“转正”与提速阶段。2023年,国家有关部门关于电力现货市场建设的文件密集出台,首个国家层面电力现货市场交易基本规则发布,明确各省区电力现货市场建设进度全国一盘棋加速推进电力现货市场。山西省、广东省电力现货市场从试运行状态转
近日,欧洲议会通过欧盟电力市场改革法案,瞄准稳电价。4月11日,欧洲议会以433票赞成、140票反对、15票弃权的结果,通过了欧盟电力市场改革法案。该法案将稳定电力市场和保护普通消费者置于首要位置,并在此基础之上推动可再生能源快速、大规模部署,同时建立了新的市场机制以缓解能源危机。稳定电力
自2021年《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(1439号文)文件发布以来已经过了2年多,于2021年12月份开始执行的电网代理购电机制也完整地运行了两年。一方面是售电市场的活跃,一方面是用户的茫然,突然从目录电价直接到市场化交易,让很多用户不知所以,时有被“忽悠
笔者前一段时间有幸手写了一遍SCUC和SCED算法,以及节点电价的计算模型;虽然总体还算顺利,但对其中的一些细节机制仍有不解,下文特别描述其中一个技术问题,笔者认为这个问题是模型需要解释清楚的。(来源:微信公众号“兰木达电力现货”作者:王超一)众所周知,现货出清大致分为三个部分,第一部分
天津市燃煤标杆电价为0.3655元/度。代理购电价格:代理购电价格由当月平均上网电价和历史偏差电费折价构成。(来源:微信公众号“黄师傅说电”)23年6月份至24年4月,天津代理购电价格统计如图:输配电价:天津市输配电价如图:上网线损费:天津电网第三监管周期综合线损率为4.09%,23年6月份至24年4月
PART.01本周市场综述市场供需趋势市场供需趋势,本周网供电量环比上周上涨5.7%;水电上网电量环比上周上涨25.2%;火电上网电量环比上涨0.2%;新能源上网电量环比上周下降3.4%;外购电量环比上周下降3.91%;留川电量环比上周下降1.2%;外送电量环比上周上升130.5%。综合来看,本周各项指标的趋势表现为
习近平总书记在中共中央政治局第十二次集体学习时强调,能源安全事关经济社会发展全局。积极发展清洁能源,推动经济社会绿色低碳转型,已经成为国际社会应对全球气候变化的普遍共识。我们要顺势而为、乘势而上,以更大力度推动我国新能源高质量发展,为中国式现代化建设提供安全可靠的能源保障,为共建
随着国际社会应对气候变化行动的深入推进,越来越多的国家提出能源低碳转型战略目标,发展风电、光伏等可再生能源,以解决或缓解全球能源和气候危机。根据国际能源署发布的《2023年可再生能源》报告,2023年,全球新增可再生能源发电装机容量达到507吉瓦,累计装机容量较前一年增加50%。可再生能源在全
自《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知(发改价格2021[1093])》公布以来,各地区分时电价政策的修改愈发频繁。为了落实文件要求,各地在原有峰、平、谷三个分时时段基础上,纷纷增加了尖峰时段,也有地区开始采用深谷时段。不同季节,不同月份的分时时段设置也不再趋同,这样也随之带来
4月8日,天门市发展和改革委员会发布《天门市工商业分时电价机制有关事项的政策解答》,详情如下:为充分发挥价格杠杆作用,改善我省电力供需情况,更好引导用户削峰填谷,进一步降低企业用电成本,促进能源绿色低碳转型,湖北省发改委发布了《关于完善工商业分时电价机制有关事项的通知》(鄂发改价管
4月10日,随着8461张电费结算账单全部完成出具,“阳光掌柜”平台3月电费结算工作在历时7天、3次结算策略迭代升级后落下帷幕,这是浙江省电价新政实施后该平台的首次结算。据介绍,为保障电力安全稳定,促进能源绿色低碳发展,浙江省发展改革委发布了《关于调整工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知》
福建省的燃煤标杆电价为0.3932元/度。工商业用户电网代理购电价格工商业用户代理购电价格由上网电价和历史偏差电费两部分组成。2023年6月至2024年4月,福建省代购电价如下表:其中平均上网电价如下图,可见受煤电容量两部制电价拆分影响,24年1月起,上网电价较去年有所降低。输配电价第三监管周期国家
请使用微信扫一扫
关注公众号完成登录
姓名: | |
性别: | |
出生日期: | |
邮箱: | |
所在地区: | |
行业类别: | |
工作经验: | |
学历: | |
公司名称: | |
任职岗位: |
我们将会第一时间为您推送相关内容!