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
市场用户的用电价格由电能量交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成,即顺价方式。电力用户的基本电价、政府性基金及附加、峰谷分时电价、功率因数调整等按照电压等级和类别按实收取,上述费用均由电网企业根据国家以及省有关规定进行结算。
跨区跨省交易受电地区落地价格由电能量交易价格(送电侧)、输电价格、辅助服务费用、输电损耗构成。输电损耗原则上由买方承担,也可由市场主体协商确定承担方式。
执行峰谷电价的用户,在参加市场化交易后继续执行峰谷电价。
电网企业(含地方电网企业和配售电企业)之间结算的输配电费用,按照政府价格主管部门核定的输配电价和实际物理计量电量结算。
(4)优先电量和基数电量的确定
发电量的确定存在一定先后顺序,通常优先锁定部分电量以保障电力系统基础运行,再开展余量电量市场化交易。政府部门应当在每年11月底前确定并下达次年跨区跨省优先发电计划、省内优先发电计划和基数电量。对于签订市场化交易合同的机组,分配基数电量时原则上不再进行容量剔除。
跨区跨省优先发电计划原则上在上一年度的11月底前预测和下达总体电力电量规模和分月计划,由购售双方签订相应的购售电合同。合同需约定年度电量规模以及分月计划、送受电曲线或者确定曲线的原则、交易价格等,纳入送、受电省优先发电计划,并优先安排输电通道。
省内优先发电计划原则上在每年年度双边交易开始前,对执行政府定价的电量签订厂网间年度购售电合同,约定年度电量规模以及分月计划、交易价格等。省内优先发电安排需结合电网安全、供需形势、电源结构等因素,不得将上述电量安排在指定时段内集中执行,也不得将上述电量作为调节市场自由竞争的手段。
基数电量为各地区根据非市场用户年度用电预测情况,扣除各环节优先发电电量后的电量,在燃煤(气)等发电企业中进行分配。
优先发电电量和基数电量的分月计划可由合同签订主体在月度执行前进行调整和确认,其执行偏差可通过预挂牌上下调机制(或者其他偏差处理机制)处理。
(5)可再生能源保障性收购
在煤电基数电量占比高的背景下,由于风电、光伏等可再生能源存在负荷不稳定、电网输电能力滞后,风电、光伏存在较为严重的弃风弃光情况。在《可再生能源法》颁布的基础上,国家发改委等部门印发了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》等文件,明确了各类资源区保障性收购小时(详见附件3-1、附件3-2)以及无法实现保障性收购的补偿机制;明确对无补贴风电、光伏发电项目严格落实优先上网和全额保障性收购政策,且不要求此类项目参与跨区电力市场化交易。
平价上网项目和低价上网项目全额保障性收购:
对于省内结算平价上网项目和低价上网项目,电网公司按项目核准时国家规定的当地燃煤标杆上网电价与风电、光伏发电项目单位签订长期固定电价购售电合同(不少于20年),不要求此类项目参与电力市场化交易(就近直接交易试点和分布式市场交易除外)。
对于具备跨省跨区输电通道的地区,国家鼓励送端地区优先配置无补贴风电、光伏发电项目,按受端地区燃煤标杆上网电价(或略低)扣除输电通道的输电价格确定送端的上网电价,受端地区有关政府部门和电网企业负责落实跨省跨区输送无补贴风电、光伏发电项目的电量消纳,在送受端电网企业协商一致的基础上,与风电、光伏发电企业签订长期固定电价购售电合同(不少于20年),不要求此类项目参与跨区电力市场化交易。
前期含补贴项目的限额保障性收购:
为缓解部分地区限电严重问题,国家在综合考虑资源条件、电力消纳能力、限电限制及收益率保障等因素,核定了重点地区新能源发电最低保障收购年利用小时数。对比数据看,仍有部分地区无法满足最低保障收购年利用小时数(限电问题在新疆、甘肃地区仍较为严重),但整体利用小时数呈好转上升趋势。
保障性收购电量范围内,受非系统安全因素影响,非可再生能源发电挤占消纳空间和输电通道导致的可再生能源并网发电项目限发电量视为优先发电合同转让至系统内优先级较低的其他机组,由相应机组按影响大小承担对可再生能源并网发电项目的补偿费用,并做好与可再生能源调峰机组优先发电的衔接。计入补偿的限发电量最大不超过保障性收购电量与可再生能源实际发电量的差值。保障性收购电量范围内的可再生能源优先发电合同不得主动通过市场交易转让。
因并网线路故障(超出设计标准的自然灾害等不可抗力造成的故障除外)、非计划检修导致的可再生能源并网发电项目限发电量由电网企业承担补偿。
由于可再生能源资源条件造成实际发电量达不到保障发电量以及因自身设备故障、检修等原因造成的可再生能源并网发电项目发电量损失由可再生能源发电项目自行承担,不予补偿。可再生能源发电由于自身原因,造成不能履行的发电量应采用市场竞争的方式由各类机组竞价执行。
可再生能源并网发电项目保障性收购电量范围内的限电补偿费用标准按项目所在地对应的最新可再生能源上网标杆电价或核定电价执行。
此外,对超出最低利用小时保障的新能源电量部分采用“保量保价”和“保量竞价”相结合的方式,推动优先发电参与市场,不断提高跨区跨省优先发电中“保量竞价”的比例,应放尽放,实现优先发电与优先购电规模相匹配。
(6)结算方式
一般结算方式
发电企业上网电量电费由电网企业支付;电力用户向电网企业缴纳电费,并由电网企业承担电力用户侧欠费风险;售电公司按照电力交易机构出具的结算依据与电网企业进行结算。市场主体可自行约定结算方式,未与电网企业签订委托代理结算业务的,电网企业不承担欠费风险。
电力交易机构向各市场成员提供的结算依据包括以下内容:(一)实际结算电量;(二)各类交易合同(含优先发电合同、基数电量合同、市场交易合同)电量、电价和电费;(三)上下调电量、电价和电费,偏差电量、电价和电费,分摊的结算资金差额或者盈余等信息(采用发电侧预挂牌上下调偏差处理机制的地区);(四)新机组调试电量、电价、电费;(五)接受售电公司委托出具的零售交易结算依据。
风电、光伏结算方式:
对于未核定最低保障收购年利用小时数的地区,按照当月实际上网电量以及政府批复的价格水平或者价格机制进行结算。对于核定最低保障收购年利用小时数的地区,最低保障收购年利用小时数内的电量按照政府批复的价格水平或者价格机制进行结算,超出最低保障收购年利用小时数的部分应当通过市场交易方式消纳和结算。
财政部根据电网企业和省级相关部门申请以及本年度可再生能源电价附加收入情况,按照以收定支的原则向电网企业和省级财政部门拨付补助资金。对于当年纳入国家规模管理的新增项目,需足额兑付补助资金。对于纳入补助目录的存量项目,由电网企业依照项目类型、并网时间、技术水平和相关部门确定的原则等条件,确定目录中项目的补助资金拨付顺序并向社会公开。其中,光伏扶贫、自然人分布式、参与绿证交易、自愿转为平价项目[3]等项目可优先兑付补助资金;光伏扶贫项目补助资金应及时兑付给县级扶贫结转账户。参与市场交易的风电、光伏电量,结算涉及中央财政补贴时,按照《可再生能源电价附加资金管理办法》(财建﹝2020﹞5号)等补贴管理规定执行。
(7)偏差电量及上下调电量处理机制
中长期电力市场交易规则允许发用电双方在协商一致的前提下,在合同执行一周前进行动态调整,并鼓励市场主体通过月内(多日)交易实现月度发用电计划调整,减少合同执行偏差。系统月度实际用电需求与月度发电计划存在偏差时,可通过发电侧上下调预挂牌机制进行处理,也可根据各地实际采用偏差电量次月挂牌、合同电量滚动调整等偏差处理机制。发电侧上下调预挂牌机制采用“报价不报量”方式,具有调节能力的机组均应当参与上下调报价。
发电侧上下调预挂牌机制
首先,发电机组在月度交易结束后申报上调报价(单位增发电量的售电价格)和下调报价(单位减发电量的购电价格),且在规定的月内截止日期前可修改其上下调报价。其次,电力交易机构根据上下调报价对机组调用进行排序。即按照上调报价由低到高排序形成上调机组调用排序列表,按照下调报价由高到低排序形成下调机组调用排序列表,价格相同时按照发电侧节能低碳电力调度的优先级进行排序。最后,根据电力平衡需要及前期上报信息安排上下调电量落实及结算。即月度最后七个自然日,根据电力电量平衡预测,各类合同电量的分解执行无法满足省内供需平衡时,电力调度机构参考上下调机组排序,在满足电网安全约束的前提下,预先安排机组提供上调或者下调电量、调整相应机组后续发电计划,实现供需平衡。机组提供的上调或者下调电量根据电力调度机构的实际调用量进行结算。
偏差电量次月挂牌机制
首先,电力调度机构确定预挂牌机组负荷率和上下调限额。即电力调度机构在保证电网安全运行的前提下,根据全网机组运行负荷率确定预挂牌机组负荷率上限和下限,并在月初公布。各机组上下调电量的限额按照负荷率上下限对应发电量与机组当月计划发电量的差额确定。其次,根据上月实发电量差额确定次月上下调电量,并累加至机组次月计划发电量。即在满足电网安全约束的前提下,将上月全网实际完成电量与全网计划发电量的差额,按照各机组上月申报的预挂牌价格(上调申报增发价格、下调申报补偿价格)排序确定机组上调、下调电量,作为月度调整电量累加至机组本月计划发电量。其中,下调电量按照机组月度集中交易电量、月度双边交易电量、年度分月双边交易电量、基数电量的顺序扣减相应合同电量。最后,根据不同类型电量和电价区别结算电费。月度发电计划执行完毕后,发电侧首先结算机组上调电量或者下调电量,其余电量按照各类合同电量结算顺序以及对应电价结算;用户侧按照当月实际用电量和合同电量加权价结算电费,实际用电量与合同电量的偏差予以考核。
偏差电量电费结算
批发交易用户(包括电力用户、售电公司)偏差电量[4]分为超用电量和少用电量,超用电量支付购电费用,少用电量获得售电收入。
•批发交易用户偏差电量=用户实际网供电量-(各类交易合同购入电量-各类交易合同售出电量)
•超用电量的结算价格=发电侧上调服务电量的加权平均价×U1。
•U1为用户侧超用电量惩罚系数,U1≥1。当月系统未调用上调服务时,以月度集中竞价交易最高成交价(或者统一出清价)乘以惩罚系数结算超用电量。
•少用电量的结算价格=发电侧下调服务电量的加权平均价×U2。
•U2为用户侧少用电量惩罚系数,U2≤1。当月系统未调用下调服务时,以月度集中竞价交易最低成交价(或者统一出清价)乘以惩罚系数结算少用电量。
•根据超用电量或者少用电量的区间范围,可设置分段的惩罚系数。
•当售电公司所有签约用户月度实际总用量偏离售电公司月度交易计划时,售电公司承担偏差电量电费。
发电企业偏差电量指发电企业因自身原因引起的超发或者少发电量,超发电量获得售电费用,少发电量支付购电费用。
•超发电量结算价格=发电侧下调服务电量的加权平均价×K1。
•K1为发电侧超发电量惩罚系数,K1≤1。当月系统未调用下调服务时,以月度集中竞价交易最低成交价(或者统一出清价)乘以惩罚系数结算超发电量。
•少发电量结算价格=发电侧上调服务电量的加权平均价×K2。
•K2为发电侧少发电量惩罚系数,K2≥1。当月系统未调用上调服务时,以月度集中竞价交易最高成交价(或者统一出清价)乘以惩罚系数结算少发电量。
•根据超发电量或者少发电量的区间范围,可设置分段的惩罚系数。
在发电企业实际上网电量基础上,扣除各类合同电量、偏差电量后,视为发电企业的上下调电量。发电企业的上下调电量,按照其申报价格结算。
[1]电力用户可为经法人单位授权的内部核算主体。
[2]处于调试期的机组,如果和其他机组共用计量点,按照机组调试期的发电量等比例拆分共用计量点的上网电量,确定调试期的上网电量。
[3]对风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目,电网企业应确保项目所发电量全额上网,并按照可再生能源监测评价体系要求监测项目弃风、弃光状况。如存在弃风弃光情况,将限发电量核定为可转让的优先发电计划。经核定的优先发电计划可在全国范围内参加发电权交易(转让),交易价格由市场确定。鼓励平价上网项目和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益补偿。风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目,可按国家可再生能源绿色电力证书管理机制和政策获得可交易的可再生能源绿色电力证书(以下简称绿证),通过出售绿证获得收益。
[4]电力用户拥有储能,或者电力用户参加特定时段的需求侧响应,由此产生的偏差电量,由电力用户自行承担。
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。
3月28日,河北省十四届人大常委会第八次会议表决通过了新修订的《河北省电力条例》(以下简称《条例》),将于今年5月1日起施行。这是去年中央深改委作出深化电力体制改革、加快构建新型电力系统的部署后,全国首部进行全面修订的地方性电力法规。《条例》共七章六十五条,围绕电力规划与建设、电力生
3月28日,河北省十四届人大常委会第八次会议表决通过了新修订的《河北省电力条例》,将于今年5月1日起施行。这是去年中央全面深化改革委员会审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》后,全国首部进行全面修订的地方性电力法规。河北省电力条例共7章65条,围绕电力规划与建设、
为切实做好2024年电力供应保障工作,推进电力市场建设与市场监管,进一步发挥厂网沟通协调机制作用,3月28日,国家能源局在京召开2024年电力调度交易与市场秩序厂网联席会议。国家能源局党组成员、副局长宋宏坤出席会议并讲话。会议强调,党中央、国务院的各项重要决策部署为进一步做好能源监管工作指
近日,南方能源监管局组织审定了广西电力交易中心编制的广西电力市场中长期电能量交易、批发市场结算两个实施细则,推动广西电力市场化交易标准化、规范化、制度化。南方能源监管局立足自身监管职责,按照国家有关文件和基本规则要求,会同地方主管部门就上述两个实施细则具体修改情况、征求意见和采纳
“随着我国能源转型不断提速,电力体制改革进入‘深水期’,全国统一电力市场亟待由大向强、由全向优转变。”3月26日,中国电力企业联合会党委书记、常务副理事长杨昆在2024年经济形势与电力发展分析预测会上表示。据杨昆介绍,我国电力市场已取得了较大成绩。2023年,全国市场交易电量约5.7万亿千瓦时
近年来,“双碳”目标的提出拉开了我国能源体系系统性、根本性变革的序幕,促使我国在新能源项目装机和运行、电力市场、碳市场等领域都取得不同的阶段性进展甚至突破。(来源:中国能源观察作者:中国海油副总地质师兼中海油研究总院院长米立军)2024年1月,国家发展改革委、国家统计局、国家能源局为
2024年4月月度交易3月26日,广东电力交易中心开展4月的绝对价格月度交易。交易品种有双边协商、集中竞争交易、发电侧合同转让、绿电双边协商、绿电集中交易、跨省外送电交易等;4月份总用电需求电报电量为309.35亿千瓦时,月度交易需求为98.55亿千瓦时,占总申报需求电量的31.86%。交易简概1双边协商交
北极星售电网获悉,近日,浙江电力交易中心发布关于征求《浙江电力中长期电能量市场交易实施细则(征求意见稿)》等5份现货市场实施细则意见的通知。《浙江电力市场管理实施细则》中提到,参加电力市场交易的经营主体应是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体,其中
北极星售电网获悉,近日,浙江电力交易中心发布关于征求《浙江电力中长期电能量市场交易实施细则(征求意见稿)》等5份现货市场实施细则意见的通知。《浙江电力中长期电能量市场交易实施细则(征求意见稿)》中提到,为维护市场成员合法权益,促进电力市场规范平稳运行,中长期交易设定最低和最高限价
随着电力市场化改革的不断推进,电力现货市场作为电力市场体系的重要组成部分,其出清价格形成机制及影响因素日益受到关注。今就和大家一起深入探讨电力现货市场的出清价格形成机制,并分析影响电力现货市场出清价格的主要因素,为电力市场的参与者提供决策参考。电力现货市场出清价格形成机制电力现货
日前,河南电力交易中心发布新注册发电企业(机组)相关信息的公告。详情如下:
“随着我国能源转型不断提速,电力体制改革进入‘深水期’,全国统一电力市场亟待由大向强、由全向优转变。”3月26日,中国电力企业联合会党委书记、常务副理事长杨昆在2024年经济形势与电力发展分析预测会上表示。据杨昆介绍,我国电力市场已取得了较大成绩。2023年,全国市场交易电量约5.7万亿千瓦时
2015年3月15日,中共中央国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》,这份被业内称为“9号文”的文件,正式拉开了新一轮电改大幕。按照“管住中间、放开两头”的体制架构,本轮电改旨在构建竞争性电力市场,有序推动发电侧和用户侧参与市场化交易,让发用双方进行“面对面”的交易,打破原本
新电改九年,电力市场建设“从0到1”至今已取得诸多优异成绩。2023年,我国电力现货市场建设进入加速期,山西、广东电力现货市场于年末先后转入正式运行,其他试点地区市场持续完善迭代,非试点地区积极探索实践,总体呈现“全面发力,多点开花”趋势。电力现货市场在发现价格、促进保供、优化电力资源
2015年3月15日,中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》,拉开了中国新一轮电力体制改革的序幕。9年来,中国电力市场发生了翻天覆地的变化,一系列改革政策的出台与迭代,不断推动着中国电力市场化改革走向成熟。电网企业代理购电制度作为新一轮电力体制改革的新生事物,首次出
2015年3月,国务院印发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》,开启了新一轮电力体制改革,值此电改九周年之际,我国电力市场建设业已取得长足进步。构建新型电力系统是电力行业实现“双碳”目标的必由之路。然而,新能源装机的快速增长对电力系统运行的稳定性和调节的灵活性提出了挑战,原先仅
以人民为中心维护人民群众用电权益和市场公平云南电网有限责任公司市场营销部(客户服务部)副总经理普钢2月20日,国家正式颁布《供电营业规则》最新修订版(以下简称《规则》修订版),本次修订是对1996年原电力工业部发布《供电营业规则》的完善修改,及电力法规体系的重要补充,体现了维护人民群众
夯实供电营业新秩序构建供电服务新体系全力满足人民用电需要中国南方电网有限责任公司市场营销部(客户服务部)总经理徐尤峰《供电营业规则》(以下简称“《规则》”)是《电力法》《电力供应与使用条例》最重要的配套规章,作为指导全国供电营业工作的基本制度,自1996年10月8日原电力工业部颁布实施
2023年,是我国电力体制改革的第八年。这一年,我国加快建设全国统一电力市场体系,多层次电力市场体系有效运行;市场化交易电量稳步增长,占全社会用电量比重进一步提升,市场化交易电量占比超过60%;完成第三监管周期输配电价改革,煤电容量电价机制正式建立;深化绿色电力市场建设,绿证核发实现全
一声春雷,2015年3月15日中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号文),拉开了我国电力行业市场化改革的大幕。九年征程,九载春秋,蓦然回首,电改山高水远路还长。(来源:微信公众号“售电星星”作者:张传名)让市场在电力资源配置中起决定性作用01九号文提
2015年3月15日,随着“中发9号文”的发布,新一轮电力体制改革拉开序幕。全面推动电力体制改革是落实我国社会主义市场经济体制改革的重要组成部分,关乎国民经济发展命脉。9年来,新一轮电力体制改革取得了显著成效,推动了电力产业结构转型与市场化建设,尤其是电力市场机制的内涵适应“双碳”目标的
2024年,是我国电力体制改革的第9个年头。9年来,我国电力市场建设稳步有序推进,多元竞争格局进一步形成,电力的商品属性凸显,市场优化配置资源的作用明显增强,市场化交易电量大幅提升。现货市场建设多点开花,初步建立了反映实时电力供需的价格机制。2024年我国电力改革将加速迈入深水区,着力破解
在能源转型的大背景下,电力现货市场作为电力市场体系的重要组成部分,正逐渐受到业界的广泛关注。本文为您深入解析电力现货市场的运作机制、特点以及未来的发展趋势。电力现货市场的基本概念与特点电力现货市场,顾名思义,是指实时买卖电力的市场。与中长期电力市场不同,现货市场主要关注电力的即时
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
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
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
北极星售电网获悉,安徽电力现货市场2024年第一次整月结算试运行工作方案发布,本次结算试运行时间2024年3月1日-3月31日,其中竞价日:2月29日开始,运行日的前一个法定工作日组织日前市场竞价(其中周五申报未来3天,时间详见附件1)。运行日:3月1日-3月31日,为期31天。参与范围省调公用煤电机组(1
2月24日,甘肃电网光伏发电出力达1604万千瓦,占当时全省总发电出力的57%、全网用电负荷的83%。当日光伏发电量1.08亿千瓦时,占当日总发电量的18%。甘肃光伏发电出力创历史新高。国网甘肃省电力公司立足西北电网“总枢纽”、西电东送“主通道”、支撑新型电力系统构建“重基地”发展定位,从新能源并网
《山西电力现货市场规则体系V14》(下文统称V14)的变动集中在明确地调公用火电、虚拟电厂、储能等新型市场主体入市规则,优化市场运营费用分摊方式,放开日滚动限价,调整用户侧日前申报限制等方面,本文将重点解读V14对火电的影响。(来源:微信公众号“兰木达电力现货”作者:吴琪)一、明确地调小
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
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
文章摘要截止2023年12月17日,安徽省已开展4次正式结算试运行,其中2023年9月和2023年10月分别开展了为期一周的结算试运行,市场运营总体平稳。2023年11月18日~12月17日开展了为期一个月的结算试运行,本次试运行峰谷价差拉开,电能价格一定程度上可反映供需关系。本文在针对本次试运行期间披露的出清
北极星售电网获悉,甘肃电力交易中心发布了2024年甘肃省间外送电量预测,详情如下:
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!