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
2020年山东电力现货市场试结算运行出现不平衡资金引起社会广泛关注,并且产生了一种把许多相关电力市场改革问题都纳入不平衡资金解释,夸大不平衡资金的消极影响的倾向。实际上,电力市场不平衡资金是电力市场体系和机制设计中为提高竞争效率所做的制度选择,不具备必然性。我国电力市场不平衡资金有一定的特殊性。正确认识电力市场不平衡资金的内涵与外延,从形成机理的角度优化管理机制与对策,在保证市场竞争效率的基础上尽可能避免和减少不平衡资金的产生,在不可避免的情况下在市场主体之间合理分摊不平衡资金,有利于有效解决不平衡资金问题,进一步深化电力市场改革。
(来源:微信公众号“中国电力企业管理” ID:zgdlqygl 作者:叶泽 陈念斌 谢青)
电力市场不平衡资金的界定
目前许多专家把电力市场不平衡资金解释为电力市场运行中不能找到确定收益或承担主体的收益或损失,这个定义从分摊或者结果的角度强调了不平衡资金的产生原因,但是,却并不准确,没有把不平衡资金的实质揭示出来。对政府决策者和市场主体来说,他们首先希望了解不平衡资金最初是怎么产生的,是否可以避免和控制;然后才是怎么分摊。
阻塞盈余简单模型及其计算
阻塞盈余是典型的电力市场不平衡资金,下面我们以阻塞盈余说明不平衡资金概念的实质。参考有关文献,假设有两个地区电力市场,每个市场的发电企业和用户都只有一个,用户作为价格接受者不参与竞争,市场按发电成本最小统一出清,有关发电企业出力,边际成本,市场需求和输电通道容量的信息如图1所示。
假设三种情景:(1)两个地区没有输电线路联结,两个地区电力市场独立运行。(2)两个地区市场有输电通道相联,并且没有输电容量约束,两个地区市场合并为统一市场。(3)两地区市场输电通道存在阻塞,最大输送容量为400兆瓦。针对以上三种情景,分别计算市场出清价格,发电机组出力,各地区市场用户购电费、发电企业售电收入和两个地区市场用户总购电费,发电企业总售电收入,两个地区市场或统一市场总购电费与总售电收入的差,如表1中孤立市场、统一市场和阻塞下的统一市场各列数据。
从表1中可以看出,在两个地区市场独立运行和按统一市场运行两种情景下,虽然用户总购电支出与发电企业总售电收入相差很大,但是,两者相等,没有产生阻塞盈余。在有阻塞的情况下,用户总购电支出是每小时62000美元,但是,发电企业总售电收入只有每小时55600美元,市场出现了每小时6400美元的盈余。A地区19美元/兆瓦时的低价电通过400兆瓦输电容量通道卖到35美元/兆瓦时的高价电B地区,从而产生了每小时400×(35-19)=6400美元的增量收益。
基于阻塞盈余的不平衡资金特征分析
对上面的阻塞盈余进行分析可以发现,第一,阻塞盈余是有条件发生的,并不是必然发生的。在两个市场独立运行和没有输电堵塞时,就没有阻塞盈余。第二,阻塞盈余与市场体系有关。如果两个市场独立运行或者无输电约束情况下统一运行,就不会有阻塞盈余。第三,阻塞盈余与交易规则有关。阻塞盈余取决于市场价格等于边际成本的市场价格形成机制,如果交易价格形成机制调整,比如A地区输送到B地区的电能按B地区的价格成交,即按“落地价”成交,也没有阻塞盈余。第四,阻塞盈余与结算规则有关。边际成本定价机制能够实现最大的竞争效率,但是,却并不公平,比如在有阻塞的统一市场情况下,A地区的低价电按低价出清,而B地区的高价电却按高价出清,显然对A地区电厂不公平。事实上,在交易规则不变的情况下,可以调整结算规则,在兼顾效率的基础上同时实现公平。比如,结算规则规定发电侧按统一价格结算,结算价格为发电机组按发电量的加权平均价格。如表1最后一列“发电侧加权平均价格结算下有阻塞的统一市场”的计算结果,统一出清价格为27.8美元/兆瓦时,A地区低成本电厂得到8.8美元/兆瓦时(27.8-19)的激励,B地区高成本电厂受到7.2美元/兆瓦时(35-27.8)的惩罚,这样的交易规则和结算规组合则显然更合理。一方面电量按边际价格规则出清,低成本机组出力最大,实现了最大效率生产;另一方面,按加权平均价格结算,不同效率的发电机组分别得到了经济激励和惩罚。第五,发电侧按加权平均价格结算比按边际成本结算实际上有更高的效率。表中数据显示,发电侧按加权平均价格结算与按边际成本结算的发电企业总售电收入相等,但是,用户总购电支出每小时节约了6400美元,即原来的市场阻塞盈余全部转移给了用户。第六,阻塞盈余与国家相关政策有关。阻塞盈余作为美国电力市场中的一个重要部分,与美国电力市场设计者或政府相关部门试图利用阻塞盈余政策工具在电网环节引入私人投资机制的政策选择有关。因此,阻塞盈余与输电金融权两者作为一个政策组合存在于美国电力市场中,如果不需要输电金融权,就可以通过市场机制设计消除阻塞盈余。
电力市场不平衡资金的概念界定
总结和概括上面的分析,我们可以提出与目前电力市场下不平衡资金的概念有些不同的定义,主要体现在:其一,不平衡资金是电力市场体系与机制设计中的制度或政策选择的结果,不具备必然性。市场体系、交易规则和结算规则的调整可以减少或者避免不平衡资金发生。其二,不平衡资金由横向和纵向交易的价格差异产生,交易电量决定规模大小。横向交易指发电企业售电交易或者用户(售电公司)购电交易,纵向交易指发电企业与用户(售电公司)之间的购售电交易。其三,由于价格差异和交易电量有记录可以溯源,不平衡资金的承担或受益主体是明确的。有些不平衡资金如备用补偿的受益主体很多,但很明确。
电力市场下不平衡资金的分类及其形成机理
电力市场中不平衡资金发生的情况很多很复杂。综合目前国内外学者关于电力市场中不平衡资金的分类研究成果,根据上面对不平衡资金的定义,可以从不平衡资金发生的场景和机理两个角度对不平衡资金问题进行分类研究。
分类
电力市场不平衡资金可以根据驱动因素和发生场景进行分类。表2列出了目前我国电力市场中不平衡资金分类。总体上,电力市场不平衡资金来源于市场、政策和技术与管理三个方面。每个方面还可以进一步细分为三个层次,由此形成一个不平衡资金体系。其中,市场与政策因素产生的不平衡资金是当前不平衡资金关注的重点。
不平衡资金的形成机理分析
现货市场负阻塞盈余的形成机理。2019 年 5 月广东电力现货市场按日试结算时出现了负阻塞盈余现象。阻塞盈余为负与理论不符,实际操作中也难以被市场主体理解和接受。有些分析把这个问题解释得过于复杂难懂。实际上,这个问题很简单,由计划与市场双轨制造成,电网企业无意中以较大的购销差价分享了市场电的利益。以图1所示问题为例,其中计划电与市场电见图下虚线框内数据。首先,市场阻塞盈余与双轨制无关,只与电力现货市场节点电价模式有关,即双轨制下仍然存在每小时6400美元的盈余。其次,根据目前的交易和结算规则,当市场机组更多地分布在高价节点时,市场用户按照全负荷加权计算得到的用户侧统一价格结算的购电支出,可能无法覆盖市场机组需要的售电收入,结果产生市场电量的负阻塞盈余。A地区发电机组计划负荷为600兆瓦,市场负荷300兆瓦,用户需求为500兆瓦;B地区发电机组计划负荷为400兆瓦,市场负荷700兆瓦,用户需求为1500兆瓦;输电通道有限制仍然为400兆瓦。用户侧的统一结算电价为(900×19+1100×35)/2000=27.8,市场电量的阻塞盈余=1000×27.8-(300×19+700×35)=-2400,即产生了负盈余。A地区低成本发电机组满发输送了400兆瓦的电能到B地区替代相应容量的高成本机组,产生了400×(35-19)=6400的阻塞盈余。如果市场用电没有分享,计划用电因为执行固定的上网电价和销售电价,发电企业和用户也没有分享,市场阻塞盈余就以购销差价的形式留在了电网环节;而且在市场电量阻塞盈余为负情况下,还无意之中占有了市场电量的部分收益。在上面的例子中,如果两地市场化电量比例相同,市场机组的阻塞盈余为零;如果A地区的市场负荷比例相对较大,则能够分享到部分阻塞盈余。因此,在双轨制下,低价电在计划电或市场电中的相对比例对阻塞盈余在两者之间的分配结果有决定作用。
双轨制下“体制盈余”的形成机理。山东电力现货市场发电侧电价没有采用节点电价而是采用发电侧加权平均价格结算,如表1中最后一列所示,这种结算规则不会产生市场电量的不平衡资金。但是,2020年5月16~19日连续结算试运行期间,山东电力现货市场也产生较大规模的不平衡资金,并产生了较大的社会影响。根据2020年10月山东省能源局发布的《关于做好我省第三次电力现货市场结算试运行结算工作的通知》,市场用户用电量超出山东省内市场机组上网电量产生的不平衡资金为6158.53万元,市场发用电量分时段不匹配产生的不平衡资金为3349.66万元。在市场用电量超过省内市场机组上网电量的情况下,电网企业不得不“高买低卖”满足市场用户需求,绝大多数用户侧按照中长期市场交易价格(382元/兆瓦时)结算,而发电侧按照非市场化机组标杆电价(395元/兆瓦时)结算。由于以清洁能源为主的优先发电与以居民用户为代表的优先购电曲线难以形成匹配平衡关系。当清洁能源大发时,优先发电多于优先购电,市场化火电机组需要相应调减出力,调减的偏差电量按照现货价格进行结算,而清洁能源增发部分的偏差电量却按照其批复电价进行结算。由于现货市场价格(日前均价198元/兆瓦时,实时均价182元/兆瓦时)比省内清洁能源批复电价(395元/兆瓦时)低,这部分偏差电量又形成了“高买低卖”的格局。综合有关资料分析,山东“高买低卖”不平衡资金的受益方主要是省内市场机组和市场用户。当市场发用电电量和时段分布不匹配时,市场“高买低卖”会产生负的不平衡资金。当不匹配的方向发生变化,市场可能存在“低买高卖”的情景,这时市场会形成正的不平衡资金。山东电力现货市场没有出现正的“体制盈余”与山东省市场用电规模明显大于市场机组发电规模有关。
成本补偿不平衡资金的形成机理。表2中列出了许多发电企业成本补偿项目,其中最典型的是电力现货市场条件下发电企业的容量成本补偿。由于燃煤机组在现货市场要求按边际成本报价,燃煤机组的固定成本需要有补偿机制。国外通过容量市场补偿,目前我国电力现货市场试点省暂时采用固定成本补偿,如山东省发改委《关于电力现货市场燃煤机组试行容量补偿电价有关事项的通知》规定,对参与电力现货市场的燃煤机组按照99.1元/兆瓦时的标准,由市场用户根据实际用电量缴纳容量补偿费用。如果省内市场用户用电量与省内市场机组发电量相等,不会产生不平衡资金;如果两者不等,就可能产生多收或者少收容量补偿资金的不平衡资金问题。如果把省外电考虑进来,在省外电替代省内市场机组电量的情况下,容量补偿平衡问题就更加复杂。不过,几乎所有的成本补偿产生的不平衡资金问题都可以通过事前精巧的方案设计解决;如果不能事前解决,由于成本发生与支付都很明确,最后还可以事后补偿实现平衡。
对于承担或受益主体较多的成本补偿所形成的不平衡资金问题,只能作为经济学中的公共成本或者会计中的制造费用在相关利益主体中分摊。比如机组备用补偿,发电企业、电网企业和用户都是受益主体,承担主体就是提供备用容量的发电企业。另外,成本补偿客观存在,可以通过多种方式传导,可以不通过不平衡资金传导。比如美国PJM电力市场中许多成本如辅助服务补偿,运行成本补偿等通过不平衡资金渠道平衡或传导,而英国电力市场则要求发电企业把这些成本包括在报价中,只允许通过“能量块”报价形式补偿机组启动和空载成本。两种做法对不平衡资金的承担和受益主体来说在结果上其实完全相同,但是,通过不平衡资金传导在心理上容易引起误解甚至反感。2005年东北区域电力市场主要因为燃料价格上涨平衡账户出现32亿元亏空,当时有煤电联动政策,非市场机组可以通过这个政策消化燃料价格上涨,市场机组只能通过提高报价向区域市场,然后再由区域市场向用户传导成本上涨。但是,巨额的不平衡资金还是对市场产生消极的影响。
辅助服务不平衡资金的形成机理。2006年原国家电力监管委员会颁布《发电厂并网运行管理规定》(电监市场〔2006〕42号)和《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》((电监市场〔2006〕43号)两个文件后,2008年各区域电网制定和实施“两个细则”,从此我国电力系统辅助服务由过去无偿征用方式进入可计量、可监管的有偿调用模式。“两个细则”以行政方式初步建立了电力系统辅助服务的供给与使用机制,而且不产生不平衡资金,长期使用效果好,是我国电力市场监管制度的创举。但是,“两个细则”强调了辅助服务的公平性,却不利于提高辅助服务的效率。辅助服务市场取代“两个细则”,以市场竞争机制提供调频等辅助服务,能够刺激低调频成本的发电机组多提供调频服务,替代高调频成本的发电机组,从而增加社会福利。从这个角度理解辅助服务不平衡资金的形成机理,一方面,电力系统运行对辅助服务的需求数量,辅助服务技术进步和辅助服务供给成本通过市场竞争机制确定等因素使辅助服务的供给成本具有较大的不确定性;另一方面,虽然辅助服务的受益者相对较多,但支付标准事先确定后,辅助服务的补偿费用相对稳定。不确定的辅助服务需求及供给成本与相对稳定的补偿资金可能会形成不平衡资金。
电力市场不平衡资金的管理对策
管理目标
尽量避免和减少不平衡资金发生。除表1中技术与管理因素产生的不平衡资金外,其他不平衡资金其实都可以避免和减少。考虑到不平衡资金是市场或政策选择的结果,同时吸取东北电力市场平衡账户亏空导致市场中止的教训,在当前电力市场改革中,过多地设计和提出不平衡资金问题,只会引起误解和增加改革的阻力。电力市场不平衡资金来源于电力市场复杂性和特殊性,孤立地分析不平衡资金的计算与分摊实际上没有意义,应该在电力市场体系、交易规则和结算规则设计中整体考虑不平衡资金问题,尽可能地避免和减少不平衡资金,增强电力市场建设的整体性、自主性和政策性。比如比如美国PJM电力市场中节点电价、阻塞盈余、输电金融权和输电网投资政策是一个整体。在这个体系中,阻塞盈余不用分摊,而是用来引导电网投资。如果我国电网投资暂时没有考虑引入市场机制,就没有必要形成阻塞盈余。另外,现货市场下的固定成本补偿也可以避免。国外普遍实行两部制电价,这种机制延伸到电力市场中,分别形成了以边际成本为基础的节点电价和容量市场或固定成本补偿机制。我国政府管制电价长期以来以单一电量电价为主,政府和社会公众习惯单一电量电价,难以理解在市场定价以外还要固定成本补偿。斯威普(F.C.Schweppe)1980年提出的实时电价虽然也以边际成本定价为基础,但是包括边际发电运行成本,反映整个系统发电容量的充裕程度的发电质量成本,边际网损成本和边际网络维护成本,反映电网各支路输送容量的充裕程度的网络供电质量成本,考虑固定成本回收的收支平衡调整专项五个方面,几乎把目前所有的发供电成本都包括在内,并不只是短期边际成本如燃料成本。因此,现货市场按平均成本报价不仅有理论依据,也更适合国情,同时不会产生固定成本补偿这项不平衡资金。
对必须产生的不平衡资金按兼顾效率与公平的原则进行合理分配。有些不平衡资金必然会产生,如双轨制下不同价格的计划电与市场电替代后在发电侧和售电侧所产生的电费差异等。对于不平衡资金的分摊,目前有“谁受益,谁承担”原则,这就是效率原则。效率原则以社会福利最大化为目标,但整体最优不等于个体最优。如同表1所分析的一样,不同边际成本水平的发电机组按各自边际成本成交市场整体效率最大,但这种规则显然对于低边际成本发电机组而言不公平,不仅不利于发电机组不断降低成本提高效率,也会增加执行的难度。如果采用加权平均电价出清,或者按照目前集中竞价市场的边际统一出清价格机制,低边际成本机组就可以分享经济激励,加权平均电价或统一出清价格机制相比节点电价就是一种兼顾效率与公平的制度。进一步分析,从产权经济学的角度,上面的阻塞盈余是界定给A地区低边际成本发电机组,还给界定给B地区用户,也是非常复杂甚至有争议的问题。表面上看,应该界定给A地区的低边际发电机组,但是,B地区用户提供了市场也是阻塞盈余产生的重要原因。
不同类型不平衡资金管理的具体对策
现货市场阻塞盈余的管理对策。目前我国在处理现货市场阻塞盈余问题上就有两种选择,广东现货市场设计中保留了阻塞盈余,同时,由于双轨制原因产生了负阻塞盈余。山东电力现货市场设计中则没有选择阻塞盈余,从而避免了相应的负阻塞盈余分配等问题。根据上面的分析,由于我国电力市场改革暂时没有利用阻塞盈余的政策设计,阻塞盈余增加了电力现货市场的复杂性和利益矛盾,我国电力现货市场完全没有必要选择阻塞盈余。如表1“发电侧加权平均价格结算下有阻塞的统一市场”的计算结果所示,发电侧采用加权平均电价结算不仅不会产生不平衡资金,而且相比于节点电价结算机制,在不降低发电机组收入的前提下,还降低了用户的总购电支出。英国电力市场中就没有阻塞盈余;相反,在发电企业也支付输配电价的基础上,英国电力市场设计把权益界定给了发电企业,一旦发生输电阻塞,电网企业必须支付发电企业阻塞费用;这种阻塞费用制度建立了一种从发电侧促进电网投资的机制,与阻塞盈余相比可能更适合我国。总之,阻塞盈余在目前我国电力现货市场是典型的“费力不讨好”的制度选择。
双轨制不平衡资金的管理对策。双轨制下不平衡资金的表现形式很多,但是,结果上看,无非是计划电与市场电结合情形下发电侧“高买”(“低买”)和用电侧“低卖”(“高卖”)等电量电价的组合。如果考虑现货市场全电量竞争和差价合同,这种组合会相对复杂。但是,由于电价和电量都有交易记录,双轨制下不平衡资金的承担主体和受益主体完全可以清楚地界定出来,然后可按照“谁受益,谁承担”的原则分摊。比如山东省针对双轨制产生的不平衡资金问题,明确了发用电量分时段不匹配产生的不平衡资金的分摊方式:当现货市场中市场化发电量小于该时段市场化用电量时,少发电量由外来电(优先计划部分)、省内优先发电量(新能源、核电、火电优先)等比例按时段以现货市场价格结算承担。在不平衡资金特别是成本或损失的分摊方向上,国外不平衡资金分摊一般选择用户,比如2019年加拿大安大略省“安省能源局”(Ontario Power Authority)以固定价格向核电、水电、可再生能源和天然气电厂购电产生的“不平衡资金”高达650亿元,是同年市场电费的6倍以上,最后选择分两个阶段完全由用户分摊;其中2011年以前的不平衡资金按所有用户的用电量分摊,而2011年以后产生的不平衡资金分A类(大用户)和B类(小用户)分别按高峰用电量的比例计算和实际用电量分摊。但是,我国却更倾向于选择发电企业和电网企业,即使受益主体是用户。由于电力企业是国有企业,国有企业承担本质上相当于国家财政承担,更容易操作。
固定成本补偿等不平衡资金管理对策。如上所述,固定成本补偿等不平衡资金本身也是一种不明智的选择,基本的管理对策是尽可能将这些成本纳入市场竞争报价中。以现货市场价格形成机制为例,理论上,市场采用边际成本报价,固定成本独立补偿,由此所形成的两部制电价结构更有效率,更有利于促进生产。但是,如同目前目录电价中两部制电价执行范围小,适用于大工业用户的两部制电价也通过计价执行方式调整大打折扣一样,分离和累积的成本补偿不仅操作起来难度大,在心理上也不容易被接受。另外,固定成本补偿和辅助服务补偿在承担主体上可以采取排除原则,在分摊周期上要结合物理功能的作用时间,在分摊方向上还是要以用户为主。
本文刊载于《中国电力企业管理》2021年07期,作者叶泽供职于东北财经大学产业组织与企业组织研究中心、长沙理工大学电价研究中心,作者陈念斌、谢青供职于湖北电力交易中心有限公司
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。
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:
北极星售电网获悉,江苏电力交易中心发布2024年4月江苏电力市场集中竞价交易公告。全省市场化用户(含一类和二类用户)2023年同期月度总用电量350.04亿千瓦时。已上报的年度交易4月分月计划为314.94亿千瓦时,国网江苏省电力有限公司代理购电需从市场采购电量为0亿千瓦时,已上报的优先成交发电量为3.9
北极星售电网获悉,江苏电力交易中心发布2024年3月江苏电力市场购电侧月内合同电量转让交易公告。
随着新型电力系统建设的逐步深入,新能源装机,特别是以风能和太阳能为主导的清洁能源装机规模持续扩大。然而,新能源固有的波动性和不稳定性给电网消纳以及电力系统的成本控制带来了显著的压力。(来源:微信公众号“硕电汇”作者:小硕团队)鉴于原有可再生能源电量全额保障性收购制度导致电力系统承
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。其中浙江电力现货市场结算实施细则提出,细则适用于浙江电力现货市场结算,主要内容包括:结算原则、计量、电费结算流程、批发市场结算、零售市场及终端
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。其中浙江电力现货电能量市场交易实施细则中提出,现货电能量市场为按日运行市场,市场运营机构按时发布运行日对应的竞价日申报截止时间,各经营主体需
为适应现货、周交易、中长期、低谷消纳等多品种、多时序的交易模式,广西电力交易中心优化“批零”结算机制,自2024年初,广西电力交易中心已完成一季度市场化交易结算,结算及时率、准确率均达到100%。广西电力交易中心在2023年12月同时开展了现货交易、周交易与常规交易,2024年一季度各月均开展了低
现货市场结算试运行信息日报3月25日(运行日),陕西电力现货市场结算试运行日前出清电量4.1亿千瓦时,出清加权均价359.02元/兆瓦时;实时出清电量3.97亿千瓦时,出清加权均价347.91元/兆瓦时(统计范围基于本次结算试运行的“报量报价”发电主体)。具体情况见下表:
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
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
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
在保障国家能源安全,实现“双碳”目标的驱动下,我国正在大力推进能源绿色低碳转型,新能源占比随之逐年提高。面对新能源发电比例逐步上升的大背景,电力现货市场机制,成为保障电力系统稳定的核心要素。(来源:微信公众号“兰木达电力现货”作者:王瑀璠)2023年,电力中长期交易已在全国范围内常态
近日,河北电力交易中心发布河北南网新能源参与省间电力现货市场入市名单(截至2024年3月22日),详情如下:
北极星售电网获悉,河北电力交易中心发布河北南网新能源参与省间电力现货市场入市名单(截至2024年3月22日),详情如下:
3月22日,陕西电力现货市场启动了第二次结算试运行。本次结算试运行持续11天,实行电力现货市场与调频辅助服务市场联合运行,旨在多层次检验现货市场规则体系的合理性和技术支持系统的可靠性,提升各方市场主体对现货市场规则体系和技术支持系统的掌握程度,并进一步巩固前期试运行工作成效,加快推进
随着新型电力系统建设的逐步深入,新能源装机,特别是以风能和太阳能为主导的清洁能源装机规模持续扩大。然而,新能源固有的波动性和不稳定性给电网消纳以及电力系统的成本控制带来了显著的压力。(来源:微信公众号“硕电汇”作者:小硕团队)鉴于原有可再生能源电量全额保障性收购制度导致电力系统承
受能源价格持续走低,新能源出力水平持续上升的影响,2024年山东电力现货价格持续走低,尤其是今年2月份,山东现货电价出现了比较特殊的情况,自开展电力现货以来首月,全月现货价格均低于月度中长期价格。尤其是随着新能源装机的增加,现货价格的波动更加剧烈,中长期-现货价差增大,在这种情况下售电
在保障国家能源安全,实现“双碳”目标的驱动下,我国正在大力推进能源绿色低碳转型,新能源占比随之逐年提高。面对新能源发电比例逐步上升的大背景,电力现货市场机制,成为保障电力系统稳定的核心要素。(来源:微信公众号“兰木达电力现货”作者:王瑀璠)2023年,电力中长期交易已在全国范围内常态
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
22日下午,台当局经济事务主管部门召开电价费率审议会。会后宣布,自4月1日起,台湾的工业、家庭及小商家用电价格全面调涨,平均涨幅为11%。其中,民生用电以每月用电330度、700度和1000度为界分级调涨,涨幅在3%至10%,预估全台有超过1340万户家庭受影响。小商家用电以700度、1500度和3000度为界,涨
随着我国电力市场改革的深入推进,现货市场逐渐成为电力市场的重要组成部分。了解现货市场电价形成原理及交易技巧对于企业降低用电成本、提高市场竞争力具有重要意义。一、现货市场电价形成原理1.现货市场的定义与作用现货市场是指电力实时交易的市场,主要实现电力资源的优化配置和电力价格的发现。现
2021年8月6日,国家电网有限公司和陕西省人民政府在北京和西安召开国网陕西省电力有限公司揭牌视频会议,标志着双方共同出资,由国网陕西电力公司和陕西地方电力公司融合设立的“国网陕西省电力有限公司”正式挂牌成立。至此,陕西“一省两网”时代结束,但在每月公布的代购价格表中依然要区分榆林地区
北极星售电网获悉,湖南2024年3月电网代理购电电价结构及水平474.49元/兆瓦时。详情如下:
北极星储能网获悉,3月22日,青海省发展和改革委员会发布向社会公开征求优化完善我省峰谷分时电价政策(征求意见稿)意见的公告。文件提出,对省执行分时电价的用户在每年一季度和四季度的每日8:00-9:00和19:00-21:00执行尖峰电价,尖峰电价在用户对应平段电价基础上上浮100%(输配电价、上网环节线损
北极星售电网获悉,山东电力交易中心发布2024年3月省间交易输电价格方案。详情如下:
近日,广西壮族自治区电力负荷管理实施细则印发。政策提出,建立并完善与电力市场衔接的需求响应价格机制。根据“谁提供、谁获利,谁受益、谁承担”的原则,进一步完善市场损益分摊机制,所有需求响应资金取之于市场、用之于市场;具备条件时,视情况通过实施尖峰电价、拉大现货市场限价区间等手段进一
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!