登录注册
请使用微信扫一扫
关注公众号完成登录
一起来看通知全文:
云南省工业和信息化委 云南省发展和改革委 云南省能源局关于印发2017年云南电力市场化交易实施方案的通知
各州市工业和信息化委,发展和改革委(能源局),昆明电力交易中心,各有关企业:
经省人民政府同意,现予印发《2017年云南电力市场化交易实施方案》,请遵照执行。
省工业和信息化委员会
省发展和改革委员会
省能源局
2017年3月6日
附件:
2017年云南电力市场化交易实施方案
为贯彻落实《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)及其配套文件的有关要求,依据《云南省进一步深化电力体制改革试点方案》(云发〔2016〕10号),在2016年云南电力市场化交易实施方案的基础上,结合云南电力系统运行实际,进一步完善市场结构和市场体系,特制定本方案。
本方案适用于云南省内所有发电企业、供电企业、用电企业及售电企业。省外及境外发电企业、售电企业、电力用户在具备条件时,按照本方案参与交易。
本方案分为四个部分:交易主体、市场交易、结算、其他事项。
一、交易主体
(一)售电主体
售电主体为并入云南电网运行的所有电厂,分为优先电厂和市场化电厂。
优先电厂指由地调/县调调度的并网运行公用中小水电及其他类型电厂、2004年1月1日前已投产的并网运行公用水电厂(以该电厂第一台机组投运时间为准,下同);市场化电厂指风电场、光伏电厂、火电厂、2004年1月1日及以后投运由总调调度、省调调度、省地共调电厂。新投电厂按上述原则划分电厂类别。
优先电厂称为非竞争性售电主体,暂不参与市场化交易,市场化电厂称为竞争性售电主体,按本方案参与市场化交易和结算。市场化电厂须在电力交易中心进行注册。
售电主体的发电量分为优先发电量和市场化发电量,其中优先发电量含优先电厂的发电量、风电场和光伏电厂保居民电能替代电量、火电厂保障电网安全稳定运行所需电量、火电备用状态确认电量、供气所需电量及其他分配电量(相应电量按政府有关部门政策执行)、具有年调节能力及以上水库的水电厂调节电量;市场化发电量指市场化电厂优先发电量之外的所有发电量,通过市场化方式进行交易、结算。
风电场和光伏电厂的优先发电量根据居民电能替代需要的金额分月确定,月间滚动,年度平衡。其中,汛期风电、光伏电厂全部上网电量为优先电量,枯平期风电、光伏电厂按照上年度当月全网风电、光伏电厂平均利用小时数(风电、光伏电厂分别核算)的1/4折算的上网电量为优先电量,全年统筹平衡,剩余上网电量参与市场化交易。风电场和光伏电厂的优先发电量结算价格为竞争性售电主体月度集中撮合交易平均成交价,其他电量按市场化方式进行交易结算。
本方案中售电主体发电量特指用于结算的上网电量,调试期电量不参与市场化交易。
(二)购电主体
购电主体指云南省内所有的电力用户和符合准入条件的售电公司,分为竞争性购电主体和非竞争性购电主体。
竞争性购电主体是指符合市场准入条件且在电力交易中心注册成功的用户(以下简称竞争性用户)和售电公司,按本方案参与市场化交易和结算;非竞争性购电主体是指一产用电,三产中的重要公用事业、公益性服务行业用户、以及居民生活用户等优先购电用户和符合市场准入条件但未在交易中心注册的用户,非竞争性购电主体的用电量统称为优先购电量,由电网企业统一购电,暂不参与市场化交易。
竞争性用户市场准入条件:符合国家产业政策、环保安全、节能减排要求的全部专变工业用户(执行大工业电价的电量),同时根据市场需求及技术条件成熟逐步支持一般工商业参与市场化交易。
符合准入条件用户一旦进入电力市场,三个月内不能退出市场,可采用自行申报、供电单位代报、售电公司代理购电等方式参与市场化交易。凡是有交易成交记录的用户(包括售电公司代理用户)的用电量均按市场机制定价,不再执行目录电价;凡是无交易成交记录的用户由电网企业按照相关规定实施保底供电服务。
售电公司代理的用户必须是符合准入条件且在电力交易中心注册的用户,用户一旦选择某个售电公司,全部市场电量通过售电公司购买,三个月内不能进行更改,不能退出市场。电费未按时缴清的用户、保证金和电费未按时缴清的售电公司,不得参与市场交易。
二、市场交易
云南电力市场遵循“省内需求优先、外送消纳次之”的总体原则开展交易,现阶段电力市场化交易分为中长期交易和短期交易。中长期交易开展年度交易和月度交易,短期交易开展日前电量交易。本方案中所有交易都是实物合约交易,各类交易的成交结果一经确认,不得更改。
(一)数据申报
1.售电主体
竞争性售电主体以厂为单位进行申报,售电主体的申报电价为上网侧的绝对价格,为含环保电价、含税的价格。
若火电厂有保障电网安全的运行机组,则分为保安全机组和非保安全机组两部分,分别进行申报。
2.购电主体
选择自行申报和委托供电单位代报的用户以户号为单位进行申报;选择售电公司代理购电的,售电公司根据其代理用户的用电需求整体申报月度交易,按户号申报日前电量交易。
购电主体的申报电价为上网侧的绝对价格,即:购电主体申报电价=购电主体意愿电度价格-输配电价-线损电价-基金及附加,其中线损电价=基准价×综合线损率/(1-综合线损率),双边协商交易按合同约定的上网价格作为线损电价计算基准价,集中撮合、挂牌交易按上月集中撮合交易平均成交价作为线损电价计算基准价。
3.申报数据约束
购、售电主体申报电量的最小单位为0.1万千瓦时,申报电价的最小单位为0.001元/千瓦时;合约转让交易中,电厂各月申报电量的最小单位为0.0001万千瓦时,申报电价的最小单位为0.00001元/千瓦时。除年度和月度双边协商交易外,为保证有序竞争,考虑2017年供需关系,设置申报最低限价和最高限价,最低限价暂定为0.13元/千瓦时,最高限价暂定为0.42元/千瓦时。鼓励全年增加用电,尤其是汛期多消纳水电。2017年1—4月以2016年1—4月用电平均值为基数,超基数用电部分不设最低限价;2017年5—12月以2016年5—12月用电平均值为基数,超基数用电部分不设最低限价。
各电厂在某交易环节申报电量<=确认的发电能力-已成交电量-优先发电量-协议内西电东送分配电量×折算系数,为保证未分配协议内西电东送电量电厂与分配了协议内西电东送电量电厂公平参与省内电量市场,按月设置折算系数,折算系数=除火电外市场化电厂总发电能力/(协议内西电东送总分配电量+协议外西电东送预计增送电量+省内市场化电量预测值)。火电厂增加申报最小开机电量(单台机组按最低技术出力运行7天电量)。若火电厂(除有在运机组及当月计划开机机组外)累计成交电量低于申报的最小开机电量,则不成交。
经省级及以上相关部门或监管机构认定,某交易过程中售电主体或购电主体存在串谋或恶意报价行为并造成严重后果的,该部分售电主体成交电量按月度集中撮合交易最低价0.9倍结算,该部分购电主体成交电量按上年度统调电厂平均上网结算价格的1.1倍与月度集中撮合交易电厂最高成交价格的1.1倍中的较大值结算。
4.售电公司电量分配
售电公司在电力交易中心办理代理用户购电手续时,须将售电公司与用户签订的合同交至电力交易中心备案,并依据双方合同按规定模板在交易平台填写售电公司向用户售电的合约价格等信息。
售电公司在月度交易成交结果公布后的第一个工作日内,须将月度各类交易成交电量、成交价格按户号预分给其代理用户并在交易系统中填报。若未进行预分,则默认为月度成交电量、加权平均成交价格平均分配给代理用户。
各售电公司须动态跟踪代理用户用电情况,在用电月结束后的三个工作日内按户号在交易系统中填报各代理用户最终分配的月度成交电量、成交价格,电力交易中心据此对用户进行结算和考核;若售电公司未填报各用户按户号最终分配的月度成交电量和价格,则按用户各户号实际用电量的比例将售电公司的月度成交电量、加权平均成交价格分配给代理用户,其中代理参与日交易用户的各户号预分成交电量为最终分配的成交电量,不能更改。
5.年度发用电需求预测申报
每年12月份,竞争性售电主体和竞争性购电主体须向电力交易中心申报次年各月的发电能力预测和用电需求预测。
(二)年度(多年)交易
电力交易中心根据交易主体需求按双边协商的方式组织年度交易,每年12月份开放一次年度交易,交易主体双边可签订一年或多年双边交易合同。
1.交易主体
竞争性用户,竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂。
2.信息公示
满足条件的交易主体可在电力交易平台公示双边交易需求的电量、价格及联系方式等信息,其中电量、价格分月明确。交易主体在交易系统中填报信息即为同意向所有市场主体公开,是否进行信息填报由交易主体自行决定,不影响双边合同签订和备案。
3.合同签订和合同备案
购、售电主体协商确定年度(多年)分月的交易电量和价格后,由售电主体在交易时间内在交易系统中填报,购电主体在交易时间内进行确认,在交易系统形成初步的年度(多年)交易合同。经调度机构安全校核后形成初始成交结果,交易双方根据初始成交结果签订标准的年度(多年)交易双边合同,并交由电力交易中心备案。购、售电主体双方签订标准的年度(多年)交易双边合同时,不得自行更改经调度机构安全校核后形成的初始成交结果。
4.月度安全复核
调度机构在月度集中撮合交易开始前,对电厂年度(多年)双边合同的次月电量进行安全复核,并以月度安全复核后的电量作为最终成交结果。
电厂双边合同电量不超过按装机等比例原则所分配的电力外送通道平均送电能力。电厂双边合同电量因安全复核被调减时,用户侧按等比例原则调减双边合同电量,电厂与用户应在双边合同中明确按照调度安全校核后的成交电量作为月度双边合同电量执行。
5.双边合同月度确认
月度最后一个工作日前,交易主体可对年度(多年)双边合同的下月价格进行协商调整,分月电量不可进行调整。分月价格调整流程如下:由售电主体在交易系统填报经协商调整后的价格,购电主体进行确认生效。若未填报或未经确认,则交易系统默认为年度(多年)交易合同中的分月价格。
(三)优先电量月度平衡
月度交易前,交易机构应会同调度机构对月度优先发电量、优先购电量进行电力电量平衡预测分析。
优先发电量=优先电厂的发电量+风电场和光伏电厂保居民电能替代电量+火电厂保障电网安全稳定运行所需电量+火电备用状态确认电量+供气所需电量及其他分配电量(相应电量按政府有关部门政策执行)+具有年调节能力及以上水库的水电厂调节电量;优先购电量=优先购电用户用电量+符合市场准入条件但未交易的用户用电量。
优先发电量大于优先购电量时,偏差部分由框架协议内西电东送电量进行平衡。优先发电量小于优先购电量时,偏差部分由交易中心组织省内优先购电量挂牌交易。
(四)框架协议内西电东送电量分配
平衡优先发电量后,剩余的框架协议内西电东送电量作为计划性电量,根据电力主管部门有关分配政策安排,电力交易中心按要求执行。
电力交易中心按照按框架协议内西电东送电量送出价格扣减输配电价、线损电价对框架协议内西电东送分配电量进行结算。
框架协议内西电东送分配电量需进行事后调整。若框架协议内西电东送电量的实际送电量与计划送电量存在偏差或预分配电量与实际应分配电量存在偏差,则相应对电厂的分配计划进行调整。
(五)月度交易
月度交易采用双边协商、集中撮合、挂牌等方式进行。电力交易中心依次组织省内优先购电量挂牌交易、省内电量市场双边协商交易、省内电量市场集中撮合交易、省内电量市场挂牌交易和框架协议外西电东送电量挂牌交易。
1.省内优先购电量挂牌交易
(1)交易主体
电网企业统一代理购电;竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂。
(2)挂牌、摘牌
电力交易中心通过交易平台公布优先购电量的挂牌电量,挂牌电量=优先购电量预测值-优先发电量预测值,挂牌电量小于(或等于)零时,取消省内优先购电量的挂牌。
挂牌价格暂按中小水电统一上网电价0.235元/千瓦时执行。
电厂通过交易平台申报摘牌电量。
(3)成交规则
当电厂摘牌电量之和大于挂牌电量时,按电厂摘牌电量的比例进行成交;当电厂摘牌电量之和小于(或等于)挂牌电量时,电厂摘牌电量全部成交。
(4)成交价格
电厂成交价格为挂牌价格。
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。
6月28日,南方区域电力市场连续结算试运行启动会在广州召开。会议指出,南方区域电力市场建成了国内首个多省区、全主体参与、统一出清的现货市场,进入连续结算试运行,是全国统一电力市场初步建成的重要标志性成果,是突破省级行政区划,优化电力资源配置的重大制度创新和平台创新,是电力市场化改革
北极星风力发电网获悉,6月26日,辽宁省沈抚示范区2025年陆上风电项目投资主体名单公示。根据公示,经企业申报、资格审核、专家评审等程序,现确定京能国际能源发展(北京)有限公司为本次陆上风电项目投资主体,建设规模为25万千瓦时。据悉,6月12日,沈抚示范区2025年陆上风电项目竞争配置工作方案发布
随着电力市场化改革纵深推进,山东2025年分时电价政策(尖峰、高峰、平段、低谷、深谷五段式)完成关键性调整#x2014;冬季储能“两充两放”运行策略正式落地,工商业储能的经济性显著提升。然而,不同购电模式下储能的收益逻辑和风险差异显著。下面,电工时代从代理购电与零售购电两种模式切入,分析山
2025年1-5月,我国光伏新增装机容量突破197GW,仅5月份单月装机量超过92GW,再创历史新高!然而,“狂欢”过后,随着抢装潮的落幕及136号文的正式实施,光伏行业将直面“市场化”的严峻考验。分布式光伏首当其冲,从“保量保价”模式转变为“不保量不保价”模式,电价波动风险显著加剧,投资逻辑亦需重
6月20日,云南省文山州麻栗坡县人民医院电力市场化交易(三次)竞争性磋商公告发布,项目预算金额180万元,服务内容包含但不限于以下内容:(1)代理参与电力市场化交易,负责每月交易电量中报、交易、结算工作。(2)负责电力交易平台市场注册及后期电力交易相关的全过程服务。(3)负责电量电费分析、电力
第18届SNEC国际太阳能光伏与智慧能源展于上海国家展会中心隆重登场,厂家在历经2年的亏损之下缩减开支,展场直观的感受能明显看到人潮减少。观察今年整体光伏产业情况,上半年受到国内抢装影响,需求表现仍超乎预期,但下半年需求开始转弱,尤其七至八月短期接单较不明朗,让大家更多的讨论如何改善现
中国电力企业联合会在2025年电力市场发展论坛上发布的信息显示,今年前5月,我国绿电交易量超过2200亿千瓦时,同比增长近50%,绿电交易快速增长。中国电力企业联合会统计,全国市场化交易电量已由2016年的1.1万亿千瓦时增长至2024年的6.2万亿千瓦时,占全社会用电量的比重由17%提升至63%,电力资源配置
北极星售电网获悉,6月6日,上海市浦东新区发展和改革委员会发布关于组织开展浦东新区2025年第一批绿色电力消纳专项资金项目申报的通知。2025年3月1日至2025年5月31日期间,在浦东新区范围内通过参与电力市场化交易开展绿色电力交易,并实现绿色电力消纳的电力交易行为(临港地区及临港企业实施的项目由
6月10日,在浙江省宁波市北仑区大碶街道横河工业社区,宁波供电公司所属的浙电(宁波北仑)智慧能源有限公司员工与宁波拓普集团股份有限公司相关负责人就建立该企业“双碳”管理体系的前期准备工作进行了沟通。随着绿色电力市场化交易机制与碳排放管理体系加速完善,企业需要开展碳配额合规管理、绿电
6月11日-13日,SNEC2025光伏与智慧能源展在上海隆重举行。天合光能(展位号:7.2HE680)闪耀亮相,其最新力作Elementa金刚37MWh#x2B;交直协同储能解决方案,凭借全方位的安全升级与性能突破,成为全场焦点。该方案从电芯到Pack到整舱全面的安全升级,为系统可靠运行筑牢根基。展台上同步展出的500Ah#x2
6月11日,第十八届全球光伏前沿技术大会在上海开幕。天合光能战略、产品与市场负责人张映斌博士受邀发表主题演讲并倡导:随着背面发电技术的进步,光伏行业应与时俱进、全面升级以组件综合效率及综合发电为核心指标的评价新体系。双面发电时代召唤与时俱进的组件评价体系张映斌博士指出,2018年双面组
北极星售电网获悉,6月27日,重庆电力交易中心发布售电公司注册公示(2025年第十九批)。按照《国家发展改革委国家能源局关于印发售电公司管理办法的通知》(发改体改规〔2021〕1595号)等文件精神,重庆电力交易中心受理了重庆进源送变电工程有限公司、中核汇能重庆能源有限公司、山西泛能互联能源科技有
6月20日,甘肃省电力市场省内中长期市场D+2日滚动交易正式上线运行。首日参与交易的主体达969家,共达成交易5457笔,总成交电量0.33亿千瓦时。此次D+2交易模式的推出,标志着甘肃省内电力中长期市场连续运营水平再上新台阶。2022年,甘肃电力交易中心创新D+3日滚动交易,从发电侧先行试点,到现货用户
电力市场正经历从计划经济向市场化转型的深刻变革,随着新能源全面入市和全国统一电力市场的建设推进,电力交易的盈利模式正从单一差价套利转向多元化增值服务。一度电在电力市场交易中有多少利润?成为电力产业链上各环节参与者,尤其是发电企业、电网企业、售电公司关注的核心问题。(来源:北极星电
6月29日,昆明电力交易中心发布关于“云南绿电绿证服务平台”试运行的通知。为进一步强化云南省绿电、绿证的统一服务管理,为云南绿电高价值实现提供坚实有力的信息化支撑,昆明电力交易中心将“区块链电力交易存证及溯源系统”全面升级为“云南绿电绿证服务平台”,并于2025年6月30日启动试运行。“云
在电力市场不断深化改革、电力现货交易日益活跃的当下,准确、及时地掌握各地区电力现货市场电价动态,对于业内人士把握市场趋势、优化经营决策至关重要。自2025年6月起,北极星售电网正式推出“电力现货市场电价”专栏,旨在为行业提供全面、精准的电价信息参考。当前,山西、广东、山东、甘肃、蒙西
6月28日上午9:00nbsp;nbsp;广州电力交易中心交易大厅的滚动屏上,“南方区域电力市场连续结算试运行首日”的红色标识格外醒目。nbsp;nbsp;交易总值长陈灏调整好状态,深吸一口气,“准备交接班。”上班的第一件事,就是与上一值进行每日的交接班。他打开已陪伴团队历经3年、8次短周期结算试运行的交易
6月28日,南方区域电力市场连续结算试运行启动会在广州召开。会议指出,南方区域电力市场建成了国内首个多省区、全主体参与、统一出清的现货市场,进入连续结算试运行,是全国统一电力市场初步建成的重要标志性成果,是突破省级行政区划,优化电力资源配置的重大制度创新和平台创新,是电力市场化改革
北极星售电网获悉,广东电力交易中心通报2025年7月中长期交易情况,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。详情如下:双边协商交易7月双边协商交易成交电量64.12亿千瓦时,成交均价372.39厘/千瓦时,成交电量较6月增加7.26亿千瓦时,成交
2025.6.23-2025.6.27一周电力市场热点主要看点:1、两地“136号文”省级承接方案正式发布2、江西分时电价调整:午间2h深谷电价下浮70%3、涉嫌伪造原件!广东通报对4家售电公司采取风险管控措施4、2025年5月全国交易绿证2987万个5、首笔黑龙江绿电送天津交易达成......一、前沿政策1、两地“136号文”省
当Agent网络、分布式电源、虚拟电厂和微电网结合的时候,我认为最值得讨论的,是一种新的电力经济模式。(来源:鱼眼看电改作者:俞庆)传统的电力系统运行了上百年,作为工业2.0的产物,与钢铁、石油、铁路、传统汽车制造一样,以规模经济理论为基础,秉承了戴明质量管理和福特生产模式。小米Yu7的发
6月份,省间中长期市场按工作日连续运营,共达成6月月内及7月月度交易224笔,交易规模367亿千瓦时。一是达成向家坝、溪洛渡、白鹤滩、长海等大水电增送交易10.3亿千瓦时。二是达成庆东、坤渝、灵绍、天中、陕武、吉泉等直流配套电源及阳城、温池、锦界、府谷电厂增送交易86.8亿千瓦时。三是达成华北、
6月28日,南方区域电力市场连续结算试运行启动会在广州召开,国家发展改革委党组成员、副主任李春临,国家能源局党组成员、副局长万劲松,广东、广西、云南、贵州、海南五省区政府有关负责同志,南方电网公司负责人出席会议。会议指出,南方区域电力市场启动连续结算试运行,是突破省级行政区划,优化
6月28日,南方区域电力市场连续结算试运行启动会在广州召开。国家发展改革委党组成员、副主任李春临,国家能源局党组成员、副局长万劲松,广东、广西、云南、贵州、海南五省区政府有关负责同志,南方电网公司负责人出席会议。会议指出,南方区域电力市场启动连续结算试运行,是全国统一电力市场初步建
在广东、广西、云南、贵州、海南等,南方五省区2400多台发电机组,每台应何时开停、功率如何设定?南方区域电力市场上每度电的成交价格如何确定?作为“大脑”的南方总调,是如何进行决策以确保科学合理,既使用户购电成本最低,又保障电网安全稳定运行?看似简单的问题,涉及的数学模型规模却超过百万
北极星售电网获悉,近日,全国各地2025年7月电网企业代理购电价格陆续公布。北极星售电网汇总了2024年12月-2025年7月各地电网企业代理购电价格,如下表所示:以下为2025年7月各地电网企业代理购电价格表,顺序依次为:江苏、安徽、广东、山东、山西、北京、河北、冀北、浙江、上海、重庆、四川、黑龙江
6月29日,昆明电力交易中心发布关于“云南绿电绿证服务平台”试运行的通知。为进一步强化云南省绿电、绿证的统一服务管理,为云南绿电高价值实现提供坚实有力的信息化支撑,昆明电力交易中心将“区块链电力交易存证及溯源系统”全面升级为“云南绿电绿证服务平台”,并于2025年6月30日启动试运行。“云
南方电网新能源(新型储能)调度服务平台安全可靠改造及12项功能加装项目招标公告(采购编号:CG0000022002056578)1.招标条件本招标项目南方电网新能源(新型储能)调度服务平台安全可靠改造及12项功能加装项目,招标人为中国南方电网有限责任公司,项目资金已落实,该项目已具备招标条件,现对本项目
6月27日,云南省昭通市赤水河流域(云南段)水环境综合治理一体化工程项目——威信县生活垃圾焚烧发电项目初步设计成交结果发布。中国核电工程有限公司中标,中标价格:66万元。该项目新建威信县生活垃圾焚烧发电厂1座,设计规模为300t/d,波动范围为260~360t/d,配套建设处理规模为10t/d的污泥处理设施
6月28日,南方电网公司、国家能源局南方监管局组织召开南方区域电力市场连续结算试运行启动会,国家发展改革委党组成员、副主任李春临,国家能源局党组成员、副局长万劲松出席会议并讲话,广东、广西、云南、贵州、海南五省区政府有关领导及发电企业、售电公司、电力用户等市场经营主体代表出席会议。
6月28日,由化德县星远新能源科技有限公司投资、远信储能联合承建的内蒙古乌兰察布500MW/2000MWh独立储能电站项目正式开工。作为构建当地“风光储联合发电系统”的核心环节,该项目将为破解新能源消纳瓶颈、支撑电网安全稳定运行提供坚实支撑,并对内蒙古加速新型储能市场化发展具有标杆意义。该项目是
6月28日,南方区域电力市场连续结算试运行启动会在广州召开。会议指出,南方区域电力市场建成了国内首个多省区、全主体参与、统一出清的现货市场,进入连续结算试运行,是全国统一电力市场初步建成的重要标志性成果,是突破省级行政区划,优化电力资源配置的重大制度创新和平台创新,是电力市场化改革
北极星售电网获悉,6月28日,南方区域电力现货市场启动连续结算,标志着我国首个多省区同台竞价的电力现货市场进入常态化运行。场范围涵盖广东、广西、云南、贵州和海南等5个省份,参与主体类型包括煤电、核电、新能源、水电、气电等全能源种类。据了解,启动当天,超过831家电厂和700多家用户参与南方
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!