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峰谷价差对比
原价差=1.0039-0.3042=0.6997
新价差=0.9748-0.2954=0.6794
冰蓄冷电价:谷电为原来的50%,即
0.3042*0.5=0.1521+0.0296=0.1817元/千瓦时
峰谷价差为1.0039-0.1521=0.8518元/千瓦时
5、为了便于后面对比分析,本人把电网统销统购模式的差价定义为虚拟输配电价(已含政府基金0.0296元):
二、价差传导模式的市场化阶段:
1、以上用户为例说明
发电厂让利0.05元/千瓦时;
售电公司零售合同为目录电价下浮0.04元/千瓦时;
电网收益保持不变(不考虑线损的那点价差)。
2、通过价差传导,各主体收益简单明了。
特别是售电公司,无需考虑更多其他因数,只要批发-零售有价差,且是顺差就有收益。
代理居间也是很容易测算自己收益。
电网公司收益不变。
电改红利都来自发电厂的降价让利。
3、购销不同电价同样由电网内部平衡,没有改变,可以价差传导。
4、分布式光伏电站收益的影响
光伏出力时间段为6:30-18:30,
峰平电量比例约为65% :35%
光伏发电价值:0.6084*65%+1.0039*35%=0.7468+0.0296=0.7764元
用户参与市场化后,电价下浮0.04-0.07分。
光伏电站收益影响5%-10%左右。
5、其他合同能源管理业务,除储能未收影响外(峰谷价差未变),影响5%-10%。
三、现货模式
1、现货价格机制比较复杂,发-用分时电价如下:
发电侧
用户侧
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前几天,有人问我:她在一些文章中看到各地绿电交易价格普遍高于火电及电网代购电价格,既然绿电价格这么高,为什么新能源企业仍然不愿意市场化交易呢?这是一个很好的问题,尤其适合当下的我来解答#x2014;#x2014;既不同于半年前还对此感到疑惑的状态,也尚未被“知识的诅咒”所困,陷入过于专业而难以
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