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单位:亿千瓦时 元/MWh
根据不同地区(不含深圳市)峰谷时段划分,综合测算用户侧(东莞10kV大工业为例)目录电价、电网购销价差估算如下:
发电侧上网电价:486.94元/MWh
用户侧目录电价:648.45元/MWh
电网购销差价(含基金及补贴):161.51元/MWh
具体推导数据依据后面章节介绍。
2、现阶段市场化价差传导模式,发电侧上网电价在标杆电价基础上下浮40元/MWh。
发电侧电价:446.94元/MWh
用户侧电价:618.45 元/MWh
售电公司代理费:10 元/MWh
电网购销差价(含基金及补贴):161.51元/MWh
可见,价差模式下,用户及售电公司所获的改革红利,都是来自于发电厂的竞价上网后所释放出来的红利!
3、2020年现货市场,执行输配电价模式下:
输配电价:东莞10kV大工业用户为例:137.10 元/MWh
政府基金及附加总共--27.66875 元/MWh
可再生能源附加:19.0元/MWh
重大水利建设基金:1.96875 元/MWh
水库移民后期基金:6.7元/MWh
电网输配电价收益(含基金及补贴):
137.10+27.66875=164.76875元/MWh
初步估算结果,电网按照输配电价收益模式,暂时没有释放红利。
基本可以判断,现货市场,用户所获红利,还得看发电厂竞价上网所释放多少红利?
4、现货市场电价机制。
电能量市场价格形成机制。
中长期、现货电能量市场均采用绝对价格开展交易。
现货电能量市场通过集中竞争的方式,形成分时节点电价作为市场价格。节点电价由系统电能价格与阻塞价格两部分构成,系统电能价格反映全省的电力供需情况,阻塞价格反映不同节点的电网阻塞情况。
发电侧电能量电价机制。
A类机组执行政府核定的上网电价;
B类机组通过市场竞价形成电能量市场价格,在现货电能量市场中,以其对应上网节点的节点电价作为现货电能量市场价格。
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