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(来源:微信公众号“新能源李歌”ID:beyondlzke )
二、山东省现货市场分析
1、试结算日前出清价:
2、发改运行[2019] 1982号
按照《国家发展改革委关于做好电力中长期合同签订工作的通知》,中长期必须签约带曲线的不低于95%的电量。
3、山东省中长期交易规则
4、山东省现货模式用户侧结算案例:
用户A典型日负荷曲线
ri gchaoguo shupeimuyonghefuhe3需求zhe3的suowmos 下方法lei2dingj用户A中长期分解1
用户B中长期分解2
用户A原目录电价:
用户B典型日负荷曲线:
用户B中长期分解1
用户B中长期分解2
用户B原目录电价
用户C典型日负荷曲线
用户C中长期分解1
用户C中长期分解2
用户C原目录电价
数据对比:
数据分析:
1)中长期不同的分解曲线对A、C类用户电能量价格影响偏大;
2)A类用户比目录电价模式下少支出15%左右(0.1元/千瓦时);
3)C类用户比目录电价模式下多支出10%-15%左右(0.1元/千瓦时);
4)A、B类用户由目录电价模式的价差124%缩小到110%左右;
5)C、B类用户由目录电价模式的价差87%缩小到105%左右。
不忘 初 心
一、电改九号文指出电力行业面临亟需通过改革解决的问题:
1.交易机制缺失,资源利用效率不高。
售电侧有效竞争机制尚未建立,发电企业和用户之间市场交易有限,市场配置资源的决定性作用难以发挥。节能高效环保机组不能充分利用,弃水、弃风、弃光现象时有发生,个别地区窝电和缺电并存。
2.价格关系没有理顺,市场化定价机制尚未完全形成。
现行电价管理仍以政府定价为主,电价调整往往滞后成本变化,难以及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出。
3.政府职能转变不到位,各类规划协调机制不完善。
各类专项发展规划之间、电力规划的实际执行与规划偏差过大。
4.发展机制不健全,新能源和可再生能源开发利用面临困难。
光伏发电等新能源产业设备制造产能和建设、运营、消费需求不匹配,没有形成研发、生产、利用相互促进的良性循环,可再生能源和可再生能源发电无歧视、无障碍上网问题未得到有效解决。
5.立法修法工作相对滞后,制约电力市场化和健康发展。
现有的一些电力法律法规已经不能适应发展的现实需要,有的配套改革政策迟迟不能出台,亟待修订有关法律、法规、政策、标准,为电力行业发展提供依据。
二、九号文指出,改革的途径方针路线:
放开两头,管住中间。
最后的思考:
一、用户侧电费=电能量价格+输配电价+政府基金等。
用户A需要8000kVA的电源及输配电容量;
用户B需要4000kVA的电源及输配电容量;
错峰用电用户C,谷段电量比例超过50%,需要电源及电网容量8000kVA;
用户A/B/C占用的源网资源比为2:1:2,还原电力的商品属性,那么各自支付的电费应该多少才合理?
现货模式下的用户侧价格应该比目录电价模式更科学合理,反映电力商品属性。
二、电源侧充分的竞争,才能做到供应侧成本最低。
现阶段电源发展过快,相对负荷需求过剩,电源侧是否应该需要容量市场,解决存量问题?容量电费应该由用户按照啥规则承担才能满足用户侧差异化的需求?
现货模式下的中长期合约,应该是为了规避现货价格大幅波动的风险。
电源投资方更多是考虑机组年利用小时数,综合单价,年总收入。
三、网侧输配电价。
1、按照《省级电网输配电价定价办法》:
省级电网输配电价,先核定电网企业输配电业务的准许收入,再以准许收入为基础核定分电压等级和各类用户输配电价。
两部制的电价(指输配电价)的容(需)量电价与电度电价,原则上参考准许成本中折旧费与运行维护费的比例核定。
探索结合负荷率等因素制定输配电价套餐,由电力用户选择执行。
现货市场试点地区,结合实际情况可探索提出符合现货市场需要的、具有一定弹性的分时输配电价方案建议。
2、山东省第一周期(2017-2019)核定的输配电价解析:
根据规定:基本电价、电度电价比例按照折旧费、运维费确定;据有关方测算,折旧费:运维费大致为1-2:1,很明显,上表所列数据明显不符合。
四、源-网-荷的统筹协调发展:
1、如果输配电价设计不合理,那么错峰用电用户面临比现行目录电价模式下更高的电价;同时负荷高峰期用电用户电价下降较大幅度。
2、低谷期电价变高,负荷高峰期低电价会影响改变用能习惯,进一步恶化峰谷差,扩大峰谷负荷。
3、白天电价下浮,对自发自用的分布式光伏收益将会受影响,据估算减少15%左右。
4、电源侧的容量费用、辅助服务费用,用户应该怎样分摊?
5、用户侧市场由于被过多的售电公司过渡拆分,配售完全分开,会进一步增加源-网-荷的统筹协调的难度。如果售电公司能整合足够的长期稳定用户,收益就可以在用户内部平衡,可以自行设计各种灵活的零售套餐。从而简化电源、电网侧的价格形成机制。
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