登录注册
请使用微信扫一扫
关注公众号完成登录
如果该用户使用目录销售电价(改革前模式),结算结果如下:
目前,各地实际交易过程中电费结算方式主要有如下四种:
1标准“顺价”模式
标准“顺价”模式下,结算方式与中发9号文描述的方式完全相同,即电网企业与高速公路收费方式相同。国家核定的度电输配价格乘以电量就是输配电费,用户支付电费减去输配电费即为发电企业收取的电费。为方便与其他结算方式对比,假设考虑到峰谷时段用电对系统友好性的不同,同时满足市场化不能增加调峰压力的要求,发电企业要求电力用户平段价格采用0.39元/度,峰段和谷段按照原有的峰谷比例执行,即发电企业使用了峰谷电价浮动比为1.5:1:0.5的售电套餐6,结算情况如下:
不难看出,发电企业每度电在交易过程中相对原核定电价平段让利6分钱的售电套餐,发电收益减少1020元;电网企业输配电服务收益下降了1500元;用户总获益2520元。
2“半顺价”模式
“半顺价”模式是指平段采用与顺价相同的结算方式,高峰和低谷也付给发电企业与平段一样的电价,用户执行峰谷电价7减去发电企业平段电价就是电网企业收取的峰段和谷段输配电价。结算情况如下:
可以看出用户支付电费相对标准顺价模式上升280元,发电企业获得收益减少了780元,这780元转移给了电网企业,电网企业收取的输配电费略低于执行目录销售电价情况,但是高于标准顺价模式。“半顺价”模式是采用省份最多的结算方式,大致要达到三分之二以上。
在“半顺价”模式当中还有一个更为接近标准“顺价”模式的变种,那就是在“半顺价”模式执行过程中,计算用户峰谷电价时,输配电价不参与折算仍然保持平段数值(峰谷平段均按照国家核定输配电价执行),这种方法的具体结算方式如下:
3标准“价差”模式
标准“价差”模式与原国家电力公司时期“增供扩销”政策下的“发供联动”结算方式类似。结算情况如下:
用户支付电费较执行目录销售电价降低了1800元,完全来自发电企业,与发电企业较执行核定电价的损失收益完全相同,电网企业的收益与原计划体制下完全相同,较标准“顺价”模式收益高,这也是业内认为没有真正“放开两头、管住中间”,而是成了“中间不变”的重要原因。
4“半价差”结算模式
“半价差”结算模式是指采用价差为主、顺价为辅的结算方式。用户与发电企业结算,平段是按照顺价方式进行;峰段和谷段结算采用价差方式进行。用户平段目录销售电价减去平段用户交易电价与输配电价之和形成价差,用户峰段和谷段采用峰段目录销售电价和谷段目录销售电价减去价差进行结算。具体结算过程如下:
由上述四种结算方式,对于同样的输配电价和交易价格,形成了不同的结果如下表所示。
同一边界条件不同结算方式结算结果示例
需要指出的是,四种结算方法算例结果对于用户环节支付总电费的多少、电网企业总收益的高低、发电环节总收益的高低,并不能够直接作为判断依据,不能说某种模式对用户环节最有利、某种模式对发电环节最有利、某种模式对电网环节最有利。因为边界条件的不同,会导致结果变化很大,当然这也不应该成为输配电价机制关注的问题。
例如,标准“顺价”模式下,发电企业收益在四种结算方式8中是最高的,但是如果该用户电量的峰平谷分布变成了8000:10000:12000,则电网企业输配电收益不变仍然是4200元,而发电企业的收益则立即变为10920元,从而成为所有结算方式中,发电收益最低的情况。
不过,上述算例的计算公式,却能推导出以下可以肯定的结论:
1.符合中发9号文要求的标准“顺价”模式是唯一能够改变电网盈利模式的结算方式。标准“顺价”模式电网企业收费的计算公式只与输送电量和国家核定输配电价有关,等于两者乘积,切实改变了购售价差的盈利方式;其他三种结算方式,对于发电企业与目录销售电价模式下相同,在电价不变的情况下,收益只与电量相关,电量一定则收到费用恒定不变;其他三种结算方式,电网企业收取的输配电费用计算公式均出现了使用用户支付总电费减去发电费用(即出现了购销价差),使其本质仍然是使用购销价差的盈利模式,并且单位输配电费在很多情况下不等于国家核定的标准。
2.“半顺价”“价差”“半价差”方式中,电网企业在不同用户之间扮演了“蓄水池”角色。这里的“蓄水池”本质上是市场化用户之间的交叉补贴,但是不同于不同电压等级、不同地区之间用户的交叉补贴,而是不同用电习惯用户之间的交叉补贴。这个蓄水作用,在大部分地区是受没有现货市场价格的影响产生的,一方面没有现货的峰谷电价作为影子价格,中长期交易采用了目录销售电价模式下的峰谷电价作为影子价格,而目录销售电价模式下的峰谷电价具有先天的与实际峰谷不重合、调整不灵活的缺点,在所有时段直接交易价格相同情况下,出现了不同用电习惯用户之间的交叉补贴,这对市场化用户的个体并不公平;二是发用两侧的生产使用责任(实物或财务)不对应9,造成了发电企业不会响应系统需要选择用户,这在本质上对优化资源是有害的10,没有起到奖励用电习惯对系统友好用户、惩罚用电习惯对系统不友好用户的作用,是电力资源的劣化配置,有悖市场化初衷。在有现货市场的地区,市场化用户就更难以接受明显偏离现货交易形成峰谷价格的中长期价格。
3.价差模式并没有使用输配电价。价差模式用户支付电费、发电企业收取电费、电网企业收取输配电费用的计算公式,均未见国家核定的输配电价,或者说这种结算模式并不需要国家核定输配电价,同时电网企业的收益与执行目录销售电价收益完全相同。究其根源,价差模式仍是原计划体制下的电网运行的“统购统销”模式。
综上可以得出结论,转变电网企业盈利方式,完成中发9号文的相关要求,结算必须采用标准“顺价”模式,才能让输配电价落到实处。令人遗憾的是,从省级市场采用数量来看,绝大部分是“半顺价”模式,其次是“价差”模式,再次是“半价差”模式,最少的是标准“顺价”模式,且目前强制使用原有计划体制下的峰谷系数,不允许发电企业或售电公司对峰段和谷段直接出价。实际情况说明输配电价落地还需更大推动力度。
第一个输配电价核定周期已经过去,第二轮输配电价核定工作即将完成,可以讲,输配电价制度的落实情况说明还有很多工作要做。关键问题不是出在顶层设计上,而是出在技术层面的落实上。好的制度设计更需要在技术层面狠抓落实,输配电价制度落地的关键就在结算方式的统一上,就在中发9号文指出的“顺价”结算方式的执行上。对于未来的输配电价制度建设相关工作,应在以下四方面持续发力。
一是贯彻执行转变电网企业盈利模式的要求。要加强输配电价制度基本原理和概念的宣传,要清醒认识到,为什么市场化条件下,还要核定输配电价的原因。电网环节属于自然垄断环节,市场竞争难以提高效率,需要核定成本和准许收益。因此,输配电价在一个周期内如未经核定部门按照规定调整,需要得到严格执行,必须落实到位。实际工作中,要坚持“管住中间、放开两头”,万万不可有“中间不变”的想法,要守住市场化的“初心”。
二是结合电力现货市场建设加强输配电价执行的监管力度。好的顶层设计和好的制度发挥作用,靠的是强有力的专业化监管,尤其在存量改革上。中发9号文明确提出的价格形成机制,遭到了结算方式形成的障碍而不能完全落地,多地结算方式均已写入规则,甚至受到“好评”,坚持结算方式执行中发9号文要求反而成了受到压力的“独苗”,这是不正常的现象。要承认,其中固然有“摸着石头过河”过程逐步认识规律的原因,但也必须承认需要进一步加强监管。市场模式可以征求意见进行讨论,可以“百花齐放”结合实际,因为市场模式基于发电企业、售电公司和电力用户是自主竞争、风险自负市场主体的定位,而输配电业务作为自然垄断的业务,不存在竞争风险,也相应不存在自由裁量权,价格政策应该得到无条件的执行,如有不同意见应按程序反映。另外必须要认识到,要使输配电价制度真正发挥作用,在实际交易中得到真正执行,并且彻底取消电网“蓄水池”的作用,唯一的办法就是要建立完善的电力现货市场,所以应当把建设现货市场工作作为输配电价制度落实的重中之重。
三是部分地方应改变将电网企业作为宏观调控工具的做法。部分电网企业未采取顺价方式结算的很大原因,是承担了当地经济调控工具的任务,部分成本难于得到输配电成本监审的承认,或者被要求成为未来“蓄水池”,发挥调控价格水平的作用。要认识到,电网企业执行输配电价之后,电网企业所有发生的有效成本都需要电力用户买单,电网企业并没有“活钱儿”解决地方政府的困难,电网企业也不应当是资源配置的主体。如果仍然保持原有做法,增加了电网企业执行输配电价制度的阻力和难度。
四是优化电网企业国有资产的管理方式。输配电价制度的基本工作方式是,本周期内未考虑的成本,或者考虑多了的回报,在下一周期都会进行调整。但是,目前国有资产管理部门对电网企业的管理周期,与输配电价的周期并不重合。国有资产管理的激励机制和输配电价的激励机制设计,不仅没有进行协调统筹,甚至还存在冲突的可能。因此,作为电网企业的出资人应当和价格管理部门沟通协调,避免电网企业在“两套激励机制”下运营,造成顾此失彼的行为方式。
新电改五年,弹指一挥间。实践证明,电力市场化改革是个技术密集型的工作,经历过五年的普及和酝酿,相信在未来的日子里,通过各方的共同努力,输配电价制度会加速落地生根,为我国电力工业的高质量发展发挥应有作用。
部分观点认为“交易都达成并执行了,一个算账还能出问题?”。
我国电源侧普遍不存在上网峰谷电价制度,主要由于发电侧属于服从调度严格管理指挥进行生产的企业,发电机组不能自由变化不同时段的功率。
本文全部算例仅为说明输配电价执行,为清晰明了,所有基金和附加均不考虑。
假设当地仅有该种类型机组,所有机组核定电价均为0.45元/度,全网平均购电价格也为0.45元/度。
电网企业使用目录电价采用的是购售价差盈利方式,本文将不同模式下电网企业收益均称为“电网企业收取输配电费”,下同。
发电企业和用户也有可能不采用峰谷电量比模式约定,采用峰谷平报价模式,并且采用峰谷平报价方式更多,为示例能够与其他方式对比,故采用峰谷电量比约定。
发电企业平段电价与输配电价加和后乘以峰谷系数。
不含目录销售电价的原统购统销下结算方式。
只有电力现货市场才能实现发用双方在电力生产使用上(实物或财务)责任实时对应。
电力系统的最大生产特点就是电力不能大规模存储、发输配用同时完成,如果没有电力现货市场,中长期交易直接违反生产使用同时进行的要求,是对电力资源优化配置最大的破坏。
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20日,北极星太阳能光伏网发布一周要闻回顾(2025年6月23日-6月27日)。政策篇新疆136号文承接方案:增量电价0.15-0.262元/kWh、存量0.25-0.262元/kWh6月25日,新疆发改委官网发布文章《深化新能源上网电价市场化改革助力新能源高质量发展》及《自治区贯彻落实深化新能源上网电价市场化改革实施方案
北极星储能网讯:6月24日,江西省发展改革委发布进一步完善分时电价机制有关事项。提到,除了冬季之外,其他月份都将新增2小时午间深谷电价。深谷浮动比例由原平段下浮60%扩大到70%,全年高峰、平段、低谷浮动比例统一调整为1.6:1:0.4。上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加不
6月24日,江西省发展改革委关于进一步完善分时电价机制有关事项的通知。通知显示,根据不同季节电力供需形势和负荷特性,按季节对峰平谷时段进行调整。调整后的时段为:1月和12月:高峰(含尖峰)时段9:00-12:00、18:00-21:00,其中尖峰时段为18:00-20:00;低谷时段0:00-6:00;其余时段为
6月24日,海南电力交易中心发布关于印发《海南电力市场注册管理实施细则(2025年V1.0版)》等5份实施细则的通知。《海南电力市场注册管理实施细则(2025年V1.0版)》提到,本细则所称经营主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电公司、电力用户、新型经营主体(含新型储能企业、分布式电源、智能微电
为充分发挥分时电价信号作用,引导用户削峰填谷,改善电力供需状况,保障电力系统安全稳定经济运行,服务以新能源为主体的新型电力系统建设,促进能源绿色低碳发展,根据《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》(发改价格〔2021〕1093号)等文件要求,日前,经省政府同意,我委印发了《关
北极星售电网获悉,6月24日,江西省发展改革委发布关于进一步完善分时电价机制有关事项的通知。工商业用电用户平段电价由市场化用户上网电价(代理购电价格,下同)、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加构成,全年高峰、平段、低谷浮动比例统一调整为1.6:1:0.4,深谷浮动
北极星储能网讯:6月16日消息,印度太阳能公司(SECI)启动2GW并网光伏项目招标工作,配置1GW/4GWh储能系统。招标公告显示,储能配套比例,按照每签约1MW光伏容量,至少配置500kW/2MWh储能。投标规模上,要求开发商单个光伏项目投标容量最低50MW,最高1GW,且须以10MW倍数递增。此外,印度太阳能公司还
一条专用线路,正成为缓解中国新能源消纳问题、满足企业多样化用能需求、纾解出口企业碳足迹认证难题的新路径。2022年11月,内蒙古自治区将21个项目纳入自治区首批工业园区绿色供电项目清单。2024年11月,内蒙古电力系统首个工业园区绿色供电项目顺利送电。2025年2月,江苏省启动建设阿特斯、宁德时代
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:北极星售
6月20日,福建电力交易中心发布福建省绿色电力交易实施细则(2025年修订版),根据省内电力市场建设实际,现阶段参与绿电交易的发电企业以风电(包括陆上风电、海上风电)、光伏发电项目为主,主要包括以下几类:未纳入国家可再生能源补贴范围内的项目;纳入国家可再生能源补贴范围内但补贴到期的项目
2025年5月21日,国家发改委和国家能源局联合印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》(发改能源〔2025〕650号,以下简称《通知》)。《通知》的核心内容之一是厘清了绿电直连项目与公共电网的责任界面,并要求在项目内部发电、厂用电、自发自用、储能等关口安装分表计量装置,为后续完善社会责
确保全国统一电力市场建设初步建成目标务期必成中国电力报评论员加快建设全国统一大市场,是党中央重大决策部署,全国统一电力市场是重中之重。国家能源局6月23日召开全国统一电力市场建设推进会,强调要凝聚共识、形成合力,确保“2025年初步建成全国统一电力市场”的目标按期完成。这一部署凸显了国
近日,由清华大学、国家电网公司联合主办的“2025国家能源互联网大会”在杭州圆满落幕。大会以“人工智能深化协同,能源科技求索创新”为主题,聚焦人工智能与能源科技深度协同,汇聚全球能源领域政企领袖、学术权威、技术先锋,共探零碳转型路径,共同研讨绘制数字能源时代的“中国方案”。国能日新作
6月6日,湖北电力现货市场结束416天连续试运行后正式转正,成为国家第二批电力现货市场建设试点中首个实现正式运行的省级市场。湖北也成为全国第6个迈入现货市场正式运行的省份。自2021年纳入电力现货市场建设试点以来,湖北积极构建适应新型电力系统的市场化运行机制。立足“水风光三足鼎立、送受电双
北极星售电网获悉,近日,山西运城市人民政府发布关于印发《运城市加快经济社会发展全面绿色转型重点任务清单》的通知。文件明确,大力推进智能微电网、虚拟电厂、源网荷储一体化项目发展,加快绛县开发区源网荷储一体化试点项目建设;加快各类新型储能技术规模化商业化应用,引导可中断负荷、电动汽车
电力市场化建设蹄疾步稳向未来#x2014;#x2014;2025年电力市场发展论坛观察全国统一电力市场作为构建全国统一大市场的重点任务,一直以来备受关注。2025年是全国统一电力市场初步建成的冲刺之年,在这一关键节点,如何有效应对各方挑战,推动电力市场化改革进入纵深推进新阶段?6月18日,在由中国电力企
近日,辽宁鞍山市人民政府发布关于加强协作合力推进全市电网建设的通知(鞍政办发〔2025〕4号)。其中明确,进一步强化电网建设的规划管理。电网企业要聚焦全市经济社会发展目标,围绕新能源发展、需求预测、电源布局、大电网安全、智慧能源系统建设等电网发展重大问题和能源互联网发展、数字化转型、
为深入贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神,落实党中央、国务院关于全国统一大市场建设的重大决策部署,进一步加快推动全国统一电力市场建设工作,6月23日,国家能源局在京召开全国统一电力市场建设推进会。国家能源局党组书记、局长王宏志,国家发展改革委副秘书长肖渭明出席会议并讲话。国家
2025年2月9日,国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》(发改价格〔2025〕136号),决定推进新能源全电量入市,实现上网电价全面由市场形成。为实现新能源入市的同时市场平稳过渡,文件明确在市场外建立差价结算机制,对纳入机制的电量,
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:北极星售
在电力市场化改革浪潮中,“市场力”监管已成为悬在中国大型发电企业头顶的达摩克利斯之剑。然而,现行监管框架存在显著的认知偏差与制度错配,对电力市场化进程形成掣肘。(来源:电联新媒作者:贺一)规模#x2260;垄断:破除“大即是恶”的监管误区当前监管逻辑存在一个根本误区#x2014;#x2014;将市场
6月19日,国家电网有限公司董事长、党组书记张智刚,总经理、党组副书记庞骁刚在公司总部会见国家能源投资集团有限责任公司董事长、党组书记邹磊。双方围绕全力服务经济社会发展大局,助力稳就业稳企业稳市场稳预期,统筹发展和安全,保证电力供应,保障能源安全,促进能源转型,深化电力体制改革加快
在祖国北疆,内蒙古乌兰察布广袤的大地上,成片的光伏板如蓝色海洋泛起涟漪。不远处,一排近百米高的风电机组擎天而立,勾勒出一幅壮美的绿色画卷。四个月前,蒙西电力现货市场转入正式运行。作为全国首个实现新能源全电量入市的现货市场,蒙西地区以“发用双侧全电量参与”“日前预出清+实时市场”等
电力市场分两级,中长期市场和现货市场,现货市场又可以再分成日前市场和实时市场。(来源:黄师傅说电)中长期市场合约电量不要求物理执行,但要进行金融结算,所以一定程度上具有远期期货的属性。而所谓期货,就是在现货市场开市前,提前给现货市场要交易和交割的商品签订合约,达到提前锁定价格的目
6月20日,北极星太阳能光伏网发布一周要闻回顾(2025年6月23日-6月27日)。政策篇新疆136号文承接方案:增量电价0.15-0.262元/kWh、存量0.25-0.262元/kWh6月25日,新疆发改委官网发布文章《深化新能源上网电价市场化改革助力新能源高质量发展》及《自治区贯彻落实深化新能源上网电价市场化改革实施方案
近日,云南省能源局发布关于公开征求《南方区域电力市场云南电力现货市场连续结算试运行实施方案(报审稿)》《云南省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案(报审稿)》意见建议的函。《云南省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案(报审稿)》提到,虚拟电厂作为独立经营主体参与市场交易。根据资源禀赋条件
近日,云南省能源局发布关于公开征求《南方区域电力市场云南电力现货市场连续结算试运行实施方案(报审稿)》《云南省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案(报审稿)》意见建议的函。《南方区域电力市场云南电力现货市场连续结算试运行实施方案(报审稿)》提到,省内火电机组报量报价参与现货市场。省内
为贯彻落实国家关于电力市场建设决策部署,加快完善湖南电力市场规则体系,近日,湖南能源监管办会同地方政府有关部门对湖南电力市场系列规则进行集中制修订并公开征求意见。本次规则集中制修订将构建以电力中长期、现货、辅助服务规则为主干,市场注册、计量结算和零售市场等规则为支撑的湖南电力市场
确保全国统一电力市场建设初步建成目标务期必成中国电力报评论员加快建设全国统一大市场,是党中央重大决策部署,全国统一电力市场是重中之重。国家能源局6月23日召开全国统一电力市场建设推进会,强调要凝聚共识、形成合力,确保“2025年初步建成全国统一电力市场”的目标按期完成。这一部署凸显了国
北极星储能网获悉,6月13日,新疆自治区发展改革委与国网新疆电力有限公司联合印发《关于提高新能源发展韧性加快构建新型电力系统的通知》(新发改能源〔2025〕327号),其中明确提出:在调峰辅助服务补偿上限由0.7元/千瓦时下调至0.262元/千瓦时的基础上,新疆电力现货市场结算试运行期间,电力调峰市
北极星售电网获悉,近日,新疆自治区发展改革委会同国网新疆电力有限公司印发了《关于提高新能源发展韧性加快构建新型电力系统的通知》(新发改能源〔2025〕327号,以下简称《通知》)。《通知》明确了2025年新疆新能源的发展目标:力争2025年新增并网新能源装机5000万千瓦,“十五五”期间每年新增并
面向加快建设新型能源体系、新型电力系统的国家重大战略需求,可深度调峰的灵活性煤电起到了促进电网接纳高比例新能源,同时保障电力系统安全、经济、低碳运行的关键作用。国务院《2030年前碳达峰行动方案》明确,推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。煤电灵活性改造工作的不断推进,为加快
近日,新疆、蒙西、蒙东地区纷纷正式下发136号文承接方案。对于三份方案的具体规则,北极星进行了梳理,不同之处主要有以下几方面:一、交易机制新疆1、新能源项目报量报价参与交易2、分布式光伏项目可不报量不报价参与市场、接受市场形成的价格3、参与跨省跨区交易的新能源电量,上网电价和交易机制按
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!