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02
电网区域煤电交易基准价均值
南网区域煤电交易基准价均值最高,国网区域统计入了西藏0.4993元/千瓦时,也拉高了均值。(如小伙伴们发现西藏基准价有误,请留言告知)。
03
全国各区域煤电交易基准价水平
区域区分标准,根据中电量发布的2021年1-9月全国用电量报告划分一致,分为东北、东部、西部、中部四大区域,其中内蒙古划入西部地区。本次制图,则区分蒙西和蒙东,将蒙东统计入东北区域。
四大区域,东北煤电交易基准价均为0.3564元/千瓦时,位列第三,最高为辽宁,最低为蒙东。
沿海东部煤电交易基准价均价最高,为0.3968元/千瓦时,区域内,最高为广东,最低为北京。
交易基准价超过0.4元的有上海、浙江、广东、海南四省市。
中部地区煤电交易基准价均价为0.3958元/千瓦时,仅次于东部,最高为湖南,最低为山西。
交易基准价超过0.4元的有湖南、湖北和江西三省。
西部地区煤电交易基准价均价最低为0.3488元/千瓦时(统计时包含西藏)。如不统计西藏,基准价最高为广西,最低为新疆。
交易基准价超过0.4元的有西藏、广西、四川。
交易基准价低于0.3元的有新疆、蒙西和宁夏。
04
上下浮动20%后,电力批发交易价差如何?
重点关注正价差
深化煤电价格改革通知最初发布时,尽管允许上浮10%,下降15%,但所有煤电企业均以降低工商业成本为主要宗旨,只下降15%,并未上浮。
10月份的新政策中,明确指出,上下浮动20%,各地对市场交易电价在规定范围内的合理浮动不得进行干预,且电力现货交易价格更不受20%限制。
一来政策允许,二来煤电企业亏损严重,本轮可重点关注上浮20%,也就是我们电力交易市场中常说的——正价差。
下列排名为满打满算正负20%价差,其中西藏地区并未统计。
可以看出正负价差均在8-9分区间的有9个省(市),广东正价差和负价差最高,超过9分。
正负价差均在7分档的有15个省区;
正负价差均在6分档的有5个省区;
正负价差在5分档的为蒙西、宁夏、新疆。
05
上下浮动20%后,绝对价格高低如何?
电力现货关注
以广东为例,2022年电力批发市场将采用绝对价格签约,与电力现货作更好衔接。
那么在上浮20%后,广东、湖南、海南、广西四省的绝对价格超过0.5元/千瓦时。当然低价也更低。
05
上下浮动20%后,涨跌之间最大区间有多少?
短期来看,批发市场肯定涨价,但已有省份建议市场主体签署“与燃料价格联动“的批发合同,并每月调整,那么涨跌之间,最大空间有多少呢?
这涨跌区间,即市场主体博弈,盈利的空间。基于个市场主体市场判断、交易能力、市场趋势等情况,将出现较大差异。
长协季节来临,甚者很多省份今年还剩一部分长协待签,未来短期电力市场价格变化如何,长期又如何,新能源的大量并网将带来什么样的价格变化,绿电收益、碳成本将会如何影响电力市场呢?尚未知。
但惟独可以确定的是,价格的波动将越来越剧烈,真正的电力市场竞争愈加激烈,考验主体们市场能力的时候真正到来。
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在“双碳”目标驱动下,我国能源绿色低碳转型持续推进,新能源占比不断提升。电力交易是服务新能源发展的重要手段。面对新型电力系统加快建设和新能源全面入市的新形势新挑战,如何更好发挥市场作用,实现新能源更高质量发展?本刊记者采访了北京电力交易中心总经理、党总支副书记谢开。《国家电网》:
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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)(以下简称“9号文”)对推进新一轮电力体制改革作出了总体部署,提出以用户市场化购电为核心的总体思路,用户对市场化购电的满意度、方便程度,从某种意义上讲是衡量这一轮改革成绩的重要标尺。但是9年来,用户对市场化购
安徽省的标杆电价为0.3844元/度。代理购电价格代理购电价格方面,2024年之前,代购价格均为0.46128元/度,数值为标杆电价的1.2倍,即电力市场化交易允许的交易价格上限。但2024年1月份煤电容量电价执行以来,该价格随之调整并降低,2023年6月至2024年4月,电网公布的代理购电价格如下表要注意的是,该
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2025年2月,国家发展改革委、国家能源局印发的《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),在新能源行业激起千层浪。该政策明确新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场,上网电价通过市场交易形成,标志着新能源“补贴时代”彻底落幕,企业收益模
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,
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