登录注册
请使用微信扫一扫
关注公众号完成登录
我要投稿
在全网共同热议山东实时市场出现连续负价的时候,蒙西大乌海区域的发电主体也借自媒体平台发声,道出了大乌海区域部分火电企业在部分时间综合结算电费为负的情况,并站在主体角度分析了原因。有市场主体发声,无论观点偏颇与否都是好事,人人都维护自身利益,最终结果必然是促进市场效率不断提高。山东的实时市场负电价,有日前成交结果和中长期合约覆盖避险,而且被披露的实时市场的负电价没考虑容量补偿费用在度电上的分摊,所以是某个环节发出了“负电价信号”,但最终结算并未出现“付钱”发电情况。而蒙西大乌海区域部分发电企业的情况却不同,确实在部分时段是真金白银地“支付电费”进行发电(其实其他省份也有很多类似情况)。付费发电不是一件让人容易接受的事,但如果蒙西的电费结算方式没有出问题,那么这个现象揭示了什么问题呢?
设计正确的蒙西结算方式与客观存在的“负电费”
蒙西电力市场的结算公式是完全符合标准集中式市场设计和国际经验的结算方式,这一点是具有基本电力经济学常识的研究者共同认可的事实。集中式市场的基本特点就是全电量竞价,通过差价合约避险,即在现货市场里购买全部要使用或者生产的电量,要按照现货市场的价格进行结算,形成电力现货电费。场外签订的差价合约,是缔约双方进行避险的工具,双方并不是物理意义上买卖电的关系,只需要双方认可按照合同价格和某一参考结算点的现货价格之差进行付费即可,如果价差为负则是合同的卖方向买方支付费用,如果价差为正则是合同的买方向卖方支付费用。无论电源在现货市场中发电多少、发没发电,差价合约都要正常结算。如果不考虑辅助服务和容量电费,现货市场中的结算电费和差价合约结算的价差电费就构成了发电企业的最终结算电费。只要发电企业自身没有申报负价,原则上该发电企业每个时段中标电量的现货电费都是正值,但是价差电费是否为正不能确定,因为取决于合同价格和参考结算点价格之间的高低关系。现货电费加价差电费确实可以是负值。从图1可以看出,该电源现货电费为天蓝色区域,面积即为现货电费数量,为正值,但是价差电费在(差价合同结算)0-11时、22时不为负,其他时段均为负,好在天蓝色区域面积加上为正的灰色面积大于为负的灰色面积,该电源当天电费结算的总额仍然是正值,这是蒙西市场大部分电源电费结算的示意图。那么大乌海区域的部分发电企业为何会发生“付钱发电”的情况呢?
图1 发用双方处于同一节点时并约定该点作为参考点的结算示意图
乌海、乌海,乌金之海。风足、光好、煤炭多,自然而然成为能源企业青睐之地(如图2所示),在全区煤电上网电价均执行标杆电价的时代,建设在大乌海区域享有燃料价格低的优势,该区域煤电装机共计1137万千瓦,分别属于国家能源(268万千瓦)、华能(229万千瓦)、京能(206万千瓦)、蒙能(126万千瓦)及其他集团(308万千瓦)。此外,还有风电743万千瓦、光伏445万千瓦,合计发电装机2528万千瓦。该地区用电负荷约1100万千瓦,而风光最大同时出力约580万千瓦,该区域电力供应明显大于需求,需要向东送电。
这样会引申出另外一个问题,为何蒙西的负荷没有分布在该地区呢?这是由传统的目录电价既没有时间信号,也没有位置信号造成的。内蒙古自治区东西狭长,西部的乌海到北京距离超过1000公里,而乌兰察布到北京不到400公里。内蒙古地广人稀,本地消费需求不高,大部分产品都需要外销。如果没有足够的用电价格优势,用电企业必然会选择原材料和产品运距都较短的东部地区。
图2 蒙西电网断面及潮流方向示意图
500千伏响布一、二线与500千伏坤德一、二线组成了“响布双(送响沙湾)+坤德双(送春坤山)”断面,断面输送最大功率是260万千瓦,并不能够支撑大乌海区域全部的外送需求,这就造成了蒙西电网在整体紧平衡(与全国情况相同缺乏煤电投资)的情况下东部紧张、西部宽松的供求形势。电力现货市场运行后,供需情况自然就反映为现货市场价格降低,大乌海区域部分时间各电厂现货节点电价较低,这也符合市场的基本规律。加之电力市场建设初期国家更重视保护用户的权益,因此各试点均将参考结算点选择在用户侧参考结算点(由电源承受风险),同时为了使不同地区用户之间的价格差距不至于太大,往往不按照用户所在节点电价结算,而是为全体用户选择了同一个参考结算点,这样的做法实际上要求电源通过差价合约为用户保价,并且牺牲了电力现货市场优化用户侧资源的部分能力。如图3所示,在部分时间内,阻塞断面内的电源在承受较低现货价格的同时,还要向参考结算点价格高于合同价的用户支付价差电费,极端情况下,电源现货电费(蓝色面积)甚至小于价差电费(灰色面积),最终形成了负结算电费(红色面积),当然这种情况在大乌海区域出现的不多,更多的表现为收入降低。
图3 低价节点电源为高价区用户保价形成负电费示意图
蒙西现货市场牵头建设单位也采取了应对措施,按照呼包断面将东部(图2绿色区域)和西部(图2蓝色区域)区分了两个用户参考结算点,这样的设计初衷是保证大乌海区域的电源和区域内用户签约可以尽可能兼顾双方利益。但是,由于近年来包头地区多晶硅发展迅速,拉高了整个呼包断面以西地区的电价,造成了部分时段大乌海区域电源所在节点电价既低于东部用户参考结算点电价,也低于西部用户参考结算点电价,在大乌海区域部分电源没意识到要调整合同价格(调的更高)之前,似乎蒙西之大,却也无处可签用户。针对这个问题,蒙西方面正在积极组织研究,探索进一步细化参考结算点设置,同时在市场规则中设计增加合理的补偿条款。
通过上述分析,可以看出大乌海区域电源部分时段的负电费是正常的市场现象。相信通过进一步细化和完善规则,合理引导电网投资建设,这种极端情况会逐渐得到改善。下一步,随着电力市场的成熟,应当允许中长期合约缔约双方自由约定参考结算点,更好地发挥中长期合约对冲现货市场风险的作用。
付费发电背后存在哪些制度层面的原因
“负电费”虽然是市场反映供需的正常现象,但是在其直接原因下,我们仍然可以发现通过电力现货市场反映出来的,制度层面需要改革的地方。
首先,电源规划管理制度有无失误?
截至目前,国家和电力企业的项目经济性评价,仍没有与电力市场时序价格和位置信号挂钩的评价制度,如果电力规划院、设计院在规划过程中,都仍然使用固定电价作为收益评估的标准,而不是采用反映位置信号的时序价格作为评估依据,那么项目在落地后面临类似尴尬的情况在所难免。在计划体制下,哪里发(用)电价格都一样,造成了很多资源错配,以及不必要的负荷与电源分离。但是在电力市场化的地区,煤电机组这类调节电源基本没有远程送电,均应尽量接近负荷中心建设(电力系统专业教科书也认为就近平衡最好最经济)。传统的能源,如石油、天然气、煤炭等能源的运输成本显而易见。当工业电气化时代到来后,更多的能源转换为电力的形式输送。很多人并不理解电力输送为什么也需要很高成本。那是因为输电通道建设和高速公路建设一样需要成本,不一样的是受电网稳定问题的限制,增加输电通道不可能像增加高速公路一样成正比地提高输送能力。输电通道增加到一定程度后,其作用几乎呈指数级递减。市场的基本决定因素是供需关系。当发电富裕、供大于求时,整体电价相对较低。通过电价信号,在低电价地区引导用电企业多投资、发电企业少投资,反之亦然,逐渐达到各个地区供需平衡。当然这个平衡不会是单一的发供绝对平衡,还要考虑一次能源运输成本、产品运输成本、建设成本、人力成本、环境成本等因素,是一个考虑各种因素后的综合平衡。企业投资不是单纯看价格高低,而是看最终效益高低。大乌海区域内电源面临的窘境,本质上是因为现在输电成本高于输煤成本,换句话讲,不管是输煤还是输电,都有一个经济半径,而且因为现在有了电力市场,输电的经济性随供需变化情况变化,这样的例子在全国范围内都不罕见,并非蒙西地区特有。
当然,抱怨渐进式改革过程中立新快、破旧慢的同时,还要寻找解决大乌海区域时段性负电费的办法。内蒙古电力公司一直在务实地寻求解决方案,据内蒙古电力公司分析,响布坤德断面输送极限主要受动态稳定因素影响,因此将于今年开展机组PSS参数优化实验,可提高动态稳定极限,进一步释放响布坤德断面的输电能力。明年还计划投产千里山—谷山梁—响沙湾输电通道,进一步加强西部网架建设,增强电网自西向东输电能力。根据电力现货市场节点价差,发现应当建设的电网工程,这本身也是电力现货市场信号指导电网规划的作用体现。当然,这是个动态的过程,不断提高的输电能力可能会带来更多的电源投资,因此阻塞—消除阻塞的过程可能反复重复。所以,对于电源投资主体来说,同样需要转变思路,切忌“等、靠、要”的“巨婴心态”,要主动适应市场,掌握市场分析手段,自负其责,凡事预则立,不预则废。
其二,现行的高比例中长期交易作为“压舱石”有没有副作用?
渐进式改革难免求稳,会过分要求规避风险。原有的年度计划分配,简单转为年度中长期交易,原有的月度计划分配简单转为月度中长期交易,原有年度计划分配电量占全年的90%,现在要求年度中长期交易占80%-90%,原有的月度计划分配电量占全年的10%,那么月度中长期交易也要求占10%左右,剩下“三瓜俩枣”去现货交易。明明中长期交易是差价合约,是避险的财务合同,强行要求当成实物合同执行,最明显的做法是考核差价合约电量和实发电量之间的比例关系(超合同发电最好),当然中长期交易做全量结算,电力现货结算差价也是表现之一(全电量竞价的现货竟然是偏差电量,这是我国部分试点地区的“发明”)。这在改革初期看似“合理”,但是随着市场发展,其负面效应愈加显现。因为压舱石太重影响了市场的流动性,甚至压舱石本身成了风险来源。本来,一方面大乌海区域的电源可以不签价差为负时段的中长期合同,但是这是违反了“长签、多签”国家要求的行为,根本行不通,尤其是在电源多为国有企业的情况下,明知不合理还是坚决执行了要求;另一方面为避免实际发电量偏离多签的中长期合同电量太远,在过剩的情况下大乌海区域的火电机组只好本着“死道友不死贫道”的原则,拼命报低价,希冀于自己能多发,让别人接受偏离中长期合同电量的考核。价格踩踏之下焉有完卵?结局就是部分时段大乌海区域的节点电价越来越低,电源支付的价差电费越来越多,更易出现负电费。火电况且如此,新能源由于其间歇性和预测不准,情况更加糟糕,稳价的“压舱石”成了保收益的“绊脚石”。根据数据分析,在各个电力现货市场试点地区,高比例中长期合同带来的新能源收益损失,远超过由于预测不准在电力现货市场中的损失。根据对连续结算试点地区的分析,风电如果完全在电力现货市场中“裸奔”(完全没有中长期合约),反而能够拿到近似于标杆价的收益。
第三,国有发电企业的管理制度有没有问题?
当市场来临的时候,部分国有发电企业的经营模式并没有调整到位,可能存在经营决策失误的原因。例如,中长期签约时未充分考虑自身节点和用户侧现货价格的差异,不同发电企业、不同用户一个策略,简单粗暴,不管签哪的用户都是一个价,只重视合同价格的高低,不考虑价差电费的高低,有些甚至不在合同中约定分时价格。如图4所示,左图与右图用户电量相同,左图用户合同价为0.4元/度,右图用户合同价为0.3元/度,两个用户用电曲线形状不同,其他均相同。从大乌海区域部分电源的选择来看,显然更喜欢左图用户,然而事实却告诉我们:由于右图用户价差电费要远高于左图用户的价差电费,最终的结算结果是合同价低25%的右图用户可以为电源带来的电费(红色部分)高于左图用户。
图4 高合同价差曲线用户收益与低合同价差曲线用户收益对比
此外,尽管参考结算点约定在用户侧,但通过年度电价预测(计算方法和软件已经比较成熟),如果电源发现存在自身节点电价低、参考结算点电价高的情况,那么应当抬升差价合约的价格,把可能的负电费算出来,在签订合约时一并考虑进去。这也是未来在电力现货市场试点地区,一定会出现差异化的中长期合约的原因,以往统一标准的合约会越来越少,市场主体需要在这个过程中不断提升技能,简单通过“以量取胜”的时代已经一去不复返了。
电力现货市场也许不是完美的机制,但是至少现在还找不到更好的替代机制。我国各试点地区电力现货市场也一直在不断完善,这个市场中的每个参与者,都需要更加主动地去适应市场。历史车轮,滚滚向前,顺势而为,如水推舟,逆势为之,则逆水行舟。
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。
北极星电力网获悉,近日,深圳能源发布2024年第一季度业绩预告,2024年1-3月,净利润预计9.62亿至12.50亿,同比增长51.65%至97.15%。公司2024年一季度业绩同比上升的主要原因为,报告期内,公司把握煤炭市场价格下行窗口,降低燃煤电厂单位发电成本,煤电板块整体效益提升;环保板块因新项目陆续投产,
北极星电力网获悉,广州发展发布2024年1-3月主要生产经营数据公告,2024年1-3月,公司合并口径发电企业累计完成发电量58.76亿千瓦时,上网电量(含光伏发电售电量)56.24亿千瓦时,与去年同期相比分别增长22.41%和23.43%。公司合并口径发电企业电量(以亿千瓦时计)具体情况如下:备注:1.广州珠江电力
北极星电力网获悉,大唐发电发布2024第一季度上网电量完成情况公告,截至2024年3月31日,大唐发电及子公司累计完成上网电量约598.619亿千瓦时,同比上升约12.82%。大唐发电上网电量变化的主要原因是,一是受全社会用电需求同比增加因素影响,火电上网电量同比增长;二是受公司部分水电机组所在区域来水
北极星电力网获悉,国电电力发布2024年一季度电量情况公告,截至2024年3月31日,公司合并报表口径完成发电量1062.44亿千瓦时,上网电量1006.90亿千瓦时,较上年同期分别增长4.98%和5.02%;参与市场化交易电量占上网电量的92.85%;平均上网电价455.58元/千千瓦时。受全社会用电量增长影响,公司2024年一
北极星电力网获悉,4月20日,深圳能源披露2023年年报。2023年,公司实现营业总收入405.04亿元,同比增长7.94%;归母净利润20.46亿元,同比下降6.94%,其中低碳电力业务实现归母净利润6.99亿元,包括煤电业务11.85亿元、气电业务0.22亿元、水电业务0.74亿元、风电业务1.14亿元、光伏发电业务-6.97亿元。
赣能股份日前发布2024年第一季度业绩预告,2024年一季度,赣能股份实现净利润1.88-2.16亿元,同比增长3285.92%–3790.21%。公告称,2024年第一季度公司业绩同比增长的主要原因是:公司所属火电厂丰城电厂本期燃料成本较上年同期有所下降导致。
北极星电力网获悉,内蒙华电公告,2024年第一季度,公司完成发电量144.36亿千瓦时,较上年同期下降0.91%;完成上网电量133.52亿千瓦时,较上年同期下降1.13%。公司市场化交易电量完成129.38亿千瓦时,占上网电量比例为96.9%。2024年第一季度,公司煤炭产量实现328.70万吨,同比下降0.12%;煤炭外销量实
北极星电力网获悉,江苏国信日前发布2024年第一季度业绩预告。2024年一季度,江苏国信预计实现净利润7.79亿元,同比增长202.87%。公告称,公司归属于上市公司股东的净利润较上年同比增长,主要是受煤炭价格下降及电量增长共同影响。公司加强燃料管理,争取辅助服务收益,持续降本增效,盈利能力进一步
北极星电力网获悉,粤电力A近日发布2024年第一季度业绩预告。今年一季度,粤电力A预计实现净利润1.1-1.4亿元,同比增长24.39%-58.32%。公告称,2024年第一季度,公司积极把握市场窗口期,提高机组负荷率,叠加新机组投产影响,上网电量同比增加,有效缓解了电价下降对营收的不利影响。同时,公司持续
4月16日,建投能源召开一季度生产经营分析会。公司党委书记、总经理王剑峰出席会议并讲话,公司副总经理靳永亮主持会议。公司领导、各职能部门负责人现场参加会议,所属及代管企业主要负责人及相关人员以视频会议方式参加会议。会议听取了企业代表和公司相关部门的专题汇报,客观分析了一季度生产经营
2024年是国有企业改革深化提升行动落地实施的关键之年,也是承上启下的攻坚之年。4月12日,中国大唐召开改革深化提升创建一流企业现场推进会议,对今年改革工作进行再部署再推进。集团公司党组书记、董事长邹磊出席会议并强调,改革是实现高质量发展的关键一招,要让改革的春风吹遍集团公司各个区域,
未来,电力系统和能源系统可能是两套体系并存:一个是以大电网为基础的“电-氢”体系,另一个是“分布式新能源+储能微网系统”。发展综合智慧能源是推动能源转型升级、创新发展模式的重要方向之一。新常态下,综合智慧能源发展面临着机遇和挑战,需要不断地创新突破和政策支持。新能源发展面临的挑战挑
比利时电力和天然气监管委员会(CREG)2023年9月14日的一份研究报告《Studyontheoccurrenceandimpactofnegativepricesintheday-aheadmarket》,分析了日前市场出现负电价的现象、原因及特征。(来源:微信公众号“电价研究前沿”作者:电价小超)下图是5月22日—28日欧洲中西部(CWE)多个国家和非CWE
近段时间,随着国内现货市场改革的快速推进,“负电价”频繁出现在公众视野,今年早些时候的“五一”期间,山东首次连续出现22小时的负电价,刚刚过去的“十一”假期,山东电网在9月30日、10月1日连续两天的日前、现货交易价格中,再次出现负电价,引发了能源电力行业的广泛关注。从国外电力市场来看,
随着可再生能源占比持续扩大,欧洲尤其是德国经常出现负电价现象。这一现象一方面源于电厂深度反调峰能力的局限,另一方面则是由补贴政策设计不当(即激励与需求跟踪不匹配)所引起。在2020年,新冠疫情导致经济放缓和能源需求减少,德国、法国和瑞士等国的负电价小时数达到了历史高峰(详见图一)。在
负电价到底是好是坏?背后的逻辑是怎样的呢?(来源:硕电汇)负电价的情况并非个例,甚至不仅在国外出现过,我国山东省5月1日至5月2日48小时实时现货交易中,共有32个小时出现了负电价。肯定有小伙伴要问了,“负电价”对于我们电力用户来说一定是好事么?根据现货出清价格的规则我们不难发现,现货价
随着新能源的迅猛发展也将给电力市场带来很多意想不到的变化比如最近新闻上传出欧洲出现了“负电价”(来源:硕电汇作者:小硕团队)这是怎么一回事呢?现货出清机制要回答这个问题,首先我们得先了解电力现货市场出清机制,在不考虑复杂的阻塞因素下,简单来说,就两步。第一步:电厂侧报量报价,会在
北极星风力发电网从外媒获悉,当地时间本周二,一所位于德国北莱茵-威斯特法伦州的StemwedeBürger风电场发生风机着火事故。当地消防队已扑灭大火并关闭该风场运行系统,事故未造成人员伤亡、未蔓延至附近田野。这家装机容量6MW的风电场总经理WilfriedWinkelmann称,本次起火事故是由于风电机组刹车失
6月国际能源观察(来源:微信公众号“中能传媒研究院”作者:杨永明中能传媒能源安全新战略研究院)核心提示015月第3周和第4周,受可再生能源发电增加、电力需求下降等因素影响,欧洲各市场均出现了负电价或零电价。进入6月,欧洲几个电力市场价格在白天依旧多次跌至负价。截至目前,欧洲电力市场已有
据媒体报道,今年“五一”期间,山东电力现货市场出现连续22小时的负电价,打破了国内电力现货市场的负电价持续时间纪录。消息甫出,犹如一枚石子投入平静的水面,在电力业界激起层层涟漪,引发了群体“情感波动”。相对于电力市场研究者、从业者,大多数电力业内人士对“负电价”概念相当陌生,最直接
随着最近几年光伏行业的迅猛发展,全国光伏装机量迅速提升,各地电网迎来的巨大的考验。根据各地的大小变电站出现不同程度的反送。管理部门纷纷出台增加储能、远程可控,适度削峰,甚至停止备案等手段。使得光伏行业即将陷入新一轮的发展低谷,这是同国家的双碳目标完全相悖,但又是现有电网的实际情况
核心提要●低电价或负电价预示着向更清洁、成本更低的资源过渡的机会●在运作良好的市场中,负电价的出现不一定代表“不合理的竞争”●负价格不一定被视为系统不能良好运作或系统中可再生能源“过多”的证据。相反,关键是要确保现货市场设计运行良好、监管得当近日负电价备受关注。睿博能源智库项目主
甘肃的日滚动盘面,从2月开始一直保持着谷段地板价的水平,一方面是因为日前市场阻塞水平确实不高,经常出清统一结算点4分钱地板价,另一方面开放卖出窗口后,谷段供给更多,并不会出现买不到电量的问题。3月份的甘肃日前市场延续2月低价,无论是大风大光,大风小光还是小风小光,日前市场的阻塞一去不
北极星售电网获悉,安徽电力交易中心发布《安徽电力现货市场信息披露实施细则(结算试运行第4版)》(征求意见稿)。其中提到,信息披露主体指参与安徽电力现货市场交易的市场成员,主要包括发电企业、售电公司、电力用户、新型主体(独立储能等)、电网企业和市场运营机构(包括电力交易机构与电力调
笔者前一段时间有幸手写了一遍SCUC和SCED算法,以及节点电价的计算模型;虽然总体还算顺利,但对其中的一些细节机制仍有不解,下文特别描述其中一个技术问题,笔者认为这个问题是模型需要解释清楚的。(来源:微信公众号“兰木达电力现货”作者:王超一)众所周知,现货出清大致分为三个部分,第一部分
4月16日,南方能源监管局在广州组织召开电力现货市场引导规划推动新型电力系统建设座谈会。会上,市场运营机构发布了电力现货市场引导源网荷储规划的分析报告。能源监管机构、电力主管部门、电网企业、发电企业、储能企业、研究机构等与会单位结合报告内容,聚焦更好服务新型电力系统和新型能源体系建
北极星售电网获悉,安徽电力交易中心发布《安徽电力现货市场准入退出实施细则(结算试运行第4版)》(征求意见稿)。其中提到,参加电力现货市场交易的发电企业、售电公司、电力用户等,应是具有独立法人资格、独立财务核算、信用良好、遵从电力直接交易市场主体自律公约、能够独立承担民事责任的经济
北极星售电网获悉,安徽电力交易中心发布《安徽电力现货市场信用管理实施细则(结算试运行第4版)》(征求意见稿)。其中提到,现阶段信用管理对象为参与电力市场运营的发电企业、售电公司、电力用户。信用评价管理主要内容包括信用评价、失信行为管理、信用额度管理、履约担保管理、履约风险控制等。
北极星售电网获悉,近日,山东能源监管办发布关于印发《山东电力市场规则(试行)》的通知,2024年5月1日起执行。其中,调频辅助服务市场交易及出清模式、新型经营主体报量报价参与市场、市场力监测等相关条款待技术支持系统功能完善后执行,正式执行时间原则上不晚于2024年7月1日。过渡期间调频辅助服务
北极星售电网获悉,近日,山东能源监管办发布关于征求《山东电力市场参数(试行)》(征求意见稿)意见的公告,详情如下:关于征求《山东电力市场参数(试行)》(征求意见稿)意见的公告按照《国家发展改革委国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(发改体改〔2022〕118号)、《国家发展改革
北极星售电网获悉,近日,福建省发展和改革委员会就《福建省双边电力现货市场深化建设方案(试行)》公开征求意见,此次征求意见时间从即日起至4月25日。《方案(试行)》征求意见稿中提到,经营主体包括各类型发电企业、电力用户(含电网企业代理购电用户)、售电公司和新型经营主体。有序推动火电、
2024年4月18-19日,由北极星电力网、中关村华电能源电力产业联盟、山西新兴电力市场研究院联合主办的“2024年电力现货市场实务研讨会”在山西太原举办。行业同仁就我国统一电力市场建设、电力现货市场发展、绿电与绿证交易等话题进行了交流探讨。本次会议得到了山西省能源局、国网山西电力调度控制中心
【我们将按照国家构建新型电力系统的相关精神,持续深化电力市场改革,围绕“完善市场机制、统一规则体系、扩大市场范围”的远景目标,从完善市场规则、健全调控机制、强化风险防范、严格市场监管、培育新型主体等方面着手,推动电力市场向更加成熟、更加稳定、更加开放方向发展。】——山西省能源局总
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!