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四川分时电价机制相较国内其他省份,具有如下显著特点:
其一,四川的峰谷系数相对较小,这意味着在高峰时段与低谷时段之间的电价差异与省外部分省份相比不算大。具体而言,峰段电价仅为谷段电价的四倍,而尖峰电价也仅为谷段电价的4.8倍。这种定价策略在一定程度上减轻了用户在高峰时段的用电压力。
其二,由于四川省电源结构特点,仅设计了尖峰电价机制,而未设置深谷电价机制。此外,结合负荷曲线季节性变化,该机制仅在全年四个月内执行。
其三,四川的谷段电价持续时间为连续八个小时。这一设定使得用户在谷段时间内能够充分利用电价优惠,但也导致储能设备多次充放无法充分利用谷段低价时段。
鉴于四川分时电价所具备的特点,若用户侧储能完全依赖峰谷价差来维系其运营收益,那么储能项目的投资回报将会变得“遥遥无期”。这无疑会制约用户侧储能的进一步发展与壮大,进而对构建新型电力系统中的“源、网、荷、储”中的“储”环节产生消极影响,无法发挥其应有的积极作用。
那么四川是如何破局的呢?
根据《四川省 2024年省内电力市场交易总体方案》(川经信电力〔2023〕234 号)关于“用户侧新型储能项目”的设计,深度融入了四川本土电力市场规则,利用四川电力市场中常规直购和国网代理用户打捆购入非水电量这一交易政策,通过储能放电时替代高价打捆购入非水电量的方式,有效扩大了储能运营的收益空间。
经过电力市场机制的设计优化,在传统峰谷价差机制的基础上,新增电量电价替代机制,实现了用户侧储能运营收益的几乎翻倍的增长。经小硕计算,以一个10千伏,采用两部制输配电价的用户为例,合理规划后,利用谷峰时段单次充放电的收益从原有的约0.4元/度提升至约0.75元/度;利用谷峰、平峰时段进行两次充放电的收益,从原先的约0.6元/度显著提升至约1.35元/度。很明显,四川在深入研究自身电力市场特性的基础上,突破了固有的峰谷电价差模式思维,充分发挥市场机制作用,创新解决了储能项目面临的周期长、风险高的回报难题,这一举措凸显了市场机制在资源配置中的独特作用。
制度层面的创新不仅引领着电力市场改革的深入发展,同时对“推进现代化产业体系建设,加快发展新质生产力”的形成发挥着促进作用。四川省电力市场的建设者正立足本地特有的资源禀赋,以新型电力系统的建设为导向,不断深化改革与机制创新,为实现电力市场快速高质量发展不懈努力。
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01本周交易轮次详情02成交价差本周共开展5轮交易,最高成交价为264.50元/兆瓦时,最低成交价为258.11元/兆瓦时,本周单轮最大价差为4.09元/兆瓦时。表内成交价均为滚动撮合阶段成交价,不包含集中竞价成交及双边价格。035月成交均价特别说明:批发市场成交均价并不代表最终到户电价,仅为到户电价中的
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PART.01本周市场综述市场供需趋势市场供需趋势,本周网供电量环比上周上升11.14%,水电上网电量环比上周上升5.45%,火电上网电量环比上周上升61.78%,新能源上网电量环比上周下降19.27%,外购电量环比上周下降15.35%,留川电量环比上周上升14.45%,外送电量环比上周下降15.69%。综合来看,本周各项指标
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