登录注册
请使用微信扫一扫
关注公众号完成登录
图1揭示了单一电量电价和两部制定价的成本补偿机理和资源优化配置效果。
图中AC为输电专项工程的平均成本曲线,MC为边际成本曲线,D为市场主体购电需求曲线。在满足成本补偿的前提下,单一电量电价采用平均成本定价,得到了E(I、P2)的市场均衡结果。假设不同交易电量规模下的变动成本或边际成本相同,为MC;两部制定价中固定成本通过容量电价回收,变动成本通过电量电价回收。采用两部制定价时可得到H(J、P1)的市场均衡结果。比较两种电价形式的成本补偿功能和社会福利变化,单一电量电价或平均成本定价与两部制电价的固定成本补偿相同(假设图中矩形P1P2EG面积与矩形P1BFH面积相等),则变动成本补偿与产量有关,分别是MC×OI和MC×OJ,不同电价形式下的变动成本全部得到了补偿。这意味着两种电价形式下输电专项工程成本得到了全额补偿,生产者剩余为零;但是,两种电价形式下,对于消费者(使用专项工程输电的市场交易双方)剩余却有差异,即:单一电量电价下的消费者剩余为面积AP2E,两部制定价下的消费者剩余为面积AP1H减去固定费用总额即面积P1BFH或面积P1P2EG。两者对比,两部制电价的消费者剩余比单一电量电价的消费者剩余增加了面积EGH。因此,在输电专项工程的生产者剩余为零(只补偿成本)的前提下,两部制定价与单一电量或平均成本定价相比,增加了市场交易双方的福利,因而是更有效率的定价。
两部制定价的市场功能
从图1中可以直观地看到,相比单一电量电价,两部制电价改善市场交易双方福利的主要途径是增加了交易电量规模。单一电量电价下的交易电量只有OI,而两部制电价下的交易电量却为OJ,后者明显大于前者,说明两部制电价促进了电力交易,有显著的市场功能。两部制输电价格促进电力交易的机理,具体体现在沉没成本排除决策机制和容量成本分摊机制两个方面。根据管理会计学原理,容量电费作为沉没成本后不在交易决策中考虑,市场交易双方只按变动成本或边际成本做交易决策,由于边际成本明显低于平均成本,交易电价大幅度降低,从而导致交易规模增加。容量成本分摊机制指在固定的容量电费情况下,市场主体交易电量越大,单位电量电价越低,市场主体有内在的激励机制扩大电力交易规模。
进一步分析,假设单位电量产值或经济增加值不变,电力交易规模的增加间接地等同于产值或经济增加值的提高。这样,相比于单一电量输电价格,两部制输电价格在不改变输电专项工程生产者福利(成本补偿相同)或平均电价水平的前提下,由于扩大了电力交易规模,从而可以提高市场交易双方的产值或经济增加值。长期以来,我国电价政策主要关注电价水平,却相对忽视电价形式或结构。上面的理论分析揭示,仅仅改变电价形式或结构,也可以产生经济效益。
成本结构是电价形式选择的根本依据
不同电价形式选择的依据是什么?目前电价政策主要从输电专项工程的功能进行解释,如送电工程采用单一电量电价,而联网工程则采用容量电价。事实上,电价形式与功能无关,成本结构才是电价形式选择的根本依据。
从图1中可以直观地看出,两部制电价相比于单一电量电价在资源优化配置效果上的不同,仅仅与企业成本结构有关,固定成本越大,单一电量电价的市场均衡结果E点越靠近纵轴;变动成本越小,两部制电价的市场均衡结果H点越往右偏移。对两种变化趋势综合分析,说明成本结构中固定成本占比越大或变动成本占比越小,在满足相同的成本补偿功能的前提下,两部制电价相比单一电量或平均成本定价所增加的消费者剩余越大或资源优化配置效益越大。因此,固定成本占比越大,就越应该选择两部制定价。
经济理论也从其他方面说明价格形式的形成原因,比如从资产专用性角度说明成本补偿机理和资源优化配置效果。如果资产具有高度专用化,资产流动困难,退出成本很高,生产经营周期长,这种情况下固定成本完全变成沉没成本,投资者在单一电量价格形式下面临实际产量变化引起的收入风险。从吸引投资和保证供给的角度,两部制定价比单一电量电价能提供更充分的成本补偿机制,降低投资者收入风险,是更适合的价格形式选择。
单一电量电价和两部制电价
的投资约束机制比较
对固定成本占比大的商品或服务定价,两部制电价较之单一电量定价虽然成本补偿的出发点相同,但是,前者却降低了生产者收入或收益的不确定风险,因此,也会给生产者带来福利改善。在极端情况下,由于两部制电价制度下生产者风险很低,会产生投资过剩的逆向选择问题。比较单一电量电价和两部制电价给企业带来的不确定风险,可以看出两部制电价的风险几乎为零,而单一电量电价的风险却较高,因此,单一电量电价相比两部制电价具有更好的内在的投资约束机制。这可能是我国电价政策更多采用单一电量电价的深层次原因。不过,由于不确定性产生的责任界定困难和信息不对称等原因,事实上政府定价中很难运用这种投资约束机制,比如我国输配电价定价办法中设计了校核或平滑机制,帮助投资者规避单一电量电价制度下电量变化产生的财务风险,同时也限制投资者可能获得的超额收益。因此,表面上单一电量电价比两部制电价有更好的投资约束机制,实际上,目前我国两种电价形式的投资约束机制基本相同。
国外输电价格
促进电力交易的经验借鉴
与我国输配电价改革与电力市场改革分别进行不同,国外输配电价改革在实现电网开放、促进电力交易和市场化定价三个方面真正融入了电力市场改革。
输电价格实现电网开放
我国把单独制定输配电价与输配电网开放分隔开来,比如我国制定了跨省跨区输电专项工程单一电量电价输电价格,但是,相应的输电工程并没有完全对发电企业和大用户开放,甚至也没有逐步开放的时间表。国外认为既然已经制定了独立的输配电价,相应的输配电网就要对全部市场主体开放,否则输配电价就失去了意义。美国电力市场改革经历了“放开发电侧→制定跨州输电价格→电网开放→独立于电网和市场主体的地区调度交易机构或独立操作系统按市场规则统一运行电网→独立的跨地区区域输电组织按市场规则统一运行电网”的市场化改革过程。在这个过程中,基于输电价格的电网开放起了重要作用。1996年,美国联邦管制委员会出台888号法令和889号法令,主要解决了以输电价格为基础的跨州电力市场中的电网开放问题。888号法令内容丰富,有754页,其中的第RM95-8-000条款,强调通过公用事业公司提供无歧视的开放接入输电服务以促进批发市场竞争;在第RM94-7-001条款中,规定对由此给公用事业公司或输电公司产生的搁浅成本进行补偿。此外,在上面有关开放接入和搁浅成本补偿的条款中,还提出了与开放接入配套的开放接入同时信息系统和行为标准规则及其他配套措施。
单一容量输电价格促进电力交易
与我国跨省跨区输电专项工程全部采用单一电量电价相比,国外类似的输电工程几乎全部采用单一容量电价。单一容量电价促进电力交易的道理十分简单,交易决策中不考虑容量电费后,不同地区市场主体通过输电工程交易的交易成本为零,市场交易必然最大化。美国PJM市场输电服务包括共用网络输电服务和点对点输电服务。共用网络输电服务指电力公司为PJM市场内部电力用户提供的输电服务,采用单一容量电价形式定价。PJM市场内部22个互联输电区域的共用网络输电服务费率各不相同,一般根据输电区域各输电公司的年度传输准许收入总和与输电区域年最大同时负荷进行计算。点对点输电服务是电力公司为跨市场交易主体提供的输电服务,也采用单一制容量电价形式,采用峰荷责任法定价,用户根据其用电负荷对于整个系统负荷高峰时段的最高用电负荷的贡献程度支付输电费用。欧洲跨国输电服务通过两种机制回收成本,但都以容量作为依据。跨国输电产生的潮流穿越造成的各国内部的输电线路网损成本和输电设施使用成本通过跨国输电补偿机制(Inter TSO Compensation Mechanism,ITC)回收,并以容量电费的方式分摊到市场主体;跨国输电通道的投资和运行维护成本则根据跨国输电容量的分配机制以市场化方式进行回收。英国是较早进行电力市场化改革的国家,2007年进入BETTA阶段以后建立了新的输电价格体系,输电价格由接入价、输电网使用费和平衡服务费组成,采用单一容量电价形式;为了反映电源与负荷逆向分布的特点,输电价格由发电侧和用户侧双方按27:73的比例支付。
输电价格的市场化
最近,国家发改委出台的《电力市场运行基本规则》对2005年制定的《电力市场运营基本规则》进行了修订,其中一个重要变化是删除了输电权交易的内容。与我国输配电价改革与电力市场改革越走越远相反,国外电力市场改革不仅在发电侧和销售侧引入了市场机制,在自然垄断的输电环节也引入了市场定价机制。在电力市场改革背景下,输电价格可以根据会计信息按“准许成本+合理收益”的原则定价,但是,这种定价在不同的输电通道利用状态下并不能反映其真实的市场价值。因此,从市场公平和引导输电合理投资的多重角度,国外通过输电权交易对输电资产进行市场化定价,并与其他市场融合,向市场主体传递完整的包括输电资产时间和空间价值的价格信号。
欧洲统一电力市场建设过程中的跨国输电通道分配与市场化定价机制特别值得借鉴。1993年欧洲提出建立统一电力市场改革目标后,先后经历了国家电力市场、区域电力市场以及跨国电力市场三个发展阶段。在国家电力市场阶段,欧洲跨国输电容量分配采取“先到先得”原则,输电系统运营商根据邮票法核定的容量价格,按照市场申报时序出清输电容量。在区域电力市场发展阶段,随着跨国输电容量在负荷高峰时段的稀缺性增加,“先到先得”分配方式无法正常反映输电资源的市场价值。2001年欧洲各国输电系统运营商引入“显式拍卖”机制,以市场机制回收跨国输电通道的投资和运行维护成本。在跨国电力市场发展阶段,针对可再生能源发电的随机性、间歇性和波动性引起的跨国输电通道的送电潮流频繁变化及“显式拍卖”机制运行效率降低等问题,许多欧洲国家采用基于跨国输电通道容量与跨国能量联合优化出清的“隐式拍卖”机制来分配输电通道,同时通过输电阻塞盈余回收跨国输电通道的投资与运维成本,输电价格与电力市场高度融为一体。
跨省跨区输电专项工程采用单一容量电价的改革建议及模拟测算
消除对两部制(单一容量)电价的误解
与国外强调促进电力市场的输配电价机制设计不同,目前我国输配电价整体上还停留在政府管制定价阶段,输配电价采用“准许成本+合理收益”原则,较少考虑如何适应电力市场需要,比如反映时间和空间信号及用户用电特性等,甚至还对两部制电价有严重的误解。
用户较少用电却要支付相对较高的固定容量电费,是否定两部制的主要理由。事实上,这个问题可以从两个角度解释和解决,一是从公平角度看,用户少用电却要支付较高的固定容量电费从用户角度看是不公平的,但是,从电网企业的角度看却没有不公平。虽然用户少用甚至不用电,但是电网企业提供的供电生产能力或供电成本是客观存在的,电网企业并不能因为用户少用或不用电而把为用户提供的供电生产能力改作他用。因此,不管用户怎么用电,用户承担供电生产能力的成本对双方是公平的。好比我们购房不住却依然要承担成本如还房贷一样。二是从效率角度来看,用户少用电表明实际使用的供电生产能力较小,应该根据用户实际用电成本确定电价。2016年,国家发改委发布的《关于完善两部制电价用户基本电价执行方式的通知》(发改办价格〔2016〕1583号)中提出将“基本电价计费方式变更周期从现行按年调整为按季变更”,通过缩短容量电费计价周期减少用户容量电费。其实,这种办法对电网企业不公平,也不合理。因为电网企业供电能力不可能按季度调整,至少要按用户年最大用电负荷提供供电能力;而且三个月的计价周期也没有科学依据。事实上,用户用电少表现为用户负荷率低,基于用户负荷率(同时率)的定价方法可以有效地解决这个问题,低负荷率用户执行低容量电价和高电量电价,才是既公平又有效率的定价方案。
目前跨省跨区输电专项工程单一电量电价政策分析
国家发改委发布的《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》(发改价格规〔2021〕1455号,以下简称1455号文)规定输电价格采用经营期定价法按单一电量电价形式核定,即以弥补成本、获取合理收益为原则,按照资本金内部收益率对工程经营期内年度净现金流进行折现,在整个经营期现金流收支平衡基础上核定输电价格。文件第二十条提出“建立定期校核机制”,规定“每5年期满后,对跨省跨区专项工程开展新一轮成本监审,并对专项工程的实际功能效果、输电价格执行情况、主要运营参数、分享机制执行情况等进行评估。专项工程功能发生根本性变化、实际利用小时超出设计利用小时40%以上、实际成本或收入与核价时存在严重偏差的,对输电价格进行调整。”
目前,我国跨省跨区输电专项工程输电价格采用单一电量电价形式,不能形成两部制甚至单一容量电价促进电力交易的效果。同时,由于存在定期校核机制,单一电量电价对专项输电工程功能发挥程度的内在约束机制实际上也不存在。虽然文件规定只对实际参数与核价参数有较大偏差的情况进行价格调整,但是,较小偏差产生的实际收入在不同项目和同一项目的不同时间有正有负,相互冲抵后实际收入与准许收入的差异不会太大。因此,目前我国跨省跨区输电专项工程价格机制既不利于促进交易或输电功能,也不利于规避投资风险。难以实现“进一步提升跨省跨区专项工程输电价格核定的科学性、合理性,支持新能源跨省跨区消纳,更好服务区域电力市场交易,促进电力资源在更大范围内优化配置”的定价目标。
由单一电量电价改为单一容量电价
的原因及具体做法
跨省跨区专项工程是指以送电功能为主,送受端相对明确且潮流方向相对固定的输电工程。跨省跨区输电专项工程项目的成本结构除输电损耗外几乎全部为固定成本,与输送电量无关。另外,跨省跨区专项输电工程的资产高度专用化,一旦形成不能流动和改作其他用途。从这两个角度分析,跨省跨区输电专项工程特别适合采用单一容量电价。如果考虑全国统一电力市场体系建设的需要,把目前的单一电量电价改为单一容量电价后,对于送受电双方特别是受电方而言,容量电费是沉没成本,不应在交易决策中考虑,相当于受电省落地价减少了原来的单一电量电价,交易成本大幅度降低,必然促进送受双方对跨省跨区输电工程的最大限度利用,从而促进跨省跨区电力交易和全国统一电力市场体系建设。
跨省跨区输电专项工程输电价格由单一电量电价改为单一容量电价操作十分简单,把目前按经营期法计算的专项工程年均折现现金流出作为年容量电费,按现有的输电价格结算规则如由受电省承担,将年容量电费除12个月,每月纳入受电省电力市场系统运行费,由受电省全体工商业用户分摊。
模拟测算
假设某输电专项工程采用单一电量电价。经营期内每年折现现金流出12亿元,输电量年均200亿千瓦时,单一电量价格为0.06元/千瓦时(12÷200)。根据定价办法中的校核机制,如果定价周期内年实际输电量只有100亿千瓦时,项目实际输电收入为6亿元(100×0.06),项目实际收入远低于准许收入,下个定价周期国家启动校核机制,相应输电量的输电价格会提高到0.12元/千瓦时,保证项目实际收入达到准许收入12亿元(100×0.12)。相反,如果实际输电量300亿千瓦时,则项目实际收入为18亿元(300×0.06);下个定价周期国家启动校核机制,相应输电量的输电价格会降低到0.04元/千瓦时,保证项目实际收入为准许收入12亿元(300×0.04)。因此,考虑校核机制后,采用单一电量电价的实际电量价格是变化的,而且变化的方向不利于促进电力交易,即实际交易量大于核价电量或利用小时后会降低电量电价,而实际交易量小于核价电量或利用小时后却会提高电量电价。
如果采用单一容量电价,把项目经营期内每年的折现平均现金流出作为容量电费,除以12个月形成单一容量电价,每月以系统运行费的形式分摊到原单一电量电价承担省的工商业用电交易价格中。这样就形成了与1455号文的单一电量电价政策边界相同的单一容量电价。假设以上算例中的单一电量电价全部由受电省承担,则该项目每年12亿元的容量电费(或每月1亿元的容量电价)直接通过受端省电力市场系统运行费回收。根据管理会计原理,由于容量电费与电量无关,可作为沉没成本;沉没成本不影响经营决策,即不在交易价格中考虑。这样,采用单一电量价,落地省电价=交易电价(0.20)+送出省输配电价(0.03)+专项工程输电价格(0.06)+受端省输配电价(0.14)=0.43元/千瓦时;而采用单一容量电价,落地省电价=交易电价(0.20)+送出省输配电价(0.03)+受端省输配电价(0.14)=0.37元/千瓦时。采用不同的电价制度,项目年收入相同,同为12亿元,但落地省价格却降低了0.06元/千瓦时。落地省价格降低会促进跨省跨区专项输电工程的充分利用,比如输送电量从200亿千瓦时增加到300亿千瓦时,由此产生的资源优化配置结果是,在项目实际收入不变的前提下,多送出了电量100亿千瓦时,受电方不仅多获得了电能,更重要的是降低了购入电能的单位电量成本,由原来的0.06元/千瓦时(12÷200)降低到0.04元/千瓦时(12÷300)。单一容量电价相比单一电量电价,不仅促进了电力交易,而且降低了单位电量成本。
本文刊载于《中国电力企业管理》2024年5期,作者单位:长沙理工大学
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。
4月1日,安徽发改委发布关于征询社会公众对《关于进一步完善工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知(征求意见稿)》意见的公告。根据公告,用电容量100千伏安及以上工商业用户执行峰谷分时电价政策,100千伏安以下工商业用户可按年度自愿选择执行峰谷分时电价。根据我省不同季节电力供需形势和负荷特性
国家能源局数据显示,截至2025年2月底,风、光累计装机容量达1456GW(光伏占比64%),超越火电高居全国第一大电源。这一趋势同样在更多地方省份快速蔓延,据北极星统计,截至2024年底,15个省份新能源装机规模超过火电跃居省内第一大装机电源。当规模之基已筑牢,“质”自然成为下一个目标。2月9日,市
北极星储能网讯:4月1日,安徽发改委发布《关于进一步完善工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知(征求意见稿)》,较现行电价政策,增加2-3小时的午间低谷时段,相应的平段电价也有调整。春秋季(2-6月、10月、11月)高峰时段(8h):6:00-8:00,16:00-22:00;平段(6h):8:00-11:00,14:00-16:00,2
近日,中共中央办公厅、国务院办公厅发布《关于完善价格治理机制的意见》。文件要求,围绕充分发挥市场在资源配置中的决定性作用、更好发挥政府作用,健全市场价格形成机制,创新价格引导机制,完善价格调控机制,优化市场价格监管机制,提高资源配置效率。文件提到,加快重点领域市场建设。推进重要商
2025年6月我国即将步入光伏电价市场化时代,垂直组件市场如春笋破土,有望迎来飞速发展。垂直组件为土地稀缺的地区解锁大规模光伏项目的新机遇,更在多样化的应用场景中凭借独特优势,实现差异化的“光伏+”应用;在广袤的“沙戈荒”及“农光互补”项目里,垂直组件大展身手,高效发电的同时兼备调和微
为深入贯彻落实党的二十届三中全会精神,近日,中共中央办公厅、国务院办公厅印发《关于完善价格治理机制的意见》(以下简称《意见》)。国家发展改革委有关负责同志就《意见》接受采访,回答了记者提问。一、《意见》出台的背景是什么?答:习近平总书记高度重视价格机制作用,指出价格是市场经济条件
北极星售电网获悉,4月2日,中共中央办公厅、国务院办公厅发布关于完善价格治理机制的意见。文件明确,深化价格市场化改革。分品种、有节奏推进各类电源上网电价市场化改革,稳妥有序推动电能量价格、容量价格和辅助服务价格由市场形成,探索建立促进改革平稳推进的配套制度。健全跨省跨区送电市场化价
3月25日,国网河北电力营销中心电费抄核人员蒋吉元正在进行电费抄核试算,排查峰谷不平、电价执行错误等异常情况。在上一个月的电费抄核工作中,国网河北省电力有限公司首次实现全部3057.36万购售同期用户电费“一日发行”。自2022年5月推行全量用户购售同期电费发行以来,该公司从流程优化、异常管控
4月份各地代理购电价格表已发布,一起来看看有哪些变化。吉林电网代理购电户分时电价调整吉林省于1月份发布《关于进一步优化分时电价政策的通知》,其中市场化交易用户2月份开始执行,电网代理购电用户4月份开始执行。(来源:微信公众号“黄师傅说电”)新政分时时段较上版政策有较大调整,且尖峰时段
北极星储能网讯:近日,全国各地2025年4月代理购电价格陆续公布。共有17个省市最大峰谷电价差超过了0.6元/kWh,其中电价差较大的区域分别为广东的1.2828元/kWh,其次上海、湖南、四川、河北、浙江都超过1元/kWh,值得注意的是南方区域贵州、海南已经进入了前列。此外,与去年同期相比,河北、内蒙古的
北极星售电网获悉,4月1日,安徽省发展和改革委员会发布关于征询社会公众对《关于进一步完善工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知(征求意见稿)》意见的公告,优化峰谷分时时段,用电容量100千伏安及以上工商业用户执行峰谷分时电价政策,100千伏安以下工商业用户可按年度自愿选择执行峰谷分时电价。
2025年,是我国电力体制改革的第10年。10年来,我国构建起了崭新的电力市场格局,电力生产组织方式逐步由计划向市场转变,初步建成省、区域、省间高效协同,中长期、现货、辅助服务有机衔接的多层次统一电力市场体系,“能涨能跌”的市场化电价机制已经形成,中长期交易实现常态化开市,电力现货市场建
2025年3月15日,是我国新一轮电改的十周年。新一轮电改开启十年来,我国整体建立了初步的输配电价制度,奠定了发用电直接见面的制度基础,新能源和燃煤机组上网电价改革推动80%的装机容量进入市场、80%的用电量进入市场。多个地区电力现货市场机制形成雏形,国内29个省和地区开展了电力现货市场建设。
2025年,我国新一轮电力体制改革迎来第十个春秋。这场电力行业的系统性变革,以"管住中间、放开两头"为核心理念,重构电力行业的运行逻辑。十年间,市场交易规模倍涨,市场主体数量激增,“能涨能跌”的市场化电价机制初步建立,多层次全国统一电力市场体系雏形初现……一系列成果凸显出我国电力体制改
2015年3月15日,党中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发9号文),一场电力领域的深刻变革就此拉开帷幕。十年来,我国电力体制改革从理念到实践,从局部探索到全面推进,取得了令人瞩目的成就,构建起了崭新的电力市场格局,为经济社会高质量发展注入了强劲动力。市场化交易
新电改10年成绩单一图了解!
今年是《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)印发十周年。十年来,广州电力交易中心遵循进一步深化电力体制改革总体思路,全力建设统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的南方区域电力市场,促进电力资源在更大范围内共享互济和优化配置,助推经济社会高质量
市场动态2025年3月15日,我国新一轮电力体制改革迎来十周年。自2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》发布以来,中国电力行业以“管住中间、放开两头”为核心,构建了多层次市场体系,推动了能源结构优化与产业升级。(来源:微信公众号“售电星星”作者:莫岭)一、十年改革的核心成就1.市
2015年3月,中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》,部署新一轮电力体制改革任务。10年来,电力生产组织方式逐步由计划向市场转变,全国统一电力市场建设快速推进,主要由市场决定价格的机制初步建立。国家能源局发布的最新数据显示:全国市场化交易电量由2016年的1.1万亿千瓦
2015年3月15日,党中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》,开启了我国新一轮电力体制改革,提出了“管住中间、放开两头”的新思路。十年的时间过去,现在我国80%的发电装机容量参与市场交易,工商业用户电价随供需波动,新能源消纳能力大幅提升,市场主体更加多元化......翻天覆地
2月24日,内蒙古自治区能源局、国家能源局华北监管局、内蒙古自治区发展改革委联合印发《关于蒙西电力现货市场由试运行转入正式运行的通知》,宣布蒙西电力现货市场在连续结算试运行32个月后,于2月24日转入正式运行,成为国内第五个转正式运行的省级现货市场,标志着蒙西电力市场建设迈入全新发展阶段
2月17日,新疆电力交易中心有限公司数据显示,2024年新疆新能源年度市场化交易电量达517亿千瓦时,突破500亿千瓦时大关,达到“十四五”初新能源年度市场化交易电量257亿千瓦时的近2倍。新疆电力市场化改革成效显著,进一步推动了新能源大规模发展和电量消纳,助力能源绿色低碳转型。新疆作为我国重要
北极星售电网获悉,根据国家能源局四川监管办公室数据,2024年四川燃煤火电机组平均利用小时数达5963小时,同比增长313小时,高出全国平均水平1335小时,继2023年后再次位居全国第一位。利用小时数是衡量发电设备利用率的核心指标。据了解,水电是四川的主力电源,装机容量近1亿千瓦,占比超过70%;煤
煤电作为电力安全保障的“压舱石”,其参与电力市场交易具有重大意义。自2004年电力用户直接购电试点起步,煤电企业电力交易已历经二十年发展。特别是自发改价格〔2021〕1439号文颁布后,煤电企业上网电量全面进入电力市场,比新能源企业经历了更长的市场化路程。本期文章将系统梳理煤电入市的政策和实
北极星售电网获悉,3月14日,山东省能源局发布关于将菏泽华汪热力有限公司#1等机组补充纳入适用煤电容量电价机制机组清单的通知。根据《国家发展改革委国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》(发改价格〔2023〕1501号)、《国家能源局综合司关于明确煤电容量电价适用范围有关事项的暂行通知》(
为进一步发挥浙江省天然气发电机组保供作用,促进燃气机组提升顶峰能力,近日浙江能源监管办、浙江省发改委、浙江省能源局联合印发了《关于浙江省天然气发电机组容量电价考核机制等有关事项的通知》,明确浙江省内燃气机组容量电价考核机制等有关要求。通知规定,浙江省内适用气电容量电价的省统调燃气
“双碳”目标下,新能源占比逐步提高并将成为发电主体,煤电逐步向调节性、支撑性电源转变,新型储能和抽水蓄能等调节电源成为提升发电容量充裕度、保障新型电力系统安全的重要支撑。国家针对煤电和抽水蓄能已经出台了容量电价机制,新型储能尚未享受容量电价。本文从容量电价机制原理、新型储能作用发
近年来,广东通过积极推进改革、大胆创新,打造了复杂大电网下省级电力现货市场样板,基本建成了品种齐全、规模领先、颇具活力的电力市场,走出了一条符合广东省情、适应时代要求的电力改革之路。火电是新型电力系统的压舱石和调节器,其重要性不言而喻。为更好地让火电发挥兜底保供及调节作用,容量电
国家发改委、国家能源局发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》(发改价格〔2023〕1501号,以下简称“1501号文”)规定从2024年1月1日起煤电机组执行容量电价机制。由于1501号文没有明确煤电容量电价机制实施后电量电价水平的具体形成办法,各省普遍的做法是把容量电价折算成电量电价,然后在“基准
2023年11月8日,国家发展改革委、国家能源局印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》(发改价格〔2023〕1501号)(以下简称“1501号文”),明确我国自2024年1月1日起,对合规在运的公用煤电机组实施容量电价。煤电容量电价的实施,既是对煤电机组“兜底调节”功能的经济性认定,也是保障我国电力供应
“双碳”目标下,煤电面临着从我国电量供应主体电源逐步向支撑性调节电源转型的艰巨任务。近年来,因煤价高位和电价传导不畅导致煤电企业经营压力较大,甚至给部分地区的电力安全稳定供应带来隐患,容量电价对于缓解煤电经营压力、稳定行业预期、保障煤电发挥支撑调节价值具有重要意义。我国已于2024年
2023年11月,国家发展改革委、国家能源局印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》(发改价格〔2023〕1501号,以下简称“1501号文”),该文件的出台将煤电从单一制电价调整为两部制电价,其中电量电价通过市场化方式形成,灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况;容量电价水平根据转型进度等实际情
当涂发电公司以起跑即冲刺的精神状态,全力以赴抓生产、增效益、谋发展。1月份煤电利用小时数沿江区域排名第二,来煤入厂标单同比下降8%,经营实现连续盈利,实现“开门红”。开局关乎全局,起步决定走势。一月份“开门红”的实现,靠的是“营”的能力,靠的是“赢”的信心,更重要的是思想观念的转变
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!