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2024年售电行业年度报告重磅发布!报告是由北极星售电网编制的售电行业分析报告,旨在全面分析过去一年的电力市场全面情况,报告共分五部分,第一部分2024年电力市场发展成效,第二部分各省(区市)电力市场发展情况,第三部分电力市场趋势与展望,第四部分发电量、用电量及装机量,第五部分电力集团2024年运营数据。
报告以文字展示、数据分析为主,辅以精美生动的图表。报告全面展示我国及各省份电力市场总体情况、电力市场行情(电力交易量价数据)、电力市场主体入市(发电企业、售电企业、电力用户、储能、虚拟电厂、负荷聚合商等)的变化及趋势,主要电力企业运营情况等,为电力行业人士开展电力市场相关工作提供参考。
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2024年电力市场发展成效
2024年,是我国电力体制改革的第九年。这一年,我国电力市场发展成效显著,电力市场交易规模持续扩大,市场化机制日益完善;绿电市场发展迅速,绿证制度体系框架基本建成;电力现货市场建设取得重要进展,多个省份实现结算(试)运行;新能源全面参与市场、新型经营主体不断涌现,为电力市场增添了新的活力;电网代购电价机制进一步优化,维护电力市场的平稳运行;分时电价机制逐步精细化,引导用户合理用电;增量配电网试点稳步推进,为电力市场的多元化发展提供了有力支撑。
我国已初步形成多层次、多品类、多功能电力市场体系。全国市场与省(区、市)/区域市场协同运行的多层次市场已初步形成,省间、区域、省内中长期交易常态化开市,区域、省内辅助服务市场实现全覆盖,南方区域电力市场开展整月结算试运行,长三角电力市场启动电力互济交易,省间现货市场和山西、广东、山东、甘肃、蒙西电力现货市场已转入正式运行,24个省级现货市场开展试运行。在空间范围上覆盖省间、区域、省内,在时间周期上覆盖年度、月度、月内、日前和日内,在交易标的上覆盖电能量、辅助服务等交易品种。各类主体有序参与的市场格局逐步构建。发电侧所有燃煤发电、近半数新能源,以及部分燃机、核电和水电电量放开参与市场。用户侧除居民、农业外,全部工商业用户进入市场,实现“应放尽放”。新一轮电改的十年间,我国电力经营主体数量从4.2万家增加至81.6万家,增长近20倍。
电力市场交易规模进一步增长
2016年以来,我国电力市场化交易规模不断扩大,9年来市场化交易电量已跃升5.6倍。
根据中电联公布的数据显示,2024年,全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量61795.7亿千瓦时,同比增长9%,占全社会用电量比重为62.7%,同比提高1.3个百分点。其中,全国电力市场中长期电力直接交易电量46535.9亿千瓦时,同比增长5.1%。
图1 2016—2024年全国电力市场交易规模
在2024年全国市场交易电量中,省内交易电量47527.9亿千瓦时,其中电力直接交易45483.5亿千瓦时(含绿电交易2048亿千瓦时、电网代理购电8781.5亿千瓦时)、发电权交易1995亿千瓦时、其他交易49.4亿千瓦时。省间交易电量14267.9亿千瓦时,其中省间电力直接交易1052.4亿千瓦时、省间外送交易12778.7亿千瓦时、发电权交易56.1亿千瓦时、省间现货交易380.7亿千瓦时。
图2 2024年电力市场交易电量——分类型
其中,国家电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量47226.7亿千瓦时,同比增长6.3%,其中北京电力交易中心组织完成省间交易电量11654.4亿千瓦时;南方电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量11373.4亿千瓦时,同比增长22.1%,其中广州电力交易中心组织完成省间交易电量2613.4亿千瓦时;内蒙古电力交易中心累计组织完成市场交易电量3195.6亿千瓦时,同比增长9.1%。
图3 2024年三大电网区域市场交易电量情况
电力现货市场步入“转正”期
近年来,我国电力现货市场建设步入快车道。2023年10月,国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》(发改办体改〔2023〕813号),提出各省/区域、省间现货市场连续运行一年以上,并依据市场出清结果进行调度生产和结算的,可按程序转入正式运行。
自“813号”文发布之后,我国电力现货市场在多个省(区/区域)“全面铺开”。截至2024年底,全国共有29个地区开展电力现货市场(试)运行,建设覆盖范围达到空前。截至2025年2月,山西、广东、山东、甘肃、蒙西等5个首批试点地区和省间电力现货市场已转入正式运行。河北南网、安徽、浙江、辽宁、陕西已开展连续结算试运行。福建、江苏、湖北、湖南、河南、黑龙江、宁夏、四川、重庆和南方区域等省/区域电力现货市场已完成整月及以上长周期结算试运行。
表1 全国各地电力现货市场建设进程
新能源全面参与市场
近年来,中国新能源产业发展迅猛,风电、太阳能等新能源发电装机规模持续扩大。国家能源局数据显示,截至2024年底,以风电、太阳能发电为主的新能源发电装机规模达到14.5亿千瓦,首次超过火电装机规模。
自2024年末,多地陆续发布2025年电力市场交易相关方案,对新能源入市方式进行细化。以山东为例,明确了2025年到2026年新增风电、光伏项目分别按照30%、15%的比例入市;2030年起,新增风电、光伏发电项目将实现全面入市。
截至2025年2月,全国已有23个地区放开全部或部分新能源电量进入电力现货市场。其中12个地区的新能源项目以“报量报价”方式参与现货市场,7个地区的新能源项目以“报量报价或报量不报价”方式参与现货市场,1个地区以“报量不报价”方式参与。
2024年,国网经营区域新能源市场化交易电量7699亿千瓦时,占新能源发电量的51.8%,首次突破半数,标志着新能源从“保量消纳”进入“市场主导”新阶段。
图4 国网经营区2022年—2024年新能源市场化交易情况
绿电市场发展提速
2024年8月,《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》(简称“绿色电力交易专章”)正式公布,标志着绿电交易纳入电力中长期交易体系。
绿色电力交易专章作为《电力中长期交易基本规则》的有效补充,明确了绿电交易组织、交易方式、价格机制、合同签订与执行、交易结算及偏差处理、绿证核发划转等。将绿电交易纳入中长期交易范畴,有助于促进可再生能源发电参与市场交易,全面反映绿色电力的电能价值和环境价值。
2024年,我国绿电交易试点迎来新发展。内蒙古电网于2024年2月获得国家发展改革委和国家能源局联合批复,成为继国家电网、南方电网之后国家批复同意的第3个绿电交易试点,进一步推动绿电市场发展。2024年,我国绿电交易累计成交2048亿千瓦时,同比增长280.9%,占全国市场交易量比重4.5%。
图5 2022年-2024年全国省内绿电交易量
近年来,我国绿色电力消费规模实现了跨越式增长。2024年6月12日,水电总院与中国电力企业联合会、北京电力交易中心、广州电力交易中心共同发布了“2023年中国绿色电力(绿证)消费TOP100企业”。2023年中国绿色电力(绿证)消费五强为国家能源集团、国家电投、中国石化、中国石油、中国宝武。
表2 2023年中国绿色电力(绿证)消费TOP20企业
绿证制度体系框架基本建成
2017年我国正式建立绿证制度以来,国家印发一系列政策文件推动健全绿证制度,通过试行绿证核发及自愿认购交易制度,扩大绿证核发范围,开展绿证绿电交易等举措,不断健全建档立卡、核发、交易、应用、核销等绿证全生命周期闭环管理机制,构建了较为完备的绿证政策体系。
2024年6月26日,国家绿证核发交易系统核心功能开发完成并上线运行,通过“一个账户、两类数据、三个环节、四条专线”,实现以电网企业、电力交易机构数据为基础核发绿证,强效推进绿证核发全覆盖工作迈上新台阶。
2024年全国核发绿证47.34亿个,同比增长28.4倍,其中可交易绿证31.58亿个,占66.71%。按项目类型分,风力发电19.41亿个、太阳能发电8.27亿个、常规水电15.78亿个、生物质发电3.81亿个、其他可再生能源发电809万个。截至2024年12月底,我国累计核发绿证49.55亿个,其中可交易绿证33.79亿个。
2024年全国绿证交易规模实现翻两番,交易绿证数量达4.46亿个,其中绿证单独交易2.77亿个,以跨省交易为主;绿色电力交易绿证1.69亿个,以省内交易为主。全国参与绿证交易的消费主体约5.9万个,同比增长2.5倍,消费主体遍布包括香港、澳门、台湾在内的全国34个省级行政区域,京津冀、长三角、粤港澳等地区是绿证交易的主要地区,合计购买绿证数量超过全国的一半。截至2024年12月底,全国绿证累计交易5.53亿个。
新型经营主体加速入场
2024年11月28日,国家能源局发布的《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》为新型经营主体的发展提供了明确的政策导向和支持。新型经营主体涵盖了分布式新能源、新型储能等单一技术类主体,以及虚拟电厂、智能微电网等资源聚合类主体,构成电力领域的新生力量。
从数据上看,我国在新型经营主体方面取得了显著进展。2024年新增并网分布式光伏达到118.18GW,新型储能规模达到42.37GW/101.13GWh,虚拟电厂和智能微电网也在多地开展了试点项目,并逐步落地实施。
在市场建设较快的地区,如山东、广东、甘肃、山西等地,市场规则中对虚拟电厂、新型储能等新型经营主体参与现货市场的方式进行了详细的规定。据北极星售电网不完全统计,已有20个地区(区域)允许虚拟电厂进入现货市场,其中8个地区(山西、广东、甘肃、上海、江苏、湖北、湖南、辽宁)的虚拟电厂以报量报价方式参与现货交易;山东、广东、安徽、陕西、黑龙江等地区允许独立储能进入现货市场;蒙东电力现货市场2025年首次结算试运行方案(征求意见稿)中提到,源网荷储一体化项目、全额自发自用新能源项目作为电力用户“不报量不报价”参与现货市场。
同时,部分地区,如河北南网、冀北、安徽、山东、湖南、甘肃等地对于分布式新能源(分布式光伏、分散式风电)参与市场交易的规定也在不断完善中。其中,甘肃鼓励分布式光伏、分散式风电主体与周边用户市场化交易;湖南规定10kV及以上工商业分布式光伏原则上以独立主体方式参与电力市场交易。
电网代理购电机制平稳运行
2024年,全国32个地区(除西藏)的电网企业代理购电价格呈现出一定的波动,但总体趋势相对平稳。总体来看,2024年全国电网企业代理平均购电价格为400.71元/兆瓦时,相较于2023年的428.77元/兆瓦时,下降了28.06元/兆瓦时,相较于2022年的418.22元/兆瓦时,下降了17.51元/兆瓦时。各地电价在247-507元/兆瓦时之间波动,显示了不同地区电力市场的差异化特征。
2024年,电网企业代理购电总量相较于2022年和2023年均有所增加。具体来说,2024年的代理购电总量较2022年增长了2.5%,较2023年则增长了7.2%。与代理购电总量增长相反的是,优先上网电量呈现出下降趋势。2024年优先上网电量相较2023年减少749.8亿千瓦时,较2022年减少245.26亿千瓦时。市场化采购电量呈现出大幅增加的趋势。2024年市场化采购电量相较2023年增加963.09亿千瓦时,较2022年增加1837.85亿千瓦时。
表3 2024年全国各地电网代理购电价格
分时电价机制逐步精细化
随着我国电力市场的不断深化和新能源发电占比的持续提升,电力供需结构正经历着前所未有的变革。为了更有效地平衡电力供需、优化电力资源配置并促进新能源的消纳,全国范围内正逐步推行更加精细化的分时电价政策。
目前,我国分时电价类型主要包括尖峰、高峰、平段、低谷、深谷五个时段,不同地区根据自身特点执行着不同类型的分时电价政策。
2024年至2025年2月,14个地区发布了最新的分时电价政策,另有8个地区就新版分时电价机制征求意见。新版分时电价机制主要是在峰谷时段划分、新增或取消尖峰/深谷电价、峰谷浮动比例等方面进行调整。截至2025年2月,全国已有20个省(区)午间时段列为低谷时段,执行谷电电价。
图6 全国各地分时电价时段划分
省级增量配电试点项目取得新进展
截至2024年12月,国家五批次增量配电网试点项目合计459个,已有331个试点项目完成规划编制,360个试点项目完成业主优选,256个试点项目确定供电范围,227个试点项目取得电力业务许可证(供电类)。
2024年,省级增量配电改革试点批复取得突破,合计9个项目,其中安徽批复1个、河南批复2个、四川批复1个、吉林批复5个。
表4 2024年最新批复省级增量配电改革试点
截至2024年12月,全国已有30个省(区、市)明确了源网荷储一体化建设项目超450个,电源总装机超1亿千瓦。源网荷储一体化建设项目排名前十的省(区):河南、青海、新疆、浙江、内蒙古、甘肃、山西、广西、吉林、河北。
图7 截至2024年12月源网荷储一体化建设项目TOP10省份
2025年电力市场发展趋势与展望
2025年,我国电力市场将完成从“增量改革”向“系统重构”的跨越,电力市场迈入3.0时代,新能源、储能、虚拟电厂等新兴主体成为增长引擎。多层次统一电力市场体系初步构建,电力现货市场进入成熟运行阶段,新能源全面入市,煤电加速向“灵活性调节电源”转型,储能市场化发展新阶段已来,电力供需紧平衡态势延续,电力市场交易规模进一步扩大,电网公平开放专项监管时代来临,绿电/绿证交易规模进一步扩大,配电网向“有源双向”智能系统转型……
多层次统一电力市场体系初步构建
根据《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》显示,我国将分“三步走”推动统一电力市场建设。到2025年,将初步建成全国统一电力市场,实现全国基础性交易规则和技术标准基本规范统一。
2025年,“统一市场、协同运作”的电力市场总体框架基本建成,我国跨省跨区市场与省(区、市)/区域市场实现有序衔接、协同运行。电力市场化交易规模显著提高,促进新能源、储能等绿色低碳产业发展的市场交易和价格机制初步形成。监管法规和政策逐步完善,监管效能不断提升。
电力现货市场进入成熟运行阶段
2025年,我国省级现货市场将实现全覆盖,主要表现在于更多成熟运行的现货市场转入正式运行。
2025年2月25日,蒙西电力现货市场宣布转入正式运行,成为我国第5个转入正式运行的电力现货市场。各地区积极探索实践,电力现货市场建设正从试点逐步走向全国。2025年我国电力现货市场建设将迈向更高频次、更广覆盖的常态化运行。从各地现货市场运行情况来看,现货市场电力价格信号能够充分反映不同时段和不同地点的电力供需水平,发用两侧主体主动响应价格信号,发挥了削峰填谷作用。
新能源全面入市:市场化定价时代到来
2025年2月9日,《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,以下简称“136号文”)公布于众,“136号文”明确提出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。这意味着新能源发电从保障性收购、有序入市进入到全面入市阶段。“136号文”是继2021年深化燃煤上网电价市场化改革之后,新能源电价市场化改革迈出的重要一步。
“136号文”明确,存量项目和增量项目以2025年6月1日为节点划分。在此时间之前投产的新能源项目作为存量项目,在此之后投产的新能源项目作为增量项目,分类实施机制电价政策。其中,2025年6月1日以前投产的存量项目,通过开展差价结算,实现电价等与现行政策妥善衔接。2025年6月1日及以后投产的增量项目,纳入机制的电量规模根据国家明确的各地新能源发展目标完成情况等动态调整,机制电价由各地通过市场化竞价方式确定。对于新能源投资企业来讲,为保证已开工建设的存量项目可享受现行政策,这无疑将在2025年上半年引发新能源行业的又一波“抢装潮”。
煤电加速向“灵活性调节电源”转型
我国煤电容量电价机制自2024年1月1日起施行,对煤电实行两部制电价政策,至此,政策实施已一年有余。煤电容量电价机制的建立,有利于推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重为主转型,标志着新型电力系统中体现电力多元价值的价格体系正在逐渐建立。
可以看到,一年来,火电在电力系统中角色正在发生变化,集中反映在年发电利用小时数的下降和机组运行方式的改变。2024年,全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用3442小时,比上年同期减少157小时。我国以风电、太阳能发电为主的新能源发电装机规模达到14.5亿千瓦,首次超过火电装机规模。
强制配储”落幕:储能市场化发展新阶段已来
2025年2月,“136号文”宣布取消将储能配置作为新建新能源项目核准、并网及上网的前置条件。这一政策调整不仅终结了实施近十年的“强制配储”时代,更标志着中国储能产业正式迈入市场化驱动的新阶段。
新能源发电具有随机性、波动性,在新能源全面入市的背景下,储能系统仍是平抑新能源并网波动的有效手段,当新能源与储能从“政策联姻”转向“自由恋爱”,一个更健康、更可持续的能源变革新时代正悄然开启。
取消“强制配储”将推动产业变革,新型储能企业将开启新一轮淘汰赛。可以预见的是,储能行业将面临更加激烈的市场竞争,以及寻求更加多元化的盈利模式。在这场变革中,只有那些具备高质量、高性能和创新能力的储能企业,才能在这场洗牌中脱颖而出,成为行业的佼佼者。
电力供需紧平衡态势延续
预计2025年供需紧平衡态势延续。全年全国全社会用电量同比增长6%左右,全社会用电量规模将突破10万亿千瓦时。迎峰度夏等用电高峰期部分地区电力供需形势紧平衡。
中电联预测,2025年迎峰度夏等用电高峰期部分地区电力供需形势紧平衡。电力供应和需求多方面因素交织叠加,给电力供需形势带来不确定性。从供应方面看,2025年,全国新增电源装机仍然保持快速增长,预计常规电源增量与用电负荷增量基本相当,部分特高压直流工程投产,资源配置能力进一步增强;新能源发电装机占比持续提升,风、光资源及来水的不确定性增加了局部地区部分时段电力生产供应的风险。从需求方面看,2025年我国宏观经济将继续保持平稳增长,将为我国电力需求增长提供稳定支撑。预计2025年迎峰度夏期间,华东、西南、华中、南方区域中部分省级电网电力供需形势紧平衡,通过增购外电、最大化跨省跨区支援等措施,电力供需偏紧局势可得到缓解。迎峰度冬期间,随着常规电源的进一步投产,电力供需形势改善。
电力市场交易规模进一步扩大
新一轮电力体制改革进行的十年来,全国市场化交易电量已由2016年的1.1万亿千瓦时,增长至2024年的6.17万亿千瓦时,十年间增加5.6倍,占全社会用电量的比重由17%提升至62.7%,十年间增长3.7倍。
进入2025年,新能源全面入市参与电力交易,多元主体参与到中长期交易和现货交易,同时随着省间交易通道的打通,将带来电力市场交易规模的扩大,预测2025年,全国市场化交易电量增幅继续保持9%,交易总量将达到6.7万亿千瓦时以上。占全社会用电量的比重保持稳中有升,同比增长1.3个百分点,达到64%。
电网公平开放专项监管时代来临
2025年,电网公平开放迎来专项监管。3月25日,国家能源局发布关于开展电网公平开放专项监管工作的通知。文件明确加强能源行业自然垄断环节监管,开展电网公平开放专项监管。此次专项监管覆盖天津、河北、山西、内蒙古、吉林、上海、江苏、浙江、安徽、江西、山东、湖北、湖南、广西、云南、陕西、甘肃、青海、宁夏等19个省(区、市)电网企业。
监管通过自查——现场核查——整改——总结四阶段形成闭环。明确将电网公平开放作为“加快构建新型电力系统、支撑新型能源体系建设”的重要基础性工作,直指接网工程回购拖延、流程不透明、技术歧视等“卡脖子”问题。通过强化自然垄断环节监管,为新能源、储能、增量配电网等主体扫清接入障碍,不仅直击电网垄断领域的潜在壁垒,更以政策革新释放出对新能源产业向高质效转型的强力驱动信号。
绿电/绿证交易规模进一步扩大
2025年3月,国家发展改革委等五部门发布《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》,明确提出到2027年完善绿证交易制度,到2030年实现绿证市场高效运行,并通过“强制消费+自愿消费”双轨机制扩大需求。
2025年绿电/绿证市场将呈现三大趋势:
交易规模持续跃升:预计全国绿证核发累计量有望突破100亿个,绿证交易量将突破10亿个,绿电交易规模超5000亿千瓦时。
市场主体多元化:更多类型主体深度参与,绿证流通延伸至更多领域。
国际影响力提升:中国绿证有望成为全球碳关税互认的重要凭证。
配电网向“有源双向”智能系统转型
在2024年印发的《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》中,明确配电网高质量发展目标:“到2025年,供电能力合理充裕,具备5亿千瓦左右分布式新能源接入能力”。这意味着2025年配电网承载能力大幅跃升。意见明确,推动配电网在形态上从传统的“无源”单向辐射网络向“有源”双向交互系统转变。主要表现在网架结构、电网承载力、兼容性、数字化与灵活性方面:
网架结构:到2025年,配电网网架结构更加坚强清晰,供配电能力合理充裕;
电网承载力:配电网承载力和灵活性显著提升,具备5亿千瓦左右分布式新能源、1200万台左右充电桩接入能力,实现“源网荷储”动态平衡;
兼容性:有源配电网与大电网兼容并蓄,配电网数字化转型全面推进,开放共享系统逐步形成,支撑多元创新发展;智慧调控运行体系加快升级,在具备条件地区推广车网协调互动和构网型新能源、构网型储能等新技术。
数字化与灵活性:AI驱动的智能调度系统广泛应用,微电网与虚拟电厂成为局部区域供电核心,减少对主干网依赖。
以上节选自《2024年售电行业年度报告》
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2023年,是我国电力体制改革的第八年。这一年,我国加快建设全国统一电力市场体系,多层次电力市场体系有效运行;市场化交易电量稳步增长,占全社会用电量比重进一步提升,市场化交易电量占比超过60%;完成第三监管周期输配电价改革,煤电容量电价机制正式建立;深化绿色电力市场建设,绿证核发实现全
2022年,是我国电力体制改革的第七个年头。这一年,市场化交易电量迅速增长,南方区域电力市场启动试运行,全国统一电力市场体系加速构建,电力现货市场多地开花,绿电交易常态化开展,分时电价在更大范围实施,电网企业代理购电业务稳步进行,售电公司管理更加规范,增量配电项目取证率提高。(来源:
电力改革浪潮席卷而至,2023年,是我国新一轮电力体制改革开展的第8年。8年来,我国电力市场化改革初见成效,多元竞争格局初步形成,电力的商品属性进一步显现,市场优化配置资源的作用增强,市场化交易电量大幅提升。2023年我国电力改革将加速迈入深水区,着力破解电力市场的重点难点,全国统一电力市
2022年是新一轮电力体制改革的第7个年头,综观新一轮电改,多元竞争主体格局初步形成,统一电力市场建设蓝图绘就,市场在优化配置资源中的作用明显增强,市场化交易电量占比进一步提升,电力现货试点从试运行逐步转向全国长周期运行发展,新能源市场化交易占比逐渐提高,省间现货交易通道全面打开,绿
2022年,是我们新一轮电力体制改革开展的第7年。我国电力市场建设将进一步全面提速,必将是我国电力体制改革坚定深入推进的全面开启之年,全国统一电力市场加快构建,新能源市场化交易占比逐渐提升、绿电交易成常态,能涨能跌的电力市场化机制全面建立,省间现货交易通道全面打开,更多市场机会涌现,
为全面回顾分析总结2021年我国售电市场,北极星售电网研究团队精心编制《2021年售电行业年度报告》,现启动报告预订。
进入2021年,电力市场建设步伐进一步加快,市场化交易电量进一步增加。上半年国网经营区各电力交易中心完成电力直接交易电量10154亿千瓦时,同比增长45.8%,减少客户用电成本272亿元,同比增加50亿元。南方五省区市场主体进一步扩大,截至6月底南方区域各省级电力交易中心注册市场主体共计7.85万家,交易参与率达到88.9%。从零售市场来看,南方五省区均已放开售电公司参与市场交易,售电公司代理用户数量占比超95%,代理电量占比近90%,零售市场进一步成熟。
北极星售电网深耕电力市场多年,拥有全面的电力市场交易和售电行业信息,自2019年起,推出售电行业报告。内容简介:2021年售电行业月度报告共12期,报告以文字展示、数据分析为主,辅以生动直观的图表形式展现当月各省份、各类电力交易品种的交易情况、交易价格,帮助您实时掌握了解电力交易动态。报告
北极星售电网《2020年售电行业年度报告》正式发布!2020年,是电力市场化交易程度稳步提高的一年。2020年,国家电网经营区各电力交易中心总交易电量累计完成48011亿千瓦时,同比增长3.1%。其中,市场化交易电量23152亿千瓦时,同比增长9.6%;电力直接交易电量18099亿千瓦时,同比增长10.8%。2020年,省
为回馈一直以来钟爱北极星售电网的粉丝及客户及粉丝,北极星售电网研究团队精心准备,编制了《2021年售电行业月度报告》,解读各省份电改政策、发用电量及装机量、电力交易数据、售电公司入市、售电市场动态变化。内容简介:2021年售电行业月度报告共12期,报告以文字展示、数据分析为主,辅以生动直观
近日,湖北电力交易中心动态更新了《2025年度湖北电力市场化交易百问百答》,详情如下:[$NewPage$][$NewPage$][$NewPage$][$NewPage$][$NewPage$][$NewPage$][$NewPage$][$NewPage$][$NewPage$][$NewPage$][$NewPage$]
2023年5月,国家发改委发布的《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》(以下简称《通知》)为新一轮输配电价改革吹响了号角。在新发布的分电压等级输配电价表中不再包含线损折价,而是将上网环节线损单列,按综合线损率计算用户应采购的线损电量,以其实际购电价格承担线损费用。《通知
当前,我国电力行业面临新的发展形势和环境,新型电力系统建设和电力市场建设不断深化,电价形成机制亟待优化、完善。作为我国新一轮电力体制改革工作的重点任务之首,“有序推进电价改革,理顺电价形成机制”是进一步推进我国电力市场建设,促进新能源资源在更大范围优化配置的重要手段之一。而作为跨
2025年的浙江零售政策非常特殊,每个月全部零售用户面对同样的48点零售分时参考价,再结合自身用电量在这48个时段内的分布,形成自己“独一无二”的零售参考价,最后基于售电公司的套餐类型和零售限价来形成零售电价,也就是平段价格。叠加对应电压等级的输配电价,上网线损费折价,系统运行费和附加基
北极星售电网获悉,4月2日,国家能源局网站针对网民对《分布式光伏发电开发建设管理办法》相关问题的留言进行解答。网民留言选登(二):如有一大型工商业分布式光伏项目,在本新规出台前已按照“自发自用、余电上网”取得备案证及接入方案,但因建设周期原因,未能于5月1日前并网投产,本项目是否需按
为全力保障新能源项目抢抓政策窗口期并网需求,近期,华中能源监管局组织湖北省内电力企业、工程质监机构、行业协会等13家单位,召开推进新能源上网电价市场化改革促进高质量发展座谈会,解读宣贯136号文精神,了解辖区内发电企业落实新能源全面入市政策的影响,研究破解企业急难愁盼问题的有关建议,
北极星售电网获悉,吉林电力交易中心公示2025年第五批电力市场注册售电公司相关信息。2025年4月,按照《售电公司管理办法》(发改体改规〔2021〕1595号)相关规定,吉林电力交易中心受理吉林人众经贸有限公司1家售电公司注册申请。吉林电力交易中心对上述售电公司提交的市场注册申请材料进行完整性核验
北极星售电网获悉,4月3日,甘肃省陇南市人民政府办公室关于印发《陇南市贯彻落实〈甘肃省打造全国重要的新能源及新能源装备制造基地行动方案〉工作任务清单》的通知,到2025年底,全市风电项目新能源装机规模突破100万千瓦,装机占比达到43%左右、发电量占比达到18%左右;新型储能项目取得实质性进展
为加强电力领域国际交流合作、促进电力市场机制创新与完善,中电联人才测评中心经研究,定于6月开展2025年第一期欧洲能源电力市场高级研修班,将有关事项通知如下:一、报名对象电网企业、发电企业、交易及调度机构、研究机构等单位的电力市场从业骨干人员,限30人。二、研修时间和地点(一)研修时间:2
北极星售电网获悉,4月3日,湖北电力交易中心发布关于印发《湖北省虚拟电厂入市服务指南》的通知。文件明确,本指南适用于符合国家和湖北省有关准入条件,满足参与电力市场交易的计量、通信等技术条件,符合信用管理要求,在湖北电力交易中心注册,服从接受电力调度机构的统一调度,接受电力监管机构、
北极星售电网获悉,日前,盐城首家虚拟电厂——国家电投盐城市综合智慧零碳电厂顺利通过江苏省电力交易中心市场化注册审批,并可作为主体参与电力市场交易。据了解,2024年3月,该虚拟电厂正式建成,共聚合用户侧资源28户,接入容量73.5万千瓦,调节能力达14.2万千瓦。当月,该电厂顺利接入新型电力负
北极星售电网获悉,3月31日,安徽电力交易中心发布《安徽电力现货电能量市场交易实施细则》(结算试运行第5.1版)、《安徽电力现货市场结算实施细则》(结算试运行第5.1版)。其中,《安徽电力现货电能量市场交易实施细则》(结算试运行第5.1版)提到,调整独立储能参与市场方式。为防止储能充放电导致
3月份,省间中长期市场按日连续运营,共达成3月月内及4月月度交易114笔,交易规模202亿千瓦时。01达成向家坝、溪洛渡、白鹤滩等大水电增送交易5.4亿千瓦时。02达成灵绍、天中、青豫、陕武等直流配套电源及阳城、府谷、温池电厂增送交易43亿千瓦时。03达成华北、东北、西北等富余电力送华东、华中、西南
对于初学者/入门者来说,电力市场规则有时候不好理解。告诉大家一个窍门,从结算规则开始看,从后往前倒,或许能起到事半功倍的效果。(来源:微信公众号“电力市场那些事儿”作者:郎木晨烟)2024年6月,山东能源监管办督导市场运营机构及相关主体起草编制了《山东电力市场结算实施细则及计算示例(试
1-2月,全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量9502.5亿千瓦时,同比增长0.6%,占全社会用电量比重为61.1%,同比下降0.62个百分点,占电网售电量比重为75.5%,同比下降0.18个百分点。其中,全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为42191.5亿千瓦时,同比增长5.7%。2月份,全国各电力交易中心组
北极星售电网获悉,3月27日,吉林电力交易中心发布关于提醒电力用户参与市场化交易相关事项的告知书,截止目前,仍有部分市场化用户未参与电力市场交易,其中包括部分电力零售用户在2025年未选择售电公司及零售套餐、未签订零售合同。按照吉林省中长期交易规则补充规定,若批发或零售用户未申请办理退
近年来,新疆能源监管办坚决贯彻落实习近平总书记关于新疆工作的重要讲话和重要指示批示精神,按照国家能源局工作安排,围绕中心、服务大局,推动能源规划重大项目落地,强化能源监管行政执法,确保了新疆能源供需总体平稳有序。新疆能源监管办党组将能源保供作为头等大事,认真贯彻落实国家能源局党组
在前述文章中,我们分析的主角基本还是集中式电站,尤其是大型集中式的光伏电站。(来源:微信公众号“黄师傅说电”)风电在全天的出力分布相比光伏项目并不会过于集中,所以在一些火电定价的交易周期都可以搭上高价的便车。如果自身中长期及短期功率预测,现货价格预测做的还不错,那么单靠市场化的收
北极星售电网获悉,3月24日,安徽电力交易中心发布了关于征求《安徽电力现货电能量市场交易实施细则》、《安徽电力现货市场结算实施细则》(结算试运行第5.1版)意见的通知。其中,《安徽电力现货电能量市场交易实施细则》(结算试运行第5.1版)提到,市场申报主体是省调公用燃煤火电机组(10万千瓦及
北极星售电网获悉,海南电力交易中心公布2025年具备参与电力市场交易资格的售电公司名单,截止2025年3月24日,海南电力交易中心完成了22家售电公司交易资格审核,现将审核结果予以公布。详情如下:
北极星售电网获悉,3月21日,海南省发展和改革委员会发布关于进一步推动工商业电力用户直接参与电力市场交易工作的补充通知,其中提到,年用电量50万千瓦时及以上的10千伏及以上的两部制工商业用户,以及新投产的10千伏及以上且报装容量大于1000千伏安及以上的工商业用户,要直接参与电力市场交易。详
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