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          電網代理購電會阻礙谷電用戶入市嗎?

          2022-08-19 08:54:50 電聯新媒作者:張驥  點擊量: 評論 (0)
          我國火力發電企業長期以來一直受到市場煤計劃電的困擾,這一矛盾在去年煤價高企時集中爆發。2021年10月12日,國家發改委正式出臺《關于進一...
          我國火力發電企業長期以來一直受到“市場煤”“計劃電”的困擾,這一矛盾在去年煤價高企時集中爆發。2021年10月12日,國家發改委正式出臺《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》發改價格〔2021〕1439號(以下簡稱“1439號文”),要求燃煤發電量全部進入市場,且電價上浮范圍由原來的不超過標桿電價的10%提升到20%,極大地緩解了火電企業越發越虧的尷尬局面。
           
          (來源:微信公眾號“電聯新媒” 作者:張驥)
           
          燃煤發電量全部進入市場的同時,必然要求對應規模的用戶電量進入市場,“1439號文”中也明確規定:“有序推動工商業用戶全部進入電力市場,按照市場價格購電,取消工商業目錄銷售電價。目前尚未進入市場的用戶,10千伏及以上的用戶要全部進入,其他用戶也要盡快進入。對暫未直接從電力市場購電的用戶由電網企業代理購電,代理購電價格主要通過場內集中競價或競爭性招標方式形成”。
           
          “1439號文”的出臺,宣示了中央推進電力體制改革的堅定決心,普遍被業界解讀為電力市場發展的重要里程碑。但如此大規模的用戶從原來的目錄電價體系向市場化電價體系轉變過程中,必然會遇到這樣那樣的問題,尤其是在目前已經開展電力現貨試點的地區,則更加顯得“水土不服”。如果不進一步明晰轉換路徑,則可能引發市場混亂,阻礙電改推進。
           
          在電力現貨市場中,一般采用實時電價體系,即由現貨出清系統,根據市場主體的報量、報價,滾動(一天24點或96點)出清不同時段的電力價格,由于不同時段的電力供需形勢迥異,因此現貨市場中的價格也隨之大幅波動。對于電價敏感的用戶,可根據現貨市場中的實時價格信號,調整用電行為,降低用電成本,并促進節能降碳。
           
          在目錄電價體系中,電網企業為了讓電力用戶的用電行為更加友好,也對電力大用戶的目錄電價進行了峰谷分時設計:高峰時段,電價上??;低谷時段,電價下浮,以鼓勵用電客戶合理安排用電時間,削峰填谷,提高電網的利用效率。但峰谷分時目錄電價是人為事先劃定,且長期不變,不能根據電力供需形勢靈活變化。
           
          目錄電價轉換為電網代購電價后,電網企業依然延續了之前峰谷分時的思路:不管現貨實時價格是什么情況,代購電價一律按照之前的目錄電價峰谷分時系數,對相應時段的電價進行上浮或下調。這導致電網代購的分時電價與現貨實時價格脫節,使谷時段用電比例較大用戶的電網代購電價低于其按照現貨實時電價和中長期交易電價形成的市場化電價。
           
          以山東為例,今年7月份10千伏工商業用戶的低谷時段(0:00-7:00和12:00-14:00為谷時段)電價為0.411元/千瓦時,除去輸配電價和政府性基金及附加后,電能量價格為0.099元/千瓦時。下圖為今年7月份山東日前市場和實時市場的分時均價。
           
          通過比對不難發現,對應時段的現貨分時均價比電網代購的低谷電價要高0.1-0.3元/千瓦時,如果再綜合0.3748元/千瓦時的中長期電量價格,對應時段的市場化結算電價還要更高。雖然筆者以山東舉例,但其他省份這一現象較之山東可能更加嚴重,畢竟山東在現貨試點之后,已經根據現貨市場的價格情況修改過兩次峰谷分時時段。
           
          入市價格倒掛的現象,顯然阻止了谷電大比例用戶入市的腳步,而這一類用戶恰是對電價敏感,有意愿通過柔性負荷、靈活用電降低用電成本的用戶。如果不能入市,不僅是阻礙了市場化電量繼續擴大,還將影響新能源發電的消納,這是因為山東等新能源發電占比較大的省份,現貨低價格時段往往是新能源大發的時段。如現貨實時價格信號不能引導用戶更多地使用清潔電力,這不但沒有實現現貨試點的目的,更與“構建以新能源為主體的新型電力系統”的頂層設計要求不符。
           
          而造成這一現象的原因,主要有兩點:第一,強制的高比例(90%以上)中長期電量,使售電公司大部分的購電價格被中長期電量價格鎖死,無法向用戶傳遞現貨低價時段的價格。為了突破這一限制,山東省在《關于2022年山東省電力現貨市場結算試運行工作有關事項的補充通知(征求意見稿)》中,新增了“可調節負荷分時零售套餐”,“鼓勵可調節電力用戶削峰填谷,售電公司簽訂的可調節負荷分時套餐或費率類套餐單獨統計,不執行中長期偏差收益回收”。即,允許售電公司為有負荷調節能力的用戶購電時,不受高比例中長期電量規則的限制,這顯然是一種十分有益的探索。
           
          第二,則與電網代購電價繼續執行峰谷分時有關,這一點更加重要而且隱患更大。由于目前燃煤發電已基本入市,電網企業為暫時未進入市場的工商業用戶購電時,和售電公司一樣需要在電力市場中交易。通過前文的現貨市場價格分析,我們知道電網企業實際上并不能在電力市場中為谷電用戶購得如此便宜的電量,這部分虧損必須通過峰段用戶的利潤來抵消,如果電網企業不阻礙峰段用戶入市,這種通過峰段用戶補貼谷電用戶的交叉補貼模式顯然難以持續。
           
          筆者認為,既然電力體制改革的方向是“更好發揮市場在資源配置中的基礎性作用”,人為強制規定的峰谷分時時段和電價浮動系數,是對正確形成市場價格信號的嚴重干擾。“電網代理購電”只是電力市場化推進過程中的過渡性、臨時性的購電形態,峰谷分時電價既無必要也無基礎。如果繼續執行,必將導致電網企業購電與售電價格的嚴重割裂,引發市場混亂和國有資產流失。(本文僅代表作者個人觀點)
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          責任編輯:葉雨田

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