市场用户可通过参与省内或跨省交易等渠道获得自己想要的电能产品;后者主要通过电网购电的途径,缺乏其他购电途径,是电能商品与价格的接受者。
需求侧互济交易是由保供能力富余省(以下简称“富余省”)的虚拟电厂、可调节负荷等需求侧资源主动减少用电负荷,向电力缺口省(以下简称“需求省”)让渡电能的跨省交易。
《实施细则》明确跨区跨省交易在执行过程中形成的偏差电量分为责任偏差电量和波动偏差电量。在《上版实施细则》中,仅对责任偏差结算进行了规定。...二《实施细则》修订的主要特色完善了跨区跨省交易的基本要求。一是明确了市场运营的时间要求。《实施细则》首次明确市场交易公告发布即表示市场开市,交易时间安排在工作日北京时间9:00至17:00。
三、厘清优先顺序,资源配置更加高效在旧版《实施细则》中,对于交易执行优先级的规定简单概括为“跨区跨省优先发电合同交易优先保障完成,清洁能源优先于清洁能源与常规能源打捆交易、优先于其他跨区跨省交易,约定电力曲线的交易合同执行优于未约定电力曲线的交易合同
北极星售电网获悉,北京电力交易中心印发《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则(2024年修订稿)》。《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则(2024年修订稿)》于2024年4月29日经北京电力交易中心市场管理委员会全体会议审议表决全票通过
东北能源监管局分管负责同志对应急演练进行点评,并要求提高政治站位,推动电源增发稳供,提升设备健康水平,加强跨区跨省交易组织,全力以赴保障电力安全可靠供应。
但绿电跨省交易在实际操作层面还存在诸多难点。据自然资源保护协会项目主管黄辉介绍:“首先,交易程序相对复杂以及‘点对点’交易渠道不够通畅,影响电力交易效率。...“尤其是对于跨省交易而言,绿电资源分布的广泛性、涉及的省份众多以及地理位置的相对偏远等因素不利于形成长期且稳定的绿电交易合作机制,如何解决这些问题是下一步工作的重点。”
中国过去较大程度上依靠省电网实现电力平衡,跨省交易与调度的扩大会提出多项要求,从局部系统的优化转向更为全局的优化。四是要有一系列好用的预测模型和优化模型。
跨省交易有效促进新能源消纳。今年一季度,青海新能源发电量127.3亿千瓦时,同比提升20.4%,一季度新能源发电量占发电总量的51.3%,成为全国率先实现新能源发电量超50%的省级电网。
2025年,实现中长期电力互济交易更高频次的连续运营,推动各类调节性资源参与跨省交易,扩大绿色电力跨省消纳规模,促进新能源高水平消纳,不断培育负荷侧可调节资源主体,扩大负荷侧可调节资源跨省交易规模。
需求侧互济交易是由保供能力富余省(以下简 称“富余省”)的虚拟电厂、可调节负荷等需求侧资源主动 减少用电负荷,向电力缺口省(以下简称“需求省”)让渡 电能的跨省交易。需求侧互济交易日前开展。
国网西北分部协同国网陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆电力,依托北京电力交易平台,开展2024年4-12月份甘肃青海宁夏新疆送陕西跨省绿色电力集中竞价交易,成交电量34亿千瓦时,这是西北电网首次开展多省份集中竞价跨省交易
近日,西南区域2023年度电力市场交易信息发布会在重庆万州召开,能源监管机构、北京交易中心、国网西南分部、四川重庆西藏三省交易中心及有关发电企业,共70余人参加了会议。会上通报了2023年电力生产及电力市场运营情况
三是完善市场规则拓展跨省交易。修订“两个细则”和市场交易规则,推动跨省中长期交易由厂网交易拓展到电厂与售电公司、电力用户直接交易,指导省市间开展可中断交易,有效发挥保供稳价基本盘作用。
不改变国家和省级地区现行可再生能源消费统计制度,参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易对应的电量,按物理电量计入受端省份可再生能源消费量;未参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易、但参与跨省绿证交易对应的电量,按绿证跨省交易流向计入受端省份可再生能源消费量
另一方面,强调各地区不得采取强制性手段限制绿证跨省交易,避免绿证惜售。三、加强绿证与碳排放管理衔接,有效拓展绿证应用场景《通知》进一步加强绿证与节能降碳管理、碳排放核算、产品碳足迹等方面的衔接协调。
不改变国家和省级地区现行可再生能源消费统计制度,参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易对应的电量,按物理电量计入受端省份可再生能源消费量;未参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易、但参与跨省绿证交易对应的电量,按绿证跨省交易流向计入受端省份可再生能源消费量
而“不得限制绿证跨省交易”则对应了上个月底国家能源局召开的发布会内容——国家能源局市场监管司副司长刘刚在回答记者“当前市场建设难点”提问时答,“2023年,我国统一...各地区不得采取强制性手段向企业简单摊派绿证购买任务,不得限制绿证跨省交易。绿证交易价格由市场形成,国家发展改革委、国家能源局加强价格监测,引导绿证交易价格在合理区间运行。
不改变现行可再生能源消费统计制度基础,对于参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易对应的电量,按物理电量计入受端省份可再生能源消费量;对于未参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易、但参与跨省绿证交易对应的电量,按绿证跨省交易流向计入受端省份可再生能源消费量
不改变国家和省级地区现行可再生能源消费统计制度,参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易对应的电量,按物理电量计入受端省份可再生能源消费量;未参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易、但参与跨省绿证交易对应的电量,按绿证跨省交易流向计入受端省份可再生能源消费量
各地区不得采取强制性手段向企业简单摊派绿证购买任务,不得限制绿证跨省交易。绿证交易价格由市场形成,国家发展改革委、国家能源局加强价格监测,引导绿证交易价格在合理区间运行。...不改变国家和省级地区现行可再生能源消费统计制度,参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易对应的电量,按物理电量计入受端省份可再生能源消费量;未参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易、但参与跨省绿证交易对应的电量,按绿证跨省交易流向计入受端省份可再生能源消费量
该公司充分利用省内电力旺盛、华东区域购电需求高涨的有利发电形势,加强电力营销管理,收集市场信息,紧盯跨区跨省交易机会,积极参与外送华东跨省交易,确保市场交易份额不低于装机份额;坚持“抢前不抢后”的策略,
海南首批跨省交易绿电190万千瓦时,实现供港供澳“零”突破。
2.跨区跨省交易情况截至2023年底省间交易外购电电量359.72亿千瓦时,同比增长6.35%。通过省间交易消纳省外新能源电量80.64亿千瓦时,同比增长2.48%。
围绕年度目标,加强电量交易管理,积极参加年度、月度、月内交易,确保市场交易份额不低于装机份额;盯紧跨区跨省交易机会,积极参与外送华东和外送广东等跨省交易;坚持“抢前不抢后”的策略,将年度发电量细化分解,