登录注册
请使用微信扫一扫
关注公众号完成登录
我要投稿
2. 市场成员
2.1概述
1. 市场成员包括市场主体和电力交易机构、电力调度机构。市场主体包括各类发电企业、售电公司、电力用户和电网企业。
2. 有关省(市、自治区)电力交易中心和电力调度机构应配合开展省间交易工作。
2.2发电企业的权利和义务
1. 严格遵守有关法律法规、行业标准以及相关政府电力管理、监管部门的有关规程、规定。
2. 根据交易机构、电力调度机构管理职责范围,服从统一管理。
3. 按细则参与省间交易,签订和履行省间各类交易合同。
4. 获得公平的输电服务和电网接入服务。
5. 严格执行电力调度机构为保证电力系统安全稳定运行而下达的各类安全技术措施。
6. 按规定披露和提供信息,获得市场交易和输配电服务等相关信息。
7. 法律法规所赋予的其他权利和义务。
2.3电力用户的权利和义务
1. 按细则参与省间交易,签订和履行电力交易合同,提供交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他生产信息等。
2. 获得公平的输配电服务和电网接入服务,按规定支付购电费、输配电费、政府性基金与附加等。
3. 按规定披露和提供信息,获得市场交易和输配电服务等相关信息。
4. 服从电力调度机构的统一调度,在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等),按电力调度机构的要求配合安排用电。
5. 遵守相关政府电力管理部门有关电力需求侧管理的规定,执行有序用电管理,配合开展错避峰。
6. 法律法规所赋予的其他权利和义务。
2.4售电公司的权利和义务
1. 按细则参与省间交易,签订和履行电力交易合同,约定交易、服务、结算、收费等事项。
2. 获得公平的输配电服务。
3. 按规定披露和提供信息,获得市场交易和输配电服务等相关信息。
4. 承担保密义务,不得泄露用户信息。
5. 按照国家有关规定,在指定网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺,对公司重大事项进行公告,并定期公布公司年报。
6. 具有配电业务的售电公司服从电力调度机构的统一调度,在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等),按电力调度机构的要求配合安排有序用电。
7. 遵守相关政府电力管理部门有关电力需求侧管理的规定,配合执行有序用电管理,配合开展错避峰。
8. 对于拥有配电网的售电公司,应按照国家、电力行业和所在省(市、自治区)标准,承担配电网安全责任,提供安全、可靠的电力供应,履行保底供电服务和普遍服务,确保承诺的供电质量符合国家、电力行业和相关标准。
9. 对于拥有配电网的售电公司,应按照国家、电力行业和所在省(市、自治区)标准,按需负责配电网络的投资、建设、运营和维护、检修和事故处理,无歧视提供配电服务,不得干预用户自主选择售电公司。
10. 法律法规所赋予的其他权利和义务。
2.5电网企业的权利和义务
1. 严格遵守法律法规、行业标准以及相关政府电力管理、监管部门的规定,保障经营范围内输配电设施的安全、稳定、经济运行。
2. 为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务,作为输电方签订交易合同并严格履行,并对其管辖的输、变、配电设备进行运行管理、检修维护。
3. 落实国家指令性计划、省间政府框架协议、国家下达的年度跨区跨省优先发用电计划,签订并执行厂网优先发电合同,并承担省间电力中长期交易的保底供电职责。
4. 向发电企业、电力用户和售电公司提供报装、计量、抄表、维修、结算、收费、支付等各类供电服务,按规定收取输配电费并承担市场主体的电费结算责任,负责归集交叉补贴,代收政府性基金,并按规定及时向有关发电企业和售电公司支付电费。
5. 在优先发购电和购电侧完全放开前,电网企业作为购电方市场主体代理优先购电的电力用户和未进入市场的电力用户进行省间购电,受其他用户或发电企业委托代理购(售)电方参与省间交易,签订和履行达成的交易合同,承担省间电力交易的保底供电职责。
6. 向北京电力交易中心提供所需的有关信息,包括但不限于:关口表计量、电网规划、输电通道投运计划、输电价格方案、抽蓄电站抽水电量价格上限等信息,并按规定向市场主体披露有关信息。
7. 法律法规所赋予的其他权利和义务。
2.6电力调度机构的权利和义务
1. 按调度规程实施电力调度,负责系统实时平衡,确保电网安全稳定运行。
2. 负责建设、运行、维护和管理调度技术支持系统。
3. 按调度管辖范围负责安全校核,向北京电力交易中心提供安全校核结果及理由、电网设备停电检修安排、输电通道输电能力等信息,配合北京电力交易中心履行市场运营职能。
4. 合理安排电网运行方式,保障电力交易结果的执行。
5. 经国家相关部门授权,在特定情况下暂停执行市场交易结果。
6. 按规定披露和提供电网运行等相关信息。
7. 法律法规所赋予的其他权利和义务。
2.7北京电力交易中心的权利和义务
1. 按细则在北京电力交易中心电力交易平台,组织和管理多年、年度、季度、月度及月内多日等各类省间交易。
2. 拟定细则,并配合相关政府电力管理部门和国家能源局及派出机构对市场运营规则进行分析评估,提出修改建议。
3. 管理省间交易合同,组织签订优先发电合同和各类市场化交易合同。
4. 根据省间交易合同编制年度交易计划和月度交易计划。
5. 负责市场主体的注册及退出管理。
6. 负责提供电力交易结算凭证及相关服务。
7. 监视和分析市场运行情况,负责省间交易平衡分析预测。
8. 经授权在特定情况下干预市场,并立即向相关政府电力管理部门和国家能源局派出机构申报、备案。
9. 建设、运营和维护电力交易平台。
10. 按规定披露和发布信息,保证信息披露及时、真实、准确和完整。
11. 配合开展市场主体信用评价,按授权对市场主体和相关从业人员违反交易规则、扰乱交易秩序等违规行为进行查处和报告。
12. 法律法规所赋予的其他权利和义务。
2.8有关省(市、自治区)电力交易中心、电力调度机构
1. 有关省(市、自治区)电力交易中心应配合北京电力交易中心做好市场主体注册、交易组织、交易结算、信息发布等省间交易相关的交易服务工作。有关省(市、自治区)电力调度机构应配合国调中心做好安全校核及建设、运行、维护、管理电网调度技术支持系统等工作。
3. 市场准入和退出
3.1准入和退出条件
3.1.1准入条件
1. 参加市场交易的发电企业、售电公司、电力用户,应当是具有独立法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的发电企业(电网企业保留的调峰调频电厂除外)、电力用户经法人单位授权,可参与相应市场交易。
2. 市场主体资格釆取注册制度。参与电力市场的发电企业、售电公司、电力用户,应符合国家及开展业务所在省(市、自治区)有关准入条件,并按程序完成注册后方可参与电力市场交易。
3. 发电企业、电力用户等市场主体按政府发布的交易主体动态目录进行注册,售电公司按《售电公司准入与退出管理办法》、《售电公司市场注册规范指引》和开展业务所在省(市、自治区)有关规定履行注册、承诺、公示、备案等相关手续。
4. 原则上,参与市场交易的电力用户、售电公司全部电量进入市场,鼓励发电企业全部电量进入市场,不得随意退出市场,进入市场的电力用户、售电公司取消目录电价。
5. 具体可参与交易的市场主体名单或范围,以北京电力交易中心发布的交易公告为准。
3.1.1.1.发电企业准入条件
1. 依法取得核准和备案文件,取得电力业务许可证(发电类)。
2. 符合国家产业政策,国家规定的环保设施正常投运且达到环保标准要求。
3. 政府明确跨省消纳的发电企业、纳入省政府市场交易主体动态目录的发电企业,以及其他经国家有关部门或省政府同意的可参与省间交易。
4. 发电企业可委托电网企业代理参与省间交易,其中小水电、风电、光伏发电等可再生能源企业也可委托发电企业代理,委托必须签订委托协议。
5. 自备电厂暂不参与省间交易。
3.1.1.2. 电力用户准入条件
1. 列入省(市、自治区)政府市场交易主体动态目录。
2. 符合囯家和地方产业政策及节能环保要求,落后产能、违规建设和环保不达标、违法排污项目不得参与。
3. 拥有自备电源的用户应当按规定承担国家政府性基金及附加、政策性交叉补贴和系统备用费。
4. 委托电网企业、售电公司代理参与省间交易的电力用户,委托必须有委托协议。
3.1.1.3. 售电公司准入条件
1. 按照国家发改委、国家能源局《售电公司准入及退出管理办法》(发改经体〔2016〕2120号)有关规定执行。
2. 完成电力交易平台注册手续,并列入开展业务所在省(市、自治区)准入售电公司名单。
3.1.2退出条件
1. 市场主体有以下情形的,经相关政府电力管理部门和国家能源局及派出机构核实后,应进行整改:
(1) 市场主体违反国家有关法律法规和产业政策规定。
(2) 严重违反市场规则。
(3) 发生重大违约行为。
(4) 恶意扰乱市场秩序。
(5) 未履行定期报告披露义务。
(6) 拒绝接受监督检查。
2. 拒不整改的市场主体将被列入黑名单,按有关规定强制退出市场,有关法人、单位和机构情况记入信用评价体系,不得再进入市场。
3. 退出省间交易的市场主体,由北京电力交易中心或相关电力交易机构对其参与省间市场交易权限进行注销处理,并向社会公示。强制退出的市场主体,应按合同承担相应违约责任,原则上3年内不得直接参与电力市场交易。自愿退出的市场主体,应按合同承担相应违约责任,原则上2年内不得直接参与电力市场交易。
4. 售电公司因运营不善、资产重组或者破产倒闭等特殊原因退出市场的,应至少提前45天以书面形式告知国家能源局或相应派出机构、北京电力交易中心以及电网企业、电力用户、发电企业等相关方。退出之前,售电公司应将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让,并处理好相关事宜。
5. 电力用户无法履约的,应至少提前45天以书面形式告知电网企业、售电公司、发电企业、电力交易机构等相关方,将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让,并处理好相关事宜。
3.2市场注册管理
1. 北京电力交易中心应建立市场注册管理工作制度,由市场管理委员会审议通过后,报国家发改委、国家能源局备案后执行。
2. 市场主体注册申请材料,包括但不限于:
(1) 公司法定代表人(或委托代理人)签署的书面申请,内容包括:申请的交易主体类别,公司名称,公司通信地址、邮政编码、联系人、联系电话、电子信箱地址等。
(2) 公司的企业法人营业执照复印件。
(3) 相应的电力业务许可证复印件(如有)。
(4) 公司最近三年经会计师事务所审计的企业法人年度财务报告或验资报告及国家有关部门规定的其他相关会计资料。
(5) 公司章程、公司股权结构及股东的有关情况。
(6) 发电企业提交所有机组的详细技术参数,包括但不限于:机组装机容量、最大出力、最小出力等。
(7) 发电企业还需提交有关自动化系统、数据通信系统等技术条件满足电力市场要求的证明材料,包括:具备符合计量规则的计量设备,具备电力调度数据网络接入条件,数据网络满足电力二次安全防护条件;接入电力市场技术支持系统的终端设备或系统满足电力二次安全防护条件;电厂需提供远动信息接入及AGC控制能力,并符合所属专业管理的技术标准和《并网调度协议》的要求。
(8) 售电公司提交有关信息,包括但不限于:经营范围、资产总额、拟售电量规模、配网有关情况及关联电力用户有关信息(如有)。
(9) 电力用户及其用电单元提交有关信息,包括但不限于:用电地址、接入电压、计量关口等。
(10) 电网企业提交有关信息,包括但不限于:供电范围、最高电压等级、电网接线图等有关信息。
3. 北京电力交易中心应自市场主体提交注册申请之日起5个工作曰内受理或发出补正通知:
(1) 对申请材料齐备的,应通知申请单位已经受理。
(2) 对申请材料不齐备的,应通知申请单位补齐;申请单位必须自通知发出之日起10个工作日内按要求补全资料,按照规定的格式向北京电力交易中心补充注册申请内容。
(3) 对申请材料不符合要求的,应通知申请单位修改和补充;申请单位必须自通知发出之日起20个工作日内按要求完成。申请单位修改和补充材料的时间不计算在审查工作时限内。
(4) 北京电力交易中心对不予注册的,应当通过电力交易平台通知申请单位并说明理由。
4. 电力交易机构按规定披露相关信息,包括但不限于已注册的发电企业、售电公司和电力用户的名单、联系方式等相关信息。已经在北京电力交易中心和省(市、区,下同)电力交易机构完成注册的市场主体,通过北京电力交易中心与各省电力交易机构的信息交互实现市场主体信息共享。
5. 只参加省间交易的市场主体直接在北京电力交易中心注册;同时参加省间交易和省内交易的市场主体可以自愿选择在北京电力 交易中心或所在省电力交易机构注册,无需重复注册;售电公司 注册按照《售电公司准入与退出管理办法》(发改经体〔2016〕2120号)和《售电公司市场注册规范指引(试行)》执行。
6. 对北京电力交易中心的决定有异议的,申请单位可以在收到处理通知之日起30日内向电力市场管理委员会提请复议。
7. 已通过注册的市场主体,应办理北京电力交易中心技术认可的数字交易证书,由北京电力交易中心或所在省电力交易机构通过电 力交易平台为每一市场主体分配交易权限。
8. 市场主体注册变更,发电企业、电力用户可向原注册地交易中心提出注册变更申请,售电公司注册变更须按照《售电公司市场注 册规范指引(试行)》相关规定执行。有关电力交易中心按照注 册管理工作制度有关规定办理。信息变更包括但不限于:
(1) 因新建、扩建、兼并、重组、合并、分立等导致市场主体股权、经营权、营业范围发生变化的。
(2) 企业更名、法人变更的。
(3) 企业主要产品类型更换的。
(4) 发电企业通过设备改造、大修、变更等,关键技术参数发生变化的。
(5) 企业银行账号变更的。
(6) 其他与市场准入资质要求相关的信息变更等。
9. 出现下列情况之一者,北京电力交易中心应注销其市场主体资 格:
(1) 已注册的市场主体发生破产、关停等变化,应通过电力交 易平台提出申请,经国家能源局派出机构核实后,报原注 册地电力交易机构办理注销手续。
(2) 对违反市场规则、不能继续满足市场准入条件的市场主体, 按规定列入黑名单,并由国家能源局派出机构对其处罚, 由原注册地电力交易机构进行注销处理。
10. 市场主体资格注销后,必须执行下列规定:
(1) 该市场主体必须按规定,停止其在市场中的所有交易及活 动。
(2) 该市场主体必须结清与所有相关市场主体的账目及款项。
(3) 该市场主体应将所有已签订的交易合同履行完毕或转让, 并妥善处理相关事宜。
(4) 该市场主体与其他市场主体存在的争议按照此前合同约定 解决。
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。
5月30日,陕西电力交易中心以现场+线上”会议、视频公众号同步直播的方式组织召开2025年一季度陕西电力市场交易信息发布会。陕西省发展改革委、国家能源局西北监管局相关同志,国网陕西省电力有限公司相关部门同志,发电企业、售电公司、电力用户600余名代表参加会议。会议通报了一季度电力市场运营整
作为新能源行业年度顶级盛会,2025上海SNEC展会将于6月11日在国家会展中心盛大启幕。这场被誉为行业风向标的年度展会,已吸引全球超3500家企业确认参展,38万#x33A1;展览规模将汇聚全球新能源领域的前沿技术与创新成果,为产业高质量发展注入强劲动能。在这场全球瞩目的行业盛事中,数字能源产品及风光
关于召开2025第七届综合能源服务与零碳园区建设大会的通知当前,能源产业生态正经历从“供给侧资源主导”向“需求侧价值创造”的范式跃迁。现代能源服务业通过构建“用户需求-能效服务-价值共享”的新型商业闭环,催生出涵盖规划咨询、系统集成、智慧运维的全周期解决方案。为把握产业变革机遇,北极星
5月28日,水电水利规划设计总院发布《抽水蓄能产业发展报告2024年度》(以下简称《报告》)显示,我国抽水蓄能装机容量连续9年居世界首位,日本、美国分列第二、第三位。在“双碳”目标的引领和驱动下,南方电网公司近年来加大抽水蓄能发展力度,以积极锻造新质生产力推进产业高质量发展,为“两化”协同
北极星售电网获悉,近日,宁夏、湖南两地电力交易中心公示售电公司注销的公告,涉及2家售电公司。详情如下:宁夏电力交易中心关于公示售电公司注销的公告按照《售电公司管理办法》《电力市场注册基本规则》《自治区发展改革委关于开展未持续满足注册条件的电力市场经营主体退市工作的通知》的相关要求
市场注册情况:截至2024年底,江西电力交易平台注册市场主体达到15615家。其中:售电公司69家,发电企业3955家(包括:统调发电企业239家,非统调发电企业3716家),电力用户11590家,电网企业1家。市场结算情况:2024年全年市场化直接交易结算电量1156.65亿千瓦时,结算均价470元/兆瓦时。
按照国家能源局统一部署,近期,湖南能源监管办启动开展2025年湖南电力市场秩序突出问题专项监管。本次监管分为自查自纠、监管处置、总结提升三个阶段,重点聚焦四方面内容:一是市场运营机构独立规范运行情况,重点监管2024年以来市场运营机构独立规范运行和电力市场管理委员会规范运作有关情况。二是
为贯彻落实国家能源局《2025年能源工作指导意见》关于“统筹推进新型电力系统建设,推进虚拟电厂高质量发展”的要求,经省发展改革委、省能源局、浙江能源监管办同意,浙江电力市场管理委员会发布了《浙江省虚拟电厂运营管理实施细则(试行)》(以下简称“细则”),对虚拟电厂主体注册、能力认证、变
《浙江电力领域新型主体市场化响应实施细则(试行)》(以下简称《细则》)经浙江电力市场管理委员会审议和政府审定通过,于4月30日发布。《细则》的发布,标志着新型市场主体可以常态化参与电力市场响应,通过市场唤醒海量可调节资源,有效发挥负荷侧资源在提高电力系统调节能力、促进可再生能源消纳
5月28日14时13分,西北电网新能源发电出力达11124万千瓦,占当时西北电网总发电出力的70.1%。当日,西北电网新能源日发电量达16.21亿千瓦时。这三项数据均创新高。国家电网有限公司西北分部精益化开展实时调度,高频次组织跨区跨省电力交易,用足用满通道能力;密切监视新型电力系统安全运行关键指标,
北极星售电网获悉,5月30日,陕西电力交易中心发布2025年4月省间交易结算情况、市场化发电企业预结算情况、用户侧交易结算情况。详情如下:省间交易结算情况2025年4月,主网外送交易结算电量26.31亿千瓦时,同比减少7.44%;主网外购交易结算电量33.87亿千瓦时,同比增加96.15%。2025年截至4月底,主网
在“双碳”目标的指引下逐步建设新型电力系统,推动能源结构转型,减少温室气体排放,是能源电力行业的重要议题。北京城市副中心以“引绿+赋数+提效+汇碳”为路径推动配电网转型升级;江苏实现基于基准站聚合感知的分布式光伏可观可测;福建莆田湄洲岛奔向“零碳”智慧生活……全国首座“零碳岛”——
5月28日,广东电力交易中心通报2025年6月中长期交易情况,综合考虑6月双边协商交易、月度集中竞争交易(市场用户负荷曲线)、月度分时集中竞争交易结果,6月份月度综合价372.70厘/千瓦时。详情如下:关于2025年6月中长期交易情况的通报一、年度交易情况2025年6月份年度合同均价为390.87厘/千瓦时。二、
北极星售电网获悉,5月28日,湖南电力交易中心发布《湖南省电力中长期交易实施细则(2022版)》第四次修订增补条款的通知,跨区跨省外送中长期交易(以下简称省间中长期交易)采用月结月清方式。湖南省内发电企业参与省间各类交易售出电量时,结算优先等级由高到低依次为:省间应急调度交易合同、省间
随着新型能源体系的加快构建,华中区域能源结构绿色低碳转型正在加快,绿色电力占比逐年提升,今年截至4月底,新能源装机达到1.90亿千瓦,占比43.7%,为第一大装机电源,新能源发电量815亿千瓦时,占比达到23.8%。在《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》的指导下,华中各省绿电交易规则逐步
北极星售电网获悉,5月23日,黑龙江电力交易中心发布2025年4月黑龙江省跨区跨省电力电量交换计划执行情况。数据显示,2025年4月,黑龙江省间联络线计划电量11.18亿千瓦时,实际完成12.54亿千瓦时。其中跨省中长期交易10.80亿千瓦时,实际完成12.16亿千瓦时;省间现货交易0.38亿千瓦时。2025年4月,省间
北极星售电网获悉,5月22日,合肥供电公司通过合肥虚拟电厂完成首笔分布式光伏绿色电力中长期交易,成交电量1000千瓦时,成交均价440元/兆瓦时。据了解,合肥虚拟电厂于2020年2月投运,截至目前接入资源1205.3兆瓦,其中光伏228.22兆瓦,储能站227.4兆瓦,其他可调节负荷749.68兆瓦。本次交易实现了分
北极星售电网获悉,5月16日,河北电力交易中心发布关于2025年5月份电力用户市场注册情况的公告(交易注册〔2025〕055号),根据《河北南部电网2025年电力中长期交易工作方案》(冀发改运行〔2024〕1650号)要求,电网代理工商业用户可按月转为直接交易用户。截至2025年5月15日,119家电力用户在电力交
为深入贯彻落实党的二十届三中全会精神,积极稳妥推进湖南电力市场建设,湖南能源监管办着力加快电力市场运行规则体系完善有关工作。根据工作安排,湖南能源监管办不断构建完善统一完备的“1+N”电力市场规则体系,将对照《电力市场运行基本规则》《电力市场监管办法》等国家政策要求,重点对湖南电力
5月15日,重庆市能源局对彭德代表提出的《关于给予綦江区“疆电入渝”特殊绿电份额的建议》(第0461号)做出答复。其中指出,长期以来,重庆市能源局高度重视綦江区电网网架建设。围绕网架补强、供电能力和承载能力提升等,持续加大电网投资力度,“十四五”以来綦江区配电网项目投资超4亿元。推动省间
北极星售电网获悉,5月19日,贵州省能源局发布关于公开征求《贵州省有序推进虚拟电厂发展的实施方案(征求意见稿)》《贵州省虚拟电厂建设运营管理办法(暂行)(征求意见稿)》意见的通知。到2030年,虚拟电厂应用场景进一步拓展,商业模式不断创新、更加多元,全省虚拟电厂调节能力达到200万千瓦以上
北极星售电网获悉,5月16日,浙江省人民政府发布印发《关于支持人工智能创新发展的若干措施》(以下简称《措施》)的通知。《措施》指出,加强电力配套保障。鼓励符合条件的算力中心参加省内电力中长期交易,与新能源、核电等低价优质电源直接达成交易。贴近万卡算力集群布局分布式可再生能源,通过微
5月30日,2025年4月电力市场化交易电量情况公布。截至2025年4月底,青海电力交易平台共注册市场主体1644家。其中,发电企业813家,同比减少0.5%;售电公司70家,同比减少62.4%;电力用户742家(含电网企业代理购电用户),同比增长8.3%;独立储能企业7家,同比增长133.3%;辅助服务聚合商12家,同比增长20%。
截至2025年4月底,青海电力交易平台共注册市场主体1644家。其中,发电企业813家,同比减少0.5%;售电公司70家,同比减少62.4%;电力用户742家(含电网企业代理购电用户),同比增长8.3%;独立储能企业7家,同比增长133.3%;辅助服务聚合商12家,同比增长20%。4月份,省内电力用户市场化交易结算电量74.8亿千
改革是电力行业发展的核心驱动力之一。进入“十四五”以来,在我国“双碳”目标的提出,以及能源安全韧性的拷问下,新一轮电力体制改革全面提速,为构建新型电力系统探索适配的“软件系统”。根据国家能源局公布的数据,2025年一季度,我国风电光伏发电合计新增装机7433万千瓦,累计装机达到14.82亿千
5月29日,内蒙古自治区发展改革委能源局发布《关于印发深化蒙东电网新能源上网电价市场化改革实施方案》的通知(以下简称《方案》)。《方案》指出,推动新能源上网电价全面由市场形成。新能源项目上网电量全部进入电力市场。在集中式新能源项目上网电量已基本全部进入电力市场的基础上,推动分布式光
北极星售电网获悉,近日,内蒙古自治区发展改革委、能源局发布关于印发《深化蒙东电网新能源上网电价市场化改革实施方案》的通知。在集中式新能源项目上网电量已基本全部进入电力市场的基础上,推动分布式光伏、分散式风电、扶贫光伏等新能源项目上网电量参与市场交易,实现新能源项目上网电量全部进入
《电力辅助服务市场基本规则》(以下简称《规则》)针对辅助服务市场的总体原则、设立流程、品种功能、交易组织、费用结算、市场衔接、风险防范、监管评估等全流程提出了针对性要求,通过构建统一规范的电力辅助服务市场体系,更好发挥电力辅助服务保安全、促消纳、助转型作用。《规则》共十二章六十七
截至2025年3月底,青海电力交易平台共注册市场主体1644家。其中,发电企业813家,同比减少0.5%;售电公司70家,同比减少62.6%;电力用户742家(含电网企业代理购电用户),同比增长8.3%;独立储能企业7家,同比增长133.3%;辅助服务聚合商12家,同比增长33.3%。3月份,省内电力用户市场化交易结算电量78亿千
新电改十年历程中,“双碳”目标和体制改革双轮驱动电力领域新型经营主体完成从政策培育到市场化运营的范式转变。在建设新型电力系统背景下,高比例可再生能源并网引发的系统波动性矛盾与灵活性资源结构性短缺,催生了源网荷储协同调节的刚性需求;而全国统一电力市场体系的制度创新与多层次价格传导机
北极星电力网获悉,甘肃能源公告,2024年,公司通过发行股份及支付现金方式购买控股股东甘肃省电力投资集团有限责任公司持有的甘肃电投常乐发电有限责任公司(以下简称“常乐公司”)66.00%股权,主营业务新增火力发电业务,已发电控股装机容量达到753.97万千瓦,同比增加113%。同时,不断强化对电力中
4月17日从天津电力交易中心获悉,通过6~9月新疆送天津多月省间外送交易,天津市今年迎峰度夏期间新增电量5732万千瓦时。此次交易可进一步夯实天津度夏期间供电保障基础。天津市政府与新疆自治区政府自2016年起每年签订“电力援疆”合作框架协议,天津连续10年通过跨省跨区交易购入新疆电能。截至目前
3月26日,天津电力交易中心组织的“2025年6-9月新疆送天津多月省间外送交易”结果正式发布,出清电量5732万千瓦时。此次省间交易实现了电力资源在更大范围内的优化配置,也为天津度夏期间的电力保供提供强大助力。新疆煤炭储量占全国40%以上,风电、光伏资源全国第二,具备煤电与新能源协同开发条件。
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!