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
随着我国电力市场的逐渐推进,电力辅助服务引起了较多的关注。关于辅助服务的交易方式、补偿方式、成本的分摊等,也有些不同的观点,引起了一些争议。其中目前争议最多的就是调峰辅助服务:调峰服务算不算辅助服务?调峰服务市场应该如何设计?调峰辅助服务成本应该如何分摊(可再生能源是否需要承担调峰成本?应该按实际发电量分摊还是按“超额”发电量分摊)?本文从产品交易的一些基本原理出发对这些问题进行一些分析。
(来源:微信公众号“能源研究俱乐部”;作者:华南理工大学教授 荆朝霞)
一调峰服务算不算辅助服务
辅助服务并没有统一的定义。简单的说,辅助服务是为保证电安全、经济地从发电传送到用户,由发电、电网或需求侧资源提供的一些服务,如调频、调压、黑启动等,不同地区、不同市场对辅助服务有不同的定义。辅助服务中的“辅助”是针对基本的能量服务而言的,因此什么服务算辅助服务,与电力市场中基本的能量服务的定义及相关的权利、义务的规定有关。
对于调峰服务来说,算不算辅助服务?要看基本的能量服务中含不含调节的要求。
在以美国PJM为代表的全电量竞价现货市场中,发电企业在日前申报相关数据进行报价,ISO通过安全约束机组组合和安全约束经济调度等形成发电计划。这个发电计划中已经含有机组开停机、发电曲线等信息,发电企业按照能量市场的规定获得相关收益。不同发电企业的负荷率可能不一样,有些高一些,有些低一些,但不需要额外对负荷率低的发电进行补偿。但这并不意味着不同负荷率水平的发电机组获得的收益相同。不同负荷率水平的发电机组的收益是通过不同时间能量市场实时电价的变化来反映、调整的:系统负荷较小的谷时段,电价可能较低(甚至可以为负),而在系统负荷较大的峰时段,电价可能很高,因此调节能力强的机组可以通过在谷时段少发电而在峰时段多发电获得较高的平均电价,调节能力较差的机组如果无法在谷时段减小出力,就要接受较低的电价。这样,通过实时电价的变化,自然引导了发电企业主动参与调峰,而这个调峰就反映在了基本的能量市场出清中,因此不需要一个额外的“调峰”市场。
我国大多数地区尚未建立以分时电价为基础的现货市场,中长期市场中交易的实际是一个较长时间内(大多数地区是月)的电量。也就是说,发电机组在中长期市场中得到的是在一定的时间内发一定数量(千瓦时,兆瓦时)电的合同。但这个电并不是可以随意发,发电企业有义务遵循相关的入网协议、辅助服务管理等规定,如很多地方的辅助服务管理两个细则。
在我国大多数地区的电厂入网协议和辅助服务管理细则中,一般都对发电企业应该承担的辅助服务进行了规定,并区分了“基本辅助服务”和“有偿辅助服务”。基本辅助服务是发电机组接入电网应该无偿提供的服务,不另外进行补偿,而发电机组提供的有偿辅助服务是发电机组提供的基本辅助服务之外的其他的辅助服务。
对调峰服务,我国大多数地区根据发电机组的负荷率水平来规定其基本调峰服务。比如,规定负荷率50%以上的发电调节服务是基本的,不给予另外的补偿,而如果机组的出力在50%以下,则需要另外补偿。
举个例子,如果某30兆瓦的发电机组A在中长期市场中获得了4月份的1000万千瓦时的发电合同,相关的责任义务如下:
调度机构:有义务保证发电企业A在4月份发出1000万千瓦时的电,在机组出力大于15兆瓦水平上可以随便调度。如果在某个时间要求机组A出力水平低于15兆瓦,需要额外付费。
发电机组A:有权利在4月份发出1000万千瓦时的电,但需要遵循调度的调度指令。在出力水平低于15兆瓦时,有权利获得一定的调峰补偿。
在这种情况下,发电机组A提供的出力低于15兆瓦的调峰服务即为深度调峰服务,可以认为是其提供的在发电这个基本服务之外的一种辅助服务,即深度调峰辅助服务。深度调峰辅助服务的价格可以通过不同的方式形成,我们在后面再详细讨论。
注意,在讨论调峰服务的时候,有些专家/文件的含义是包含向上调节、向下调节的完整的调峰服务;而有些专家/文件中的调峰的含义实际仅仅是向下调节,而且对电厂而言仅限于“深度调峰”,即出力低于某个出力水平情况下的向下调节的服务。在我国,大多数省份的调峰辅助服务,实际上指的是深度调峰。本文中,如不另外声明,后面的“调峰”均指深度调峰。
二调峰辅助服务交易的“产品”和需求量
要进行一个市场的分析、设计,首先要明确市场交易的对象,即产品是什么。
调峰辅助服务市场中,交易的产品是“功率调节”或者更准确的说是“下调”这个服务。在一些情况下,比如负荷非常小的情况下,在现有的服务(所有机组出力都高于50%)下,系统无法安全、稳定运行,需要一些机组出力降低出力到50%以下(通过某些用户增加用电也可以解决,这里为了简化分析仅考虑电厂调节的方式)。
市场中对“下调”这个产品的需求量是多少呢?取决于当前的系统状态。在所有机组都在50%的出力水平上,还需要下调多少才能满足系统安全运行的需要?对某个确定的时刻,这个量应该可以计算出来,是一个确定功率值。比如,某系统在某个时段的负荷水平为2000兆瓦,总发电容量为6000兆瓦,则需要调节量1000兆瓦(6000/2-2000)。发电容量中,有30台100兆瓦机组,100台30兆瓦机组。
三卖方市场的设计
调峰辅助服务是由一个集中的机构——电网调度——负责组织的一个市场,调度对调频服务的提供者来说可以认为是单一购买者,而对调频服务的需求者来说又可以认为是单一销售者。所以,调峰辅助服务市场的设计可以分开为两个部分:卖方(供给方)市场的设计和买方(需求方)市场的设计。
(一)基准状态的确定
基准状态就是,发电机组在什么状态下算义务调峰,什么状态下需要额外的补偿?基准状态的确定与基本(义务)调峰服务的定义有关。我国大多数地区对基准状态的确定都是按负荷率进行的,比如出力在50%以上的调峰认为是义务调峰,出力低于50%需要额外补偿。京津冀地区采用了另外一种方式,即按峰谷差率进行判断:发电机组的峰谷差率小于系统的总体负荷峰谷差率,认为是基本的服务,不另外补偿;发电机组的峰谷差率大于系统的总体负荷峰谷差率,认为是额外的调峰服务,得到另外的补偿。
本文主要对第一种方式进行分析,即根据负荷率水平确定基准状态。因此调峰市场的设计需要确定一个基准负荷率,发电机组出力低于这个负荷率时可以得到额外的补偿,补偿的价格由市场决定。基准负荷率的设定需要考虑以下两个大的问题:是否应该对所有的机组设定相同的基准负荷率?基准负荷率应该设定在什么水平?
1.不同机组的基准负荷率
发电机组出力高于基准负荷率时,其调节是义务的、免费的。所以,是否对不同机组设定相同的基准负荷率,主要是一个公平的问题。需要各地根据系统的结构、历史上各类机组的电价和调节要求等确定。比如,在东北的调峰辅助服务市场中,在供热期和非供热期,对纯凝火电机组和热电机组采用了相反的基准负荷率,就是从公平的角度进行的设计。
2.基准负荷率水平
目前,大多数地区的调峰辅助服务市场设计中,将基准负荷率水平定在50%左右。这一方面是考虑与之前的辅助服务两个细则的衔接,另一方面是考虑机组一般在出力在50%以下时成本会增高较多。
山东的调峰辅助服务市场设计中,将基准负荷率设定在70%。而福建将燃煤火电机组定为60%,核电机组定为75%。这种提高的基准实际上会提高市场的效率。
因为大多数火电机组的效率在较大的出力范围内是随出力的增加(负荷率的提高)而降低的。在目前仅仅有下调市场的情况下,在基准负荷率以上的调度大多数是按照等比例等公平原则调度的,而在基准负荷率以下按照调峰的报价进行调度。因此,系统相当于仅进行了单向的优化,即仅在基准负荷率以下进行了优化。提高基准负荷率的水平,可以提高发电调度优化的空间。
(二)调峰服务的购买
对卖方市场,需要考虑的是,购买的是什么服务?这里考虑两种选项:负荷率、功率。
1.负荷率。市场的申报、出清、结算都是按照负荷率来进行的。这是目前我国大多数调峰市场的设计。发电机组申报的是,在基准负荷率以下的不同的负荷率出力水平上,需要得到的补偿。市场出清时,将不同机组相同负荷率水平的报价叠加,得到每个负荷率水平上的总报价,最终市场出清得到一个负荷率水平和市场出清价格。最终中标的、入围提供调峰服务的机组,负荷率水平是相同的(或在同一个等级)。
2.功率。目前尚未看到这种设计。这种设计下,和常规的能量市场报价、出清没有太多的区别,每台机组申报在基准负荷率下降低不同的出力需要得到的补偿,市场出清的是每个发电机组具体“下调”的量以及一个统一的价格。这种方式下,最终中标的、入围提供调峰服务的机组,负荷率可能是不同的。比如,调节能力大、调节成本低的机组,负荷率水平可能比调节能力小、调节成本高的机组的负荷率更低。
3.两种方式的比较。可以证明,在按下调的功率进行交易的方式下,最终可以实现不同机组调峰的边际成本相等,从而实现系统调峰成本的最小。按负荷率进行报价的情况下,无法实现系统调峰成本的最小。
四买方市场的设计
买方市场设计中,首先需要考虑的是,谁是调峰辅助服务的买方?谁需要为调峰辅助服务付费?这与整体系统、市场的权利、责任、义务等的界定有关。
在本轮电力体制改革前,厂、网分开,电网公司从用户按政府核定的目录电价收费,向电厂按政府核定的上网电价支付。政府核定每个电厂年度的发电计划。这种情况下,由于用户是按照政府核定的固定的目录电价缴纳电费,而这个目录电价中已经包含了电厂、电网的所有费用,包括基本的发电费用,以及进行各种辅助服务的费用。因此,发电企业提供的辅助服务,包括基本辅助服务之外的需要补偿的辅助服务,都不应该由负荷承担。
这种模式下,所有发电企业有义务负责系统的平衡和稳定。辅助服务市场的设计,主要是解决不同发电机组承担的、提供的辅助服务的数量和质量不一样的问题。这也是为什么目前我国大多数地区的辅助服务由发电侧承担的原因。
电力市场改革后的情况比较复杂,成本应该如何分摊并没有绝对的最优方案,具体的选择取决于系统的具体情况。
1.调峰成本由用户承担。最简单的是按邮票法,按用户的用电量比例分摊调峰成本。
2.调峰成本仍然由所有发电机组承担。这又有两种情况。
1)所有发电机组按各自总发电量的比例分摊调峰成本。这种情况下,如果所有发电机组都参与了分摊,而且所有发电机组都进入了中长期电量市场,则这种方法与将调峰成本分摊给用户是一样的,因为发电机组如果需要承担额外的调峰成本,其在能量市场中的报价就会提高(或者说降价幅度减小),所以最终调峰成本还是由用户承担。当然,如果有部分电厂未进入中长期市场、市场对电厂的报价有最高限价、有部分电厂未参与调峰成本的分摊,这些情况都会造成最终的结果和直接分摊给用户方案的一些差别。
2)按照某种修正方法修正后的发电量分摊调峰成本。也就是说,分摊调峰成本不是依据发电机组总的发电量,而是基于调整后的某种发电量。比如,很多市场中按所在时段机组出力超过基准负荷率对应的发电量的值进行分摊。对可再生能源机组,一些市场还考虑往年的发电情况(是否完成保障性发电计划)。这种方法存在的一种问题是,需要分摊调峰成本的电量减小,相应的单价会升高。一般会设定最高价格,并规定分摊的价格超过一定值时的处理方法。
3)两种方法的比较。不同方法的区别体现在对相关责任、权利、义务的考虑不同。第一种方法,认为电厂具有出力水平高于基准负荷率的权利,此外没有其他的义务。对于机组在基准负荷率以上的不同的出力、负荷率水平不进行区分和补偿。调峰是由负荷曲线的峰谷差过大造成的,应该由负荷承担。在目前无法另外向用户收费的情况下,调峰成本由所有机组按照发电量的比例分摊,如上所述,相当于按邮票法分摊给了用户。第二种方法,则认为电厂除了具有出力水平高于基准负荷率的权利,不同的机组具有在相同或相似的负荷率上发电的权利。也就是说,不能让某台(某些)机组的出力水平高,而另外一台(一些)机组的出力水平低。因此,如果机组的实际出力水平不同,则需要承担不同的调峰成本。对可再生能源机组的调峰成本的分摊方式,主要也是考虑其具有的权利。一般认为其具有按照政府核定的保障性发电量发电的权利,如果上一年发电不足,则本年度减少其需要承担的调峰成本。
五总结
本文从市场设计基本理论的角度对我国目前的调峰辅助服务市场的产品设计、交易方式、定价方式、成本分摊方式等进行了讨论。市场设计的一个基础,或者说首要的内容是明确各方的权利、义务和责任。这不仅仅是技术问题,更多的是政策问题,影响到不同市场主体的利益的分配问题,需要在政府等相关机构的协调下通过协商、讨论等确定。在相关权利、义务和责任明确的情况下,对不同市场设计方面评判的依据就是效率。市场效率的一个基本原则是边际原则,即使得所有生产者的边际成本相同,等于消费者的边际效益。对我国目前阶段的调峰辅助服务,有以下结论或建议。
1)深度调峰服务是在缺乏分时的现货市场的情况下的一种特殊的辅助服务。
2)基准负荷率的选取一方面是要考虑对不同机组的公平,另外一方面要尽量增加优化调度的可优化空间。从增加优化空间的角度,可以适当提高基准负荷率水平。
3)从提高市场效率的角度,可以将调峰的报价从按“负荷率”报价转为按下调功率报价,以便实现更优的调峰调度,降低调峰成本。
4)调峰成本不同的分摊方法各有其优缺点。在间歇性可再生能源比例增加,调节需求增大的情况下,根据发电机组不同的负荷率承担不同的调峰成本是一种可行的思路,但可能存在分摊价格高、波动大等问题。
5)大多数省份已经开始了中长期电力交易市场,部分省份开始了现货市场的建设。需要尽快在用户侧电价中增加辅助服务相关的项目,以便逐渐理顺相关交易和价格机制。
原文首发于《电力决策与舆情参考》2019年3月1日第8期
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28日至29日,国家能源局2025年电力市场建设能力培训班暨电力市场建设工作座谈会在云南昆明举办。国家能源局党组成员、副局长宋宏坤出席会议并讲话。会议指出,新一轮电力体制改革以来,电力市场建设取得积极成效,市场化交易规模持续扩大,市场制度规则体系加速成型,市场功能持续深化,中长期、现
5月22日,由北极星电力网主办的“2025第三届虚拟电厂运营与未来发展研讨会”在安徽合肥盛大召开。本次大会以“破界聚能,智领未来”为主题,汇聚了行业主管部门、权威智库、领军企业及优秀实践代表,共同探讨虚拟电厂的发展趋势、技术创新及落地应用。西安广林汇智能源科技有限公司(以下简称“广林”
北极星售电网获悉,5月29日,重庆市能源局发布关于市六届人三次会议第0840号代表建议办理情况的答复函。文件明确,2022年以来,在大家共同努力下,重庆市新型储能项目建设取得快速发展,截至2024年底,全市装机项目规模达到156万千瓦/315万千瓦时,总投资约48亿元,为我市电力保障发挥和可再生能源消纳
北极星售电网获悉,5月27日,安徽电力交易中心发布2025年4月华东调峰市场安徽购买调峰费用分摊统计结果的通知,详情如下:
一靴子落地,峰谷套利空间压缩,工商业储能进入博弈新阶段江苏省发改委发布《关于优化工商业分时电价结构促进新能源消纳降低企业用电成本支持经济社会发展的通知》(苏发改价格发〔2025〕426号)正式生效,储能电站峰谷套利收益腰斩,江苏储能行业面临着前所未有的挑战。不仅是江苏,越来越多的省份也
在“双碳”目标驱动下,新能源装机占比已突破35%,但风光电的间歇性与电网刚性需求矛盾日益凸显。当行业焦点从“装机竞赛”转向“消纳能力”,电力辅助服务——这一曾被忽视的万亿级市场,正成为新能源企业、投资者和电网运营商的必争之地。本文一起探讨电力辅助服务(调峰、调频、备用、爬坡)四大核
在电力现货市场全面铺开、需求侧管理政策密集出台的背景下,虚拟电厂正经历从政府邀约向市场化运营的深刻转型。近年来,各地积极开展虚拟电厂的探索实践,推动其应用场景实现裂变式拓展,在促进能源高效利用、提升电力系统灵活性等方面展现出巨大潜力。(来源:北极星售电网作者:北极星)2025年5月23
5月16日,四川能源监管办组织召开四川电网2025年厂网联席会暨电力市场秩序突出问题专项监管工作启动会。国网西南分部、国网四川省电力公司、四川能源发展集团有限责任公司、四川电力交易中心、25家发售电企业等单位负责人参加会议。四川能源监管办负责同志出席会议并讲话。会议安排部署了2025年电力市
对于现代能源体系来说,传统电力系统好比一条条宽阔的“主动脉”,能源单向流动,稳定却稍显笨重。一旦遇到极端天气、设备故障,可能会“牵一发而动全身”,引发大面积停电事故。同时,随着新能源快速发展,大量风光分布式新能源涌入电网,从而导致传统电网“消化不良”,这就促使微电网应运而生,它是
湖南能源监管办立足湖南能源转型关键阶段,创新实施“规划监管筑基、评价体系引路、市场改革赋能”三大举措,助力湖南构建新型电力系统。一是强化规划建设监管,筑牢新型电力系统根基。坚持发挥规划对电力发展的引领作用。在煤电领域,严格执行煤电项目全过程监管,推动优化煤电布局和灵活性改造,提升
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
近日,国家发改委、国家能源局印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》。政策直指单一利用公用电网方式下的高比例新能源消纳困境和碳壁垒,提出“主网和微网协同发展”的思想,同时带动发电、用能和电网体系的结构性变革,将对我国能源体制、市场规则和企业角色带来全方位转变。政策背景:促进
根据国家能源局数据显示,2023年全国弃风电量约120亿千瓦时,弃光电量约35亿千瓦时;2024年弃风电量约43.5亿千瓦时,弃光电量约12.4亿千瓦时,弃风弃电现象依旧严峻。当新能源遇上钢铁洪流,一场“绿色电力的拯救行动”正在湖北上演。弘奎智能旗下“易能宝虚拟电厂”如何让传统高耗能钢厂化身新能
北极星售电网获悉,5月27日,安徽电力交易中心发布2025年4月华东调峰市场安徽购买调峰费用分摊统计结果的通知,详情如下:
随着《南方区域电力市场运行规(试行,2025年V1.0版征求意见稿)》正式落地,广东、广西、云南、贵州、海南五省(区)的电力交易体系迎来历史性重构。这场覆盖2.5亿人口、年用电量超万亿千瓦时的“电力市场大整合”,不仅是中国统一电力市场的关键一步,更暗藏新能源消纳、储能收益、跨省交易等核心投
北极星售电网获悉,5月22日,新疆自治区主席艾尔肯·吐尼亚孜主持召开自治区政府常务会议。会议指出,要锚定新疆在国家全局中的战略定位,加快打造以新能源为主体的新型电力系统。要优化调峰辅助服务交易和价格机制,支持有条件的企业通过源网荷储一体化等方式开展绿电直连试点,逐步提高绿电消纳比例
车网互动是指电动汽车通过充电桩与电网进行能量双向互动,本质是用户使用电动汽车参与电力系统需求侧响应从而创造系统调节价值并获得一定经济补偿。按照功率流向划分,车网互动可以细分为单向功率互动和双向功率互动。单向功率互动也称作有序充电或智能充电,是指通过分时电价机制引导电动汽车调整充电
随着2024年报及2025一季报全面披露,已释放出明显的前瞻信号,能源领域基础稳、优势多、韧性强、潜能大。Wind数据显示,2024年电力板块整体表现稳健,总营收为1.8256万亿元,各细分行业均有不同程度的增长。这也意味着在用电需求增长、新能源快速发展、火电成本改善和一系列政策支持下,电力板块的收入
5月9日,湖南省启动负荷侧可调节资源参与调峰辅助服务市场交易,省内2家虚拟电厂以独立市场主体身份首次参与交易,标志着湖南省虚拟电厂进入市场化发展新阶段。近年来,湖南省新能源装机规模不断扩大,目前已超3300万千瓦,新能源发电需求与用电需求不匹配导致消纳困难,电网运行压力日益增大。国网湖
明晰规则、凝聚共识,构建电力辅助服务市场新生态中国电力科学研究院冯树海随着“双碳”目标推进,风电、光伏等新能源装机占比快速提升,截至2024年底,我国新能源装机容量已突破14.5亿千瓦,占电力总装机的43%。新型电力系统的高比例新能源和高比例电力电子设备“双高”特征进一步显现,面临着电力系
储能后市场时代正在到来,产业链企业准备好了吗?储能“后市场”时代正在到来。何为储能后市场时代,业界普遍认为,以新能源全面入市的“136号文”为重要节点,以储能运营、运维等为特征的后市场加速到来。从运营角度看,136号文之后,储能项目的收益从依赖“容量租赁费+行政补贴”转向市场化交易,包
北极星售电网获悉,安徽电力交易中心发布2025年3月华东调峰市场安徽购买调峰费用分摊统计结果的通知,详情如下:[$NewPage$][$NewPage$]
日前,可再生能源开发商ACEnergy公司表示,该公司计划部署的350MW/770MWh的LittleRiver电池储能系统申请已经得到澳大利亚维多利亚州政府的快速批准。该项目是维多利亚州政府通过“开发促进计划”途径选择加速审批的最新项目。该计划在去年将覆盖范围扩大到包括可再生能源发电项目,旨在加快维多利亚州
日前,根据欧洲光伏产业协会发布的一份研究报告,欧洲电池储能系统部署量持续刷新纪录,但仍需采取更多举措来加速部署。欧洲光伏产业协会表示,在三种模拟情景下,电池储能系统部署规模都将实现显著增长,但仍无法满足市场需求。日前,来自全球各地的太阳能、储能和电动汽车行业厂商代表参加了在德国慕
电力市场化改革的目的就是让电力回归商品属性,在购电侧和售电侧形成充分的竞争,以实现发现电力真实价格的目的。整个电力市场可以划分为批发侧市场和零售侧市场,每个市场的买卖主体不同,但也会有像售电公司或虚拟电厂这样的二元主体。不过最终的卖方依然是批发侧的发电企业,而最终的买方就是工商业
北极星售电网获悉,吉林电力交易中心公示2025年第十二、十三批电力市场注册售电公司相关信息。吉林电力交易中心受理2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,现将企业名单及基本情况予以公示。本次公示售电公司目录如下:
北极星售电网获悉,河北电力交易中心公示售电公司市场注销的公告(交易注册〔2025〕065号),河北辰睿盛新能源科技有限公司等三家售电公司由于企业自身原因,自愿退出电力市场,申请注销河北电力交易中心及推送的省(区、市)电力交易中心交易平台的市场注册。经核实以上售电公司未在河北电力交易中心
北极星电力网获悉,五大发电“旗舰”上市公司——华能国际、华电国际、大唐发电、国电电力、中国电力2024年报,披露了未来的发展战略及经营计划。整理如下:华能国际》》》》》一、发展战略华能国际全面贯彻“创新、协调、绿色、开放、共享”的新发展理念,坚持以质量效益为中心,统筹能源安全和绿色发
“绿电直连”11类应用场景测算(来源:微信公众号“孙小兵”作者:孙小兵)2025年6月4日2025年5月,国家发展改革委、国家能源局印发了《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》(发改能源〔2025〕650号)(以下简称“650号文”)。作者结合近期在零碳园区策划上的实践和思考,对绿电直连专线缴纳输
龙虎榜出手解析:本月龙虎榜成交量最高两笔为买方,其余均为卖方;最大单成交量较上月略有回升,但龙虎榜平均成交量较上月整体回落6.3%;本月大单价格分布较为集中,与全月均价价差最大仅-1.27元/兆瓦时;大单出现轮次较为集中,有三笔大单均在第15轮成交。龙虎榜成交时间分布:本月龙虎榜前6笔成交时
6月4日,国家能源局印发关于组织开展新型电力系统建设第一批试点工作的通知。《通知》提出,聚焦新型电力系统有关前沿方向,依托典型项目开展单一方向试点,依托典型城市开展多方向综合试点,探索新型电力系统建设新技术、新模式,推动新型电力系统建设取得突破。坚持重点突破,先期围绕构网型技术、系
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电力的70.1%。当天,西北电网新能源日发电量达到16.21亿千瓦时。这三项数据均创新高,标志着西北电网新能源发电水平取得新突破。国家电网有限公司西北分部多措并举推动新能源高效利用。该分部提前精准预测新能源发电大发过
6月3日,国家能源局召开南方区域电力市场建设专题会,听取5月结算试运行总结和6月转入连续结算试运行前的准备情况汇报,并交流相关意见。国家能源局党组成员、副局长万劲松主持会议并讲话。会议指出,区域电力市场建设是全国统一电力市场建设的关键任务,南方区域电力市场进入连续结算试运行是全国统一
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!