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
近日华东能监局发布关于公开征求《华东电力调峰辅助服务市场运营规则(修订稿)》意见的公告,公告中提出电化学储能电站分段申报日前96点调峰(充电)“电力-电价”曲线,申报电价的最小单位为1元/兆瓦时,申报电力的最小单位为50兆瓦,不足50兆瓦部分按单段申报,分段报价时须按照价格递减方式逐段申报。
按照发电机组、电化学储能电站调峰情况分摊调峰辅助服务费用的,购入调峰辅助服务费用由电网企业向所有消纳的发电企业、电化学储能电站分摊。
跨省输电费由卖方发电企业、电化学储能电站承担,按相关规定执行。
卖出调峰辅助服务电化学储能电站如果仍处于放电状态,则费用结算与发电机组相同。如果处于充电状态,卖出调峰辅助服务电化学储能电站(充电)费用结算=出清中标充电电量×(出清电价+输配电价+政府性基金及附加),由卖出调峰辅助服务电化学储能电站向电网企业支付。
原文如下:
关于公开征求
《华东电力调峰辅助服务市场运营规则(修订稿)》
意见的公告
为贯彻落实《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)等文件要求,结合华东电力调峰辅助服务市场运行情况,我局对《华东电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》(华东监能市场〔2018〕102号)进行了修订,形成《华东电力调峰辅助服务市场运营规则(修订稿)》,现向社会公开征求意见。欢迎有关单位和社会各界人士提出宝贵意见建议。此次征求意见的时间为2021年12月1日至2021年12月31日。相关意见建议请传真至021-63372330。
附件:华东电力调峰辅助服务市场运营规则(修订稿)
第一章总则
第一条为保障华东电网安全运行,缓解华东电网各省(市)调峰资源不均、部分省(市)调峰资源不足问题,建立市场化的电力调峰辅助服务跨省调剂机制,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,全面提升华东电网消纳清洁能源能力,特制定本规则。
第二条本规则依据《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9 号)及其相关配套文件、《电力监管条例》(国务院令第432号)、《国家能源局关于印发2017 年能源体制改革工作要点的通知》(国能法改〔2017〕80号)、《国家能源局关于印发〈完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案〉的通知》(国能发监管〔2017〕67号)、《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场〔2006〕43号)、《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)以及国家相关法规政策制定。
第三条华东电力调峰辅助服务市场为负备用市场,通过市场化方式实现负备用跨省调剂。省(市)电网在省(市)内调峰资源无法满足电网运行需求时,通过华东电力调峰辅助服务市场购买省(市)外调峰资源。
第四条华东电力调峰辅助服务市场坚持市场化导向,坚持“公开、公平、公正”原则,确保市场运作规范透明。
第五条国家能源局华东监管局(以下简称华东能源监管局)负责华东电力调峰辅助服务市场的监督与管理。国家电网有限公司华东分部调度控制中心(以下简称华东网调)负责华东电力调峰辅助服务市场的日常运行。
第六条在省(市)电网出现日前预测调峰资源不能满足电网运行需求时,由需求省(市)调度机构触发启动华东电力调峰辅助服务市场。
第二章市场成员管理
第七条华东电力调峰辅助服务市场主体
(一)买方:调峰资源不足的省(市)电网企业。
(二)卖方:调峰资源富足省(市)、省级及以上电力调度机构调度管辖所有调峰能力不低于额定容量50%的30万千瓦及以上燃煤火电机组、电价市场化的抽水蓄能机组及电化学储能电站,适时扩大至其它发电机组。
(三)输电方:相关电网企业。
第八条发电企业、电化学储能电站职责
(一)根据发电机组最低技术出力、电化学储能最大充放电能力、省(市)调度机构安排的发电(或充电)曲线及满足电网安全约束的可售容量进行报价。
(二)负责建设、运行和维护华东电力调峰辅助服务市场电厂侧报价终端。
(三)执行市场出清结果。
第九条电网企业职责
(一)为市场主体提供公平的电网接入服务和输配电服务。
(二)国家电网有限公司华东分部(简称华东分部)负责分别与卖方所在电网企业和买方电网企业结算。
(三)华东分部和卖方所在电网企业按照现行结算关系负责与中标机组结算。
(四)根据能源监管机构确定的费用分摊原(细)则,将调峰辅助服务费用分摊至与相关发电企业、电化学储能电站。
第十条调度机构职责
(一)华东网调负责建设、运行和维护华东电力调峰辅助服务市场技术支持系统。省(市)调度机构负责建设、运行和维护华东电力调峰辅助服务市场省(市)侧配套技术支持系统。
(二)华东网调负责按市场规则运营华东电力调峰辅助服务市场。省(市)调度机构配合华东网调运营华东电力调峰辅助服务市场。
(三)省(市)调度机构负责日前发用电平衡预测,在预计调峰资源不足时申报调峰购买需求。
(四)华东网调、省(市)调度机构负责核定参与市场机组的可售容量,考核中标机组的执行情况。
(五)华东网调、省(市)调度机构负责调度管辖范围内电网安全校核。
(六)华东网调、省(市)调度机构负责披露和提供信息。
第三章报价与出清
第十一条买方省(市)电网企业申报日前的调峰购买需求96点曲线,申报电力的最小单位是50兆瓦。
第十二条卖方发电企业、电化学储能电站分段申报日前96点调峰(充电)“电力-电价”曲线,申报电价的最小单位为1元/兆瓦时,申报电力的最小单位为50兆瓦,不足50兆瓦部分按单段申报,分段报价时须按照价格递减方式逐段申报。
第十三条华东电力调峰辅助服务市场采用统一边际电价出清机制,分96点出清。
(一)将每个时段卖方发电企业、电化学储能电站申报电价从高到低排序,直至满足该时段的负备用需求,出清电价为最后中标的发电企业、电化学储能电站申报电价,如报价相同,中标结果按申报电力比例分配。
(二)如有卖方发电企业、电化学储能电站因省间联络线输送能力、调峰机组变负荷速率、调峰机组深度调峰最小持续时间、日内深度调峰最大调用次数等约束不能成交的,由排序在后的发电企业、电化学储能电站递补。
(三)多个省(市)有调峰需求时,按总需求进行出清,并将出清结果按照省(市)调峰需求比例向中标机组分配。
第四章市场组织流程
第十四条工作日15:00前,华东网调接收国家电力调度控制中心(以下简称国调中心)下发的跨区联络线送电计划,完成次日检修计划审批,将相关断面限额录入安全校核系统。
第十五条工作日15:15前,华东网调根据国调中心下发的跨区域通道日前计划,编制省间联络线计划,下发各省(市)调度机构。
第十六条工作日15:30前,买方调度机构申报每一时段(96点)调峰辅助服务需求,并进行合理性校验和安全校核,保证电网能够安全可靠送出。
第十七条工作日15:50前,卖方调度机构组织直调发电企业、电化学储能电站完成市场报价,并对电厂、电化学储能电站申报的调峰(充电)能力进行合理性校验和初步安全校核,在确保发电企业、电化学储能电站申报的调峰(充电)电力满足电网安全约束后,提交至华东网调。
第十八条工作日16:15前,华东网调组织调峰辅助服务市场集中出清,形成考虑安全约束的出清结果,将出清结果纳入省间联络线日前计划,下发各省(市)调度机构。
第十九条工作日16:45前,买方调度机构接收华东网调下发的联络线关口计划,编制省(市)内机组次日发电计划,经安全校核后下发执行。
第二十条工作日16:45前,卖方调度机构根据华东网调下发的联络线关口计划和调峰辅助服务市场出清结果,将市场成交电力曲线纳入省(市)内平衡,编制省(市)内机组次日发电计划,经安全校核后下发执行。
第二十一条工作日17:00前,华东网调在华东电力调峰辅助服务市场技术支持系统中发布市场出清结果。
第五章电量电费结算
第二十二条华东电力调峰辅助服务市场执行日清月结,优先结算。跨省输电费由卖方发电企业、电化学储能电站承担,按相关规定执行。
第二十三条华东电力调峰辅助服务市场交易结算报表经市场主体核对无异议后进行结算。
第二十四条购入调峰辅助服务省(市)费用结算=出清外送电量×出清电价,由卖出调峰辅助服务省(市)电网企业向购入调峰辅助服务省(市)电网企业支付。
第二十五条卖出调峰辅助服务机组费用结算=出清机组中标上网电量×出清电价,由卖出调峰辅助服务发电企业向所在省(市)电网企业支付,并相应扣抵机组持有的合同电量,即执行时减少发电机组的合同电量,结算时发电机组按原有合同电量电价以及本次合同电量电价分别计算电费后相抵扣。卖出调峰辅助服务电化学储能电站如果仍处于放电状态,则费用结算与发电机组相同。如果处于充电状态,卖出调峰辅助服务电化学储能电站(充电)费用结算=出清中标充电电量×(出清电价+输配电价+政府性基金及附加),由卖出调峰辅助服务电化学储能电站向所在省(市)电网企业支付。国家另有规定的,则按国家规定执行。初期暂不考虑跨省输电费用和网损,根据电网发展和市场情况再予调整。
第二十六条每月15个工作日前,华东网调向华东能源监管局报送调峰辅助服务市场交易结算报表(没有交易不用报送)。
第六章费用分摊
第二十七条购入调峰辅助服务费用由省(市)电网企业向相关发电企业、电化学储能电站等收取,可以通过纳入当地调峰辅助服务市场、“两个细则”分摊调峰辅助服务费用,也可按相应能源监管机构制定分摊细则分摊调峰辅助服务费用,或者按照发电机组、电化学储能电站调峰情况分摊调峰辅助服务费用。
第二十八条根据华东电力调峰辅助服务市场的结算原则,省(市)购买调峰辅助服务费用的分摊结算执行日清月结。
第二十九条省(市)调度机构负责按照相关能源监管机构确定的分摊原(细)则计算相关发电企业、电化学储能电站分摊费用。购入调峰辅助服务费用分摊结算报表按月公示5个工作日,经市场主体核对无异议后结算,或经相应能源监管机构审核后结算。
第三十条每月15个工作日前,省(市)调度机构向相关省(市)能源监管机构报送调峰辅助服务费用分摊结算报表(未发生调峰辅助服务费用分摊不用报送)。
第三十一条按照发电机组、电化学储能电站调峰情况分摊调峰辅助服务费用的,购入调峰辅助服务费用由省(市)电网企业向所有在本省(市)消纳的发电企业(省级及以上调度机构调度管辖发电厂)、电化学储能电站(处于放电状态)分摊。
(一)发电企业、电化学储能电站分摊的该省(市)调峰辅助服务费用=发电企业、电化学储能电站的分摊电量×(发电企业、电化学储能电站在该省(市)的上网电价或落地电价-华东电力调峰辅助服务市场出清电价)。
(二)发电企业、电化学储能电站的分摊电量=该省(市)在华东电力调峰辅助服务市场成交的出清外送电量×分摊比例。
(三)分摊比例为该发电企业、电化学储能电站按照自身调峰不足而多发电量占所有在该省(市)消纳的发电企业调峰不足而多发电量之和的比例。发电企业、电化学储能电站自身调峰不足而多发的电量指在省(市)购买调峰辅助服务的每个时段内,该发电企业、电化学储能电站的发电利用率大于在该省(市)消纳的所有发电企业的平均发电利用率部分的电量。
1.发电利用率=该时段发电企业、电化学储能电站的实际发电出力/该时段发电企业的最大可调出力(电储能电站最大放电功率)。
2.平均发电利用率=该时段的在该省(市)消纳的所有发电企业的实际发电出力之和/该时段的在该省(市)消纳的所有发电企业的最大可调出力之和。
3.因电网安全约束等原因造成发电企业、电化学储能电站无法减出力而多发的电量应从发电企业、电化学储能电站的发电利用率大于所有发电企业的平均发电利用率部分的电量中予以扣除。
(四)在计算发电企业、电化学储能电站分摊费用时,发电企业、电化学储能电站在该省(市)的上网电价或落地电价计算口径如下。
1.发电企业、电化学储能电站在该省(市)的上网电价或落地电价为含税,含脱硫、脱销、除尘,不含可再生能源补贴电价。超低排放电价单独结算的,则不在计算范围;不单独结算的,则在计算范围。
2.发电企业、电化学储能电站在该省(市)的上网电价或落地电价为其在省(市)购买调峰辅助服务时段内所有合同(包括优先发电合同和市场化交易合同等)的加权平均电价。省(市)购买调峰辅助服务时段内合同不能准确分出的,按照当月该发电企业、电化学储能电站所有合同加权平均电价计算(电化学储能电站对应放电合同加权平均电价)。
3.若发电企业在省(市)无批复上网电价,按省(市)燃煤发电基准价作为其在省(市)的上网电价计算分摊费用。
4.若发电企业、电化学储能电站在该省(市)的上网电价或落地电价小于等于华东电力调峰辅助服务市场出清电价,则不需分摊费用。
(五)省(市)外来电中若存在打捆送入省(市)的情况,在结算分摊费用时,按相应打捆方式计算分摊和结算费用。
(六)根据华东电力调峰辅助服务市场分96点报价出清的机制,省(市)在华东电力调峰辅助服务市场中购买调峰辅助服务的费用按照每15分钟一个时段分摊,每个交易日的分摊计算在实际交易日结束后进行。
(七)实际交易日结束后,购买调峰辅助服务的省(市)调度机构根据国调中心、华东网调提供的在该省(市)消纳的省(市)外发电企业的交易日的实际落地电力曲线和最大可调出力曲线(如无法明确,取当日落地最大电力),结合省(市)内发电企业的交易日的实际发电出力曲线和最大可调出力曲线等,计算在该省(市)购买调峰辅助服务的时段内,每个在该省(市)消纳的发电企业应分摊的费用。
第七章市场监管与干预
第三十二条华东能源监管局对调峰辅助服务市场实施监管,可采取现场或非现场方式对本规则实施情况开展检查,对市场主体和市场运营机构违反有关规定的依法依规进行处理。
第三十三条发生以下情况时,华东能源监管局可对市场进行干预,也可授权华东网调进行临时干预:
(一)市场主体滥用市场力、串谋及其它违规情况导致市场秩序受到严重扰乱。
(二)华东电网辅助服务市场平台发生故障,导致市场交易无法正常进行。
(三)因恶劣天气、节假日及其它不可抗力等原因造成负荷突变、电网运行方式发生重大变化,导致市场交易无法正常进行。
第三十四条当全网负备用不足时,华东网调按事故应急模式进行停机和负备用支援。当全网负备用足够但买方无法买到足够负备用时,华东网调和省(市)调度机构对具有调峰能力的卖方机组按剩余可售容量的比例进行直接调用。
第三十五条市场干预的主要手段包括但不限于:
(一)调整有偿调峰基准。
(二)调整市场限价。
(三)调整市场准入和退出。
(四)暂停市场交易,待处理和解决问题后重新启动。
第三十六条为保证市场健康发展,防止市场成员恶性竞争,保障电网安全稳定运行和发电企业利益,初期对卖方发电企业报价设立限价。
(一)卖方机组发电负荷率在50%及以上时,报价应高于华东四省一市最低燃煤发电基准价的55%;卖方机组发电负荷率在50%以下时,报价应高于华东四省一市最低燃煤发电基准价的45%。
(二)当全网负备用足够但买方无法买到足够负备用,华东网调和省(市)调度机构对具有调峰能力的卖方机组按剩余可售容量的比例进行直接调用,结算价格按华东四省一市最低燃煤发电基准价的75%执行。
第三十七条因调峰辅助服务交易、调用、统计及结算等情况存在争议的,提出争议方应在争议发生半年内向华东能源监管局提出书面申请。华东能源监管局依据电力争议调解办法进行处理。
第八章执行与考核
第三十八条各发电企业、电化学储能电站应做好调峰辅助服务市场中标机组、电站的运行和维护工作,执行市场出清结果。
第三十九条当中标机组、电站执行出清结果出现偏差时,由所在省(市)调度机构优先安排调度管辖范围内其它机组承担偏差部分。
第四十条调峰辅助服务市场中标机组未能执行出清结果,省(市)调度机构负责按照《华东区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》《华东区域发电厂并网运行管理实施细则》进行考核。
第九章信息发布
第四十一条调峰市场信息分为日信息以及月度信息,内容包括调峰需求、供应、市场出清、结算等。
第四十二条调峰需求信息:日前经过电力电量平衡后,调峰资源不足的省(市)调度机构向市场平台申报日前调峰购买需求,申报内容为日前96点调峰需求,市场平台发布该调峰需求信息。
第四十三条调峰供应信息:日前经过电力电量平衡后,调峰资源富余的省(市)调度机构核定调度管辖范围内市场成员机组日前96点可售容量,市场平台发布该调峰供应信息。第四十四条调峰市场出清信息:市场出清后,市场平台发布日前调峰辅助服务市场出清结果信息,包含且不限于市场主体、中标时段、中标调峰电力、出清价格等信息。
第四十五条调峰市场结算信息:结算信息内容应体现所有市场成员的调峰服务提供、需求和执行情况,包含且不限于市场主体、中标时段、中标调峰电力、出清电价、输电价格等信息。
第四十六条华东网调应在每月第2个工作日12:00前发布上月调峰市场月度信息。各市场主体如对月度信息有异议,应于第7个工作日17:00点前向华东网调提出核对要求,逾期不予核对。华东网调于第10个工作日发布确认后的统计结果。
第十章附则
第四十七条本规则由华东能源监管局负责解释。
第四十八条华东能源监管局根据市场实际运行和电力体制改革建设情况,组织对相关标准和条款进行修改。
第四十九条本规则自发布日起实施。《国家能源局华东监管局关于印发<华东电力调峰辅助服务市场试点方案>和<华东电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)>的通知》(华东监能市场〔2018〕102号)以及之前印发的与华东电力调峰辅助服务市场相关文件相应废止。
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。
“贵州造”新能源客车驶向“一带一路”,贵阳中安科技集团生产的电缆远销刚果等30余个国家,詹阳重工的极地全地形车驶向南极科考站,这些动辄数吨的“大块头”承载着贵州从代工配套向整装输出的跨越;而毕节明月工艺美术有限公司800余名工人精心雕琢“国际范”动漫手办,锦屏亚狮龙羽毛球占全球羽毛球市
北极星储能网获悉,陕西省发展和改革委员会、国家能源局西北监管局印发《创新支持虚拟电厂参与电力市场促进高质量发展实施方案》,提到,根据聚合资源的不同,虚拟电厂可分为发电类资源、负荷类资源和独立储能类资源三类。其中,发电类资源、负荷类资源内均可包含储能装置,独立储能类资源指的是,符合
6月16日,甘肃能源发布于民勤100万千瓦风光电一体化项目获得核准(备案)的公告称,近日公司收到民勤公司转来的“民勤县发展和改革局关于转发民勤100万千瓦风光一体化项目50万千瓦风力发电项目核准批复的通知,民勤100万千瓦风光电一体化项目获得核准(备案)。据悉,民勤100万千瓦风光电一体化项目是国
北极星储能网获悉,近日,湖南发改委印发《湖南省深化新能源上网电价市场化改革实施细则(暂行)》通知文件。据悉,该文件或为相关部门内部讨论稿,为湖南省承接136号文的细则文件。文件明确湖南省集中式光伏、风电、分布式光伏等所有风电、太阳能发电项目,上网电量全部进入电力市场,上网电价通过市
北极星售电网获悉,6月16日,新疆电力交易中心发布已注册经营主体目录(2025年6月16日披露)。其中包括截至2025年6月16日已独立储能企业目录。详情如下:
北极星储能网获悉,6月13日,宜宾时代新能动力电池有限公司注册成立,公司法定代表人为朱云峰,注册资本为10亿元,企业注册地址位于四川省宜宾市临港经开区,经营范围包含:一般项目:电池制造;电池销售;新兴能源技术研发;新材料技术研发;电子专用材料研发;电子专用材料制造;电子专用材料销售;
六月申城,光耀寰宇,2025SNECPV#x2B;在上海国家会展中心璀璨启幕。在这场汇聚全球顶尖智慧与创新的舞台上,上能电气作为全球领先的构网型光储解决方案供应商,奏响了一场融合前沿科技首秀、尖端思想交锋、全球权威认证、重磅战略携手的光储协奏曲。前沿新品震撼首秀从光伏到储能,上能电气围绕“全新
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,北极星电力网拟于2025年8月7-8日在上海举办2025第七届综合能源服
日前,意大利AnieConfindustria公司在发布的《储能系统观察报告》指出,由于储能容量超过1MWh的“公用事业规模”电池储能系统占主导地位,意大利在去年部署的储能系统储能容量增长主要来自从数量较少但规模较大的电池储能系统。Anie指出,根据电网运营商Terna公司编制的注册统计数据,意大利部署住宅电
【柬埔寨,金边,2025年6月11日,】华为数字能源与SchneiTec合作建成柬埔寨首个储能电站。作为当地的能源标杆企业,SchneiTec此前已成功开发柬埔寨最大规模光伏电站。此次建成的12MWh储能项目中,包含2MWh用于验证华为智能组串式构网型储能技术在离网、弱电网等场景下对电网的稳定作用,实现间歇性可再
2025年6月14-15日,第六届“金风•美孚杯”风电行业篮球邀请赛在金风科技北京亦庄智慧园区成功举办。来自全国绿色能源相关行业的23支队伍在赛场上激烈角逐,以精彩纷呈的体育竞赛,为广大观众传递了“绿色、环保、健康、拼搏”的风电行业文化精神。本届赛事由金风科技携手中国可再生能源学会风能专业委
北极星售电网获悉,6月16日,新疆电力交易中心发布已注册经营主体目录(2025年6月16日披露)。其中包括截至2025年5月16日已注册辅助服务聚合商目录。详情如下:
电力辅助服务市场建设从“试点探索”阶段转向“全国统一制度框架”阶段。(来源:《能源评论》作者:张驰李劲松)2025年4月3日,国家发展改革委、国家能源局正式印发《电力辅助服务市场基本规则》(以下简称《规则》)。《规则》是继《电力中长期交易基本规则》《电力现货市场基本规则》之后,又一个全
“从2015年首次参加电力市场化交易以来,我们用电成本降低。”近日,作为电力市场化改革受益者的贵州遵义铝业公司副总经理陈静说,电力市场化交易让他们获得了实实在在的好处。党的二十届三中全会对能源及电力改革作出了部署,要加快构建全国统一电力市场体系,推动市场基础制度规则统一、市场监管公平
近日,青海电力交易中心发布2025年5月辅助服务聚合商注册注销情况,本月新增注册生效辅助服务聚合商0家,自主注销辅助服务聚合商1家。累计注册生效辅助服务聚合商11家。
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
北极星储能网获悉,陕西省发展和改革委员会、国家能源局西北监管局印发《创新支持虚拟电厂参与电力市场促进高质量发展实施方案》,提到,根据聚合资源的不同,虚拟电厂可分为发电类资源、负荷类资源和独立储能类资源三类。其中,发电类资源、负荷类资源内均可包含储能装置,独立储能类资源指的是,符合
13家联合发出构网倡议,捅破能源转型天花板!全球绿色能源的确已经成为不可逆转的时代潮流,而传统燃煤电厂在历史洪流中开始大规模“退役潮”。有数据显示,在2020-2023年间全球退役燃煤机组超100GW,相当于德国全年发电量的1.5倍,而据华泰证券预测,2025到2030年我国每年将有12GW左右的燃煤电厂退役
北极星售电网获悉,陕西省发展和改革委员会、国家能源局西北监管局近日发布了关于印发《创新支持虚拟电厂参与电力市场促进高质量发展实施方案》的通知,其中提到,将虚拟电厂聚合资源分为发电类资源、负荷类资源和独立储能类资源三类:发电类资源:符合国家及陕西省分布式电源有关管理要求,具备独立上
近年来,在政策和机制的助推下,虚拟电厂发展步入快车道。国网湖北省电力有限公司落实国家电网有限公司部署,大力推进虚拟电厂建设,建成华中地区首个省级虚拟电厂平台,并在控制技术、市场机制等方面开展探索,推动新型电力系统建设。虚拟电厂整合多类可调节资源6月10日,湖北电力调度控制中心的虚拟
北极星售电网获悉,近日,山东省发展和改革委员会发布关于在济南市、淄博市开展居民充电桩车网互动价格机制改革试点的通知。文件提出,试点范围包括济南、淄博市行政区域内,在居民家庭住宅,以及居民住宅小区等执行居民电价的非居民用户中设置的充电设施(向国网山东省电力公司直接报装接电,且具备向
01本周交易轮次详情02轮次及月度均价对比特别说明:表内最高/最低成交价均为滚动撮合阶段成交价,不包含集中竞价成交及双边价格。036月成交均价特别说明:批发市场成交均价并不代表最终到户电价,仅为到户电价中的重要组成部分。046月中长期合约市场电价与国网代理电价对比2025年电网企业代理购电平均
6月11日,辽宁省辽阳市人民政府办公室关于加强协作合力推进全市电网建设的通知(征求意见稿)。其中明确,加快构建能源发展新格局,统筹电源、电网发展,坚持清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的基本原则,以保障大电网安全稳定为主线,保障地区可靠供电,提高电网本质安全。同时结合
6月11日,辽宁省辽阳市人民政府办公室关于加强协作合力推进全市电网建设的通知(征求意见稿)。其中明确,加快构建能源发展新格局,统筹电源、电网发展,坚持清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的基本原则,以保障大电网安全稳定为主线,保障地区可靠供电,提高电网本质安全。同时结合
PART.01本周市场综述市场供需趋势市场供需趋势,本周网供电量环比上周上升20.06%,水电上网电量环比上周上升8.52%,火电上网电量环比上周上升97.57%,新能源上网电量环比上周下降11.46%,外购电量环比上周下降19.93%,留川电量环比上周上升10.97%,外送电量环比上周下降64.55%。综合来看,本周各项指标
北极星售电网获悉,6月11日,上海市经济和信息化委员会发布关于推进2025年空调负荷调节能力建设的通知。文件明确,按照“政府部门主导、电网企业实施、电力用户配合、多方主体参与”的原则,加快推动公共机构、产业园区、综合商场、办公楼宇、酒店宾馆、教育机构等公共建筑空调负荷调节能力建设。力争
为贯彻落实国家能源局和省委省政府安全生产工作要求,深刻汲取近年来电力行业事故(事件)教训,督促落实《电网安全风险管控办法》,有效防范电网大面积停电风险,近日河南能源监管办组织召开电网安全风险管控工作座谈会,就加强电网安全风险管控、做好迎峰度夏电力运行进行座谈交流,提出工作要求。河
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!